Предварительная оценка электрической мощности ТЭЦ. Тэц мощностьСтроительство мини-ТЭЦ мощностью 4 МВт
Введение Настоящее технико-коммерческое предложение разработано на основании опросного листа (заявки) Заказчика. В настоящее время энергоснабжение (пар, горячая вода, электроэнергия) завода осуществляется от ТЭЦ. В связи с повышением тарифов на энергоресурсы Заказчик желает построить автономный источник энергоснабжения предприятия.
2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ Для разработки ТКП Заказчик выдал следующие исходные данные: Основные показатели: 2.1. Нагрузка Электрическая МВт: 7,0 Тепловая Гкал/час: 40,5 В том числе в паре, т/ч: Р=14 кгс/см2, (198 ºС): 22,0 – 24,0 В горячей воде, Гкал/ч, (130 ºС) : 14,0 2.2. Топливо: Основное – природный газ 2.3. Режим работы предприятия круглосуточный, в 3 смены, 365 дней в году. 2.4. Количество часов работы отопления – 5 088 час.
Выдача электроэнергии предусматривается на согласованные с Заказчиком РП при синхронизированной с работой внешней энергосистемой на собственное потребление, без передачи во внешние электрические сети.
ПРЕДЛАГАЕМЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ При сравнении вариантов источников электро- и теплоснабжения (газовая турбина или газопоршневой двигатель) было уточнено, что у Заказчика имеется стабильная круглогодичная потребность в паре, в размере 22 – 24 т/ч. В то же время потребность в горячей воде на отопление и вентиляцию имеет сезонный характер (только отопительный сезон). При таком варианте теплового потребление наиболее выгодно (с точки зрения количества вырабатываемого одновременно тепла и электроэнергии) устанавливать газовую турбину с паровым котлом-утилизатором. Исходя из графика среднечасового потребления электроэнергии, построенного на основании данных из опросного листа выбираем к установке 1 газовую турбину электрической мощностью 4 000 кВт, что позволит загрузить ее для покрытия базовой электрической мощности в течении всего года. Потребляемую сверх установленной электрическую мощность нужно будет докупать. Установить оборудование на большую электрическую мощность не имеет смысла по следующим причинам:
Исходя из вышеизложенного, в качестве технического решения предполагается установка блочно-модульной газотурбинной электростанции ГТЭИ-4 единичной мощностью 4 000 кВт с паровым котлом-утилизатором производительностью 12 т/ч, давлением пара 1,4 МПа (14 кгс/см2) и температурой пара 210 ºС. Режим работы ГТЭИ-4 предусматривает параллельную работу с сетью энергосистемы. При необходимости (при ручном или автоматическом переключении) ГТЭИ-4 может работать в автономном режиме на (локальную сеть) без выдачи мощности в энергосистему. ГТЭИ-4 может эксплуатироваться при относительной влажности воздуха 100% в температурном диапазоне от минус 55 до +34 С в климатических районах УХЛ (ХЛ) по ГОСТ 15150-69. Конструкция ГТЭИ-4 выдерживает сейсмическое воздействие интенсивностью не менее 7 баллов по шкале МSК-64. Элементы конструкции ГТЭИ-4 допускают максимальное значение давления снегового покрова 2кПа (200 кгс/м2) максимальное значение ветра 0,7кПа (70 кгс/м2) в соответствии со СниП 2.01.07-85. Комплектность поставки ГТЭИ-4 приведена в Таблице 1. Таблица 1 Перечень основных составных частей, входящих в ГТЭИ-4 и комплектов, поставляемых с ГТЭИ-4
Технические данные ГТЭИ-4
Примечания: * - В станционных условиях:
** - Параметры даны при параллельной работе с энергосистемой. Поскольку для работы газовой турбины требуется природный газ давлением 1,8 ÷ 2,0 МПа необходимо установить дожимную компрессорную станцию в контейнерном исполнении с двумя поршневыми компрессорами, которая будет расположена вне здания ТЭЦ. Кроме вышеперечисленного оборудования в заводской ТЭЦ предусматривается установка комплекса всего необходимого вспомогательного оборудования (теплосиловая часть, водоподготовка, электросиловая часть, КИПиА, газоснабжения и др.) обеспечивающая нормальный технологический режим работы ТЭЦ. Для выполнения ремонтных работ в помещении будет предусмотрена подвесная кран-балка грузоподъемностью 10 тн. для турбины. Газотурбинную электростанцию необходимо разместить в новом здании. Здание предлагается из быстровозводимых конструкций с ограждающими панелями типа «Сэндвич». В этом же здании необходимо разместить паровой котел-утилизатор. За пределами здания на расстоянии не менее 5 метров от границы стены устанавливается подземная емкость для аварийного слива из масла турбоагрегата. Для удаления дымовых газов от газовой турбины предлагается установить одну самостоятельную дымовую металлическую трубу. Высота дымовой трубы будет определена после выполнения экологической части проекта (защита воздушного бассейна и расчет выбросов). Так как, для эксплуатации ГТЭ и котла-утилизатора не требуется постоянный обслуживающий персонал, то контроль за их работой будет вестись из главной операторской (группового щита ТЭЦ), куда будут вынесены основные параметры работы установок, сигнализации о неисправностях, а также пульты управления оборудования. Выдачу электрической мощности от ГТЭ предлагается выдать на существующие и согласованные Заказчиком РП. Работа ГТЭ будет автоматически синхронизирована с работой внешней энергосистемы.
4. ОРИЕНТИРОВОЧНЫЕ ЭТАПЫ И СРОКИ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА 4.1. Разработка проектной документации – 3-4 месяца. 4.2. Заказ, изготовление и поставка оборудования – 12-14 месяцев. 4.3. Строительно-монтажные и пусконаладочные работы со сдачей объекта Заказчику – 4-5 месяцев. Срок и продолжительность работ указана по этапам Договора и при условии стабильного финансирования.
www.combienergy.ru Технический проект ТЭЦ мощностью 90 МВтСодержание =Введение 1. Исходные данные ТЭЦ 2. Выбор числа и мощности генераторов электростанции 3. Выбор числа и мощности трансформаторов ТЭЦ-90 4. Технико-экономическое сравнение структурных схем 5. Выбор главной схемы электрических соединений 6. Составление схемы замещения в относительных единицах 7. Расчёт токов короткого замыкания 8. Выбор выключателей и разъединителей 9. Выбор шин и токоведущих частей 10. Выбор трансформаторов тока и напряжения 11. Обеспечение собственных нужд ТЭЦ ВведениеСовременная электроэнергетика базируется на трехфазном переменном токе с частотой 50 Гц. Применение трехфазного тока объясняется большей экономичностью сетей и установок трехфазного тока по сравнению с установками однофазного переменного тока, а также возможностью применения наиболее надежных, простых и экономичных асинхронных электродвигателей по сравнению с электродвигателями других типов. В городах, поселках и на крупных предприятиях электрические сети строятся на напряжение 1ОкВ и реже 6кВ. Напряжения 35 и 11ОкВ применяются для связи электростанций между собой при небольших расстояниях и в распределительных сетях при питании потребителей от мощных станций. Напряжения 220, 330 и 500кВ применяются для связи мощных электростанций между собой, передачи больших мощностей на дальние расстояния, а также для межсистемной связи. ТЭЦ, как правило, сооружаются в городах, рабочих поселках и при крупных промышленных предприятиях, т. е. в центре тепловых и электрических нагрузок. Поэтому большая часть генераторов ТЭЦ присоединяется непосредственно к сборным шинам генераторного напряжения 6-10кВ, от которых отходят линии для питания местных потребителей, т. е. промышленных предприятий и городских трансформаторных пунктов ТП. С этих же сборных шин питаются и трансформаторы собственных нужд при наличии избыточной мощности на ТЭЦ последняя передается в энергосистему с помощью повышающих трансформаторов связи, сборных шин повышенного напряжения и линий электропередачи ВЛ. В случае дефицита (недостатка) генерирующей мощности последняя поступает из энергосистемы через те же трансформаторы связи. Электрическая часть каждой электростанции прежде всего характеризуется схемой электрических соединений, на которой условными обозначениями нанесены все агрегаты и аппараты электрической части станции и соединения между ними. 1. Исходные данные ТЭЦ Проектируемая ТЭЦ мощностью 90 МВт работает в энергосистеме, которая представлена ГРЭС-800. Таблица 1. Исходные данные Расходы на собственные нужды принимаем равными 12%. 2. Выбор числа и мощности генераторов электростанции Число и мощность генераторов на ТЭЦ выбираем в зависимости от характера тепловых и электрических нагрузок. При выборе числа и мощности генераторов ТЭЦ, присоединенных к шинам генераторного напряжения, руководствуемся следующими соображениями: - с целью снижения токов к.з. число генераторов, присоединенных к ГРУ, не должно быть меньше двух и больше четырёх; - ударный ток к.з. на шинах генераторного напряжения должен быть не более 300 кА, поэтому для ТЭЦ с выбранными генераторами по 30МВт приходится выполнять предварительный расчет токов к.з.; - суммарная мощность генераторов, присоединенных к шинам генераторного напряжения, должна превышать мощность, выдаваемую с этих шин потребителям. Принимая во внимание выше изложенное, выбираем два генератора которые присоединяются к ГРУ, и поскольку заданная мощность ТЭЦ значительно превышает нагрузку на генераторном напряжении, принимаем один блок генератор-трансформатор и подключаем его к РУ 110кВ. Учитывая вышесказанное и мощность проектируемой ТЭЦ – 90 МВт, выбираем три генератора мощностью по 32 МВт. Таблица 2 Предварительная структурная схема ТЭЦ-90 изображена на рис.1. Т1 Т2 Т3 Г 1 Г 2 Г 3 3. Выбор числа и мощности трансформаторов ТЭЦ-90 Число и мощности выбираемых трансформаторов зависят от их назначения, схемы энергосистемы, схемы включения генераторов, количества РУ на каждом из напряжений. Два трансформатора при этом выбираем трёхобмоточными и один двухобмоточный. Трансформаторы Т1 и Т2 на ТЭЦ служат для связи ОРУ высокого напряжения 110кВ с ОРУ-35кВ и ГРУ-6кВ и электроснабжения потребителей среднего напряжения. Два параллельно работающих трансформатора связи, устанавливаем с целью резервирования питания потребителей 6кВ и 35кВ. 1)Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:  ;  2)Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов  ;  При аварийном отключении одного из двух параллельно работающих трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора и одного трансформатора (наложение аварий), перегрузка оставшегося в работе трансформатора Sт ав не должна превышать 1,4. В связи с обратимым режимом работы трансформаторов связи предусматриваем устройства для регулирования напряжения нагрузкой (РПН) на стороне высшего напряжения (ВН). Блочный трансформатор Т3 рассчитываем по формуле:  ;  По результатам расчетов принимаем Т1-Т2 – трёхобмоточные трансформаторы типа ТДТН- 40000/110 мощностью 40 МВА. А блочный трансформатор Т3 двухобмоточный типа ТРДН–40000/110 мощностью 40МВА. Паспортные данные трансформаторов сведены в таблицу 3. Паспортные данные главных трансформаторов ТЭЦ. Таблица 3. Для проведения технико-экономического сравнения вариантов произведём разработку ещё одной структурной схемы. Возьмём три генератора мощностью по 32МВт. Таблица 4 Предварительная структурная схема ТЭЦ-90 изображена на рис.2.  Рис.2 Т1 Т2 Г1 Г2 Г3 1)Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения: ;  2)Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов ;  По результатам расчетов принимаем Т1-Т2 – трёхобмоточные трансформаторы типа ТДТН- 63000/110 мощностью 63 МВА. Паспортные данные трансформаторов сведены в таблицу 5. Таблица 5. 4. Технико-экономическое сравнение структурных схем. Расчёт технико-экономических показателей 1-ой схемы:   mirznanii.com 1.2 Теплоэлектроцентраль (тэц).Теплоэлектроцентраль - тепловая электростанция, вырабатывающая электрическую энергию и теплоту, отпускаемую потребителям в виде пара и горячей воды. Использование отработанной теплоты паровой турбины является отличительной особенностью ТЭЦ и называется теплофикация. Комбинированное производство энергии двух видов способствует более экономичному использованию топлива по сравнению с его использованием при раздельной выработке электроэнергии на конденсационных электростанциях (ГРЭС) и тепловой энергии в котельных установках. Замена мелких котельных централизованной системой теплоснабжения способствует экономии топлива, снижению загрязнения воздушного бассейна, улучшению санитарной обстановки. Исходный источник энергии па ТЭЦ — органическое топливо (на паротурбинных и газотурбинных ТЭЦ) либо расщепляющееся (ядерное) топливо (на АТЭЦ). Наиболее распространены паротурбинные ТЭЦ. Различают ТЭЦ промышленного типа — для снабжения теплотой предприятий и отопительного типа — для обогрева и снабжения горячей водой жилых и общественных зданий. Отопление от ТЭЦ экономичнее, чем от индивидуальных и даже централизованных котельных, так как на ТЭЦ сетевая вода подогревается отработавшим паром, температуpa которого немногим выше температуры сетевой воды. Теплота от промышленной ТЭЦ передается на расстояние нескольких км (преимущественно паром), от отопительной — до 20—30 км (горячей водой). Основное оборудование паротурбинных ТЭЦ — турбоагрегаты, преобразующие энергию рабочего тела (пара) в электричекую энергию, и котлоагрегаты, вырабатывающие пар для турбин. В состав турбоагрегата входят паровая турбина и синхронный генератор. Паровые турбины, используемые на ТЭЦ, называют теплофикационными. Отобранный пар используют для производственных и отопительных нужд потребителей, для собственных нужд ТЭС (на подогрев питательной воды, ее терминальную дегазацию в десараторах, питание эжекционных установок, конденсаторов и т.д.). Место отбора (ступень теплофикационной паровой турбины) выбирают взависимости оттребуемых параметров пара. Отработанную теплоту теплофикационной турбины с противодавлением используют полностью для нужд производства или отопительной системы. Однако электрическая мощность, развиваемая такими турбинами, зависит от тепловой нагрузки, и при отсутствии последней (например, в летнее время на отопительных ТЭЦ) они не вырабатывают электрической мощности. Поэтому турбины с противодавлением применяют при достаточно равномерной теплотой нагрузке, обеспеченной на все время действия 1ЭЦ (то есть преимущественно на промышленных ТЭЦ). Работающие обычно параллельно с конденсационной теплофикационной паровой турбиной. У теплофикационной турбины сконденсацией и отбором (или отборами) пара для снабжения теплотой потребителей используется лишь пар отборов, а теплота конденсационного потока пара отдается охлаждающей воде и теряется. Для сокращения потерь теплоты такие турбины большую часть времени должны работать по "тепловому" графику, то есть с минимальным пропуском пара в конденсатор. Паровые турбины с конденсацией и отбором пара получили преимущественное распространение на ТЭЦ как универсальные по возможным режимам работы. Их использование позволяет регулировать тепловую и электрическую нагрузки практически независимо одна от другой; в частном случае при пониженных тепловых нагрузках или при их отсутствии ТЭЦ может работать по "электрическому" графику с необходимой полной или почти полной электрической мощностью. Электрическая мощность теплофикационных турбин в отличие от конденсационной выбирают не по заданной шкале мощностей, а по количеству расходуемого или свежего пара. Именно по этому параметру унифицированы крупные теплофикационные турбоагрегаты. Тепловая нагрузка на отопительных ТЭЦ в течение года неравномерна. Для снижения затрат на основное энергетическое оборудование часть теплоты (40 — 50%) в периоды повышенной нагрузки подают потребителям отпиковых водогрейных котлов. Долю теплоты, отпускаемой основным энергетическим оборудованием при наибольшей нагрузке, определяет коэффициент теплофикации ТЭЦ. Подобным же образом можно покрывать пики тепловой (паровой) промышленной нагрузки пиковыми паровыми котлами среднего давления. Теплота может отпускаться по двум схемам: при открытой — пар от турбин направляют непосредственно к потребителям; при закрытой — теплоту к теплоносителю подводят через теплообменники. Выбор схемы в значительной мере определяется водным режимом ТЭЦ. На ТЭЦ используют твердое, жидкое котельное или газообразное топливо. Вследствие близости ТЭЦ к населенным пунктам на них стремятся применять мазут и особенно газ, менее загрязняющие атмосферу выбросами. ТЭЦ обычно отстоят от источников водоснабжения на значительных расстояниях, поэтому на большинстве из них применяют оборотную систему водоснабжения с искусственными охладителями — градирнями. Прямоточное водоснабжение на ТЭЦ встречается редко. В качестве ТЭЦ могут работать также газотурбинные (для привода электричесих генераторов используют, газовые турбины), парогазовые (оснащенные паротурбинными и газотурбинными агрегатами) электростанции и АЭС. В нашей стране ТЭЦ — основное производственное звено в системе централизованного теплоснабжения. studfiles.net Будущее ТЭЦ в России
И. А. Башмаков, Исполнительный директор Центра по эффективному использованию энергии
Различные источники не одинаково оценивают размер российского рынка тепловой энергии и его структуру. Одни включают в расчет только ТЭЦ и крупные котельные (свыше 20 Гкал/ч), а мелкие котельные рассматривают как конечных потребителей топлива, другие же источники учитывают производство тепла малыми котельными. Оценки автора масштабов, структуры и основных индикаторов российского рынка тепла представлены в табл. 1 и 2. Включение малых источников важно по причине растущей их конкурентоспособности по отношению к ТЭЦ и крупным котельным. Индикаторы обеих таблиц говорят сами за себя. В России имеется 485 ТЭЦ. Их доля в производстве тепла составляет 30%. По сравнению с более мелкими системами они имеют меньший удельный вес потерь в сетях - меньший, но не маленький. Потери оцениваются порядка 19%. РАО «ЕЭС России» принадлежат 242 ТЭЦ, остальные находятся в собственности промышленных предприятий, муниципалитетов или коммерческих компаний. Условиями эффективной работы ТЭЦ являются: полная загрузка мощностей, близкое расположение потребителей и высокая плотность тепловых нагрузок. ТЭЦ проектировались для крупных промышленных и плотных бытовых тепловых нагрузок, они производят электроэнергию как побочный продукт. Из-за экономической рецессии часть промышленной нагрузки была потеряна. В 1995-2001 гг. потребление тепловой энергии в промышленности упало на 36%. Но даже в 2000-2001 гг. промышленность все еще потребляла около половины тепла, вырабатываемого на ТЭЦ. Однако, доля зданий в суммарном балансе конечного потребления тепла повысилась до 50%. Промышленность стала только вторым по значимости потребителем тепловой энергии.
Ценовая политика зажала ТЭЦ в «тисках конкуренции» Несбалансированная и негибкая ценовая политика на тепло от ТЭЦ привела к дальнейшему «зачеркиванию» ТЭЦ на картине баланса тепла. Спрос на тепло от ТЭЦ оказался зажатым в «тиски конкуренции» между снижающимся спросом (конкуренция со стороны энергосбережения и прочих энергоносителей (в основном газа и электроэнергии) привела к тому, что в 1990-2001 гг. спрос упал на 600 млн Гкал) и растущим производством тепла от автономных и индивидуальных источников, и малых современных промышленных ТЭЦ (конкуренция со стороны предложения обеспечила увеличение производства тепла на этих источниках, по меньшей мере, на 52 млн Гкал). В итоге производство тепла на ТЭЦ упало на 35% (см. рис. 1). Цены устанавливались без учета того, насколько удален и насколько велик потребитель тепла, каковы реальные потери в тепловых сетях и стоимость транспорта тепла, без какой-либо сезонной гибкости. Коме того, перекрестные субсидии в пользу бытовых потребителей приводили к тому, что крупные промышленные потребители, находящиеся через дорогу от ТЭЦ, платили больше, чем очень удаленные от ТЭЦ мелкие бытовые потребители (см. рис. 1).
Тепловая нагрузка продолжала падать под дополнительным давлением роста издержек. Издержки производства как тепла, так и электроэнергии на ТЭЦ начали свое «восхождение». В.Г. Семенов осуществил первую попытку объяснить этот механизм на основе анализа графика Гинтера [5]. Чтобы проиллюстрировать действие этого механизма во времени, была построена простая модель ТЭЦ и рынка тепла. Зона гибкости тарифной политики определяется следующими решающими параметрами: - доля расходов ТЭЦ, отнесенных на производство тепла; - эластичность спроса на тепловую энергию; - эластичность альтернативного предложения тепловой энергии; - доля постоянных расходов в суммарных затратах ТЭЦ; - доля потерь в тепловых сетях; - расходы на транспорт и распределение тепловой энергии. На первый взгляд, первый фактор является наиболее важным. Он действительно важен (см. рис. 3 и 4). Чем больше затрат отнесено на тепло, тем выше цены на него, тем скорее снижается спрос и растет альтернативное производство, тем быстрее ТЭЦ теряет рынок. В условиях иллюстративного примера есть порог - 30% затрат, отнесенных на тепло, - при превышении которого пружина эскалации расходов работает очень быстро, и ТЭЦ «выжимается» с рынка менее чем за 10 лет. То есть не так много времени требуется, чтобы опустошить ее рыночную нишу. Но форма этого множества кривых зависит не только от этой пропорции, но и от 5 прочих факторов, перечисленных выше. Когда эластичности спроса и альтернативного предложения по ценам равны нулю, то «тиски конкуренции» не работают. В модели использовались статистически проверенные значения эластичностей: спроса по цене - 0,2 и эластичности альтернативного спроса по цене - 0,2. Чем выше их абсолютные значения, тем быстрее ТЭЦ теряет рыночную нишу. Высокие цены на тепло от ТЭЦ сделали экономически выгодными инвестиции в мероприятия, направленные на снижение теплопотребления и замещение тепла другими энергоносителями, а также производство тепла на независимых источниках. Поскольку спрос снижается, значительная доля постоянных затрат в себестоимости тепла на ТЭЦ На рис. 5 показано влияние фактора потерь тепла в предположении, что 30% производственных затрат на ТЭЦ приходятся на долю выработки тепла, и что цена на тепло подразумевает тепло, доставленное потребителю. Очевидно, что когда реальные потери в тепловых сетях повышаются с 10 до 15%, пороговая величина распределения затрат снижается с 30% до 20%. Анализ выборки из 200 систем централизованного теплоснабжения показал, что в 70% таких систем (в основном сравнительно небольших) потери в тепловых сетях составили от 20 до 70%. Потери тепла при обслуживании жилых и общественных зданий выше, чем при обслуживании крупных промышленных потребителей. Поэтому повышение удельного веса зданий в общем числе потребителей привело к росту доли тепловых потерь. Сегодня эти потери оплачиваются преимущественно потребителями, но их доля будет сокращаться по мере оснащения потребителей приборами учета. В результате они будут оплачивать только нормативные потери (около 10%), а сверхнормативные не будут оплачиваться вовсе, если цена будет устанавливаться на выработанное, а не на полезно доставленное потребителю тепло. Затраты на передачу и распределение тепла также являются важными детерминантами скорости, с какой «пружинный механизм» запускает рост тарифов на тепло. Скудость финансовых ресурсов, вложенных в модернизацию систем транспорта тепла, за последние 10 лет, и значительные расходы на обслуживание отслуживших свое трубопроводов привели к существенному росту затрат на транспорт тепла. Во многих системах теплоснабжения они превышают 50% всех расходов. Если ценовые эластичности спроса на тепло и производства тепла на независимых источниках значительны, и если доли постоянных затрат в себестоимости выработки тепла на ТЭЦ и в транспорте, и распределении тепла достаточно велики, а также достаточно велики потери, то стремление сохранить свою нишу на рынке электроэнергии путем отнесения большей части затрат на выработку тепла ведет к сокращению ниши не только на рынке тепла и сокращению выработки тепла, но и сокращению выработки электроэнергии и эскалации тарифов на электроэнергию. При этом, чем ниже изначальные тарифы на электроэнергию (за счет относительного удорожания тепла), тем быстрее они взмывают вверх (см. рис. 6). Таким образом, рассмотренный механизм имеет очень важные и нетривиальные временные характеристики. Производители электроэнергии и тепла, а также регулирующие органы, не смогли их проанализировать и сбалансировать краткосрочное и долгосрочное видение эволюции рынка. Краткосрочные соображения затмили долгосрочную перспективу потери рыночной ниши ТЭЦ. В этих условиях, чем больше затрат ТЭЦ было отнесено на выработку тепла, тем быстрее росли тарифы на тепло от ТЭЦ и - что удивительно - тем быстрее дорожала и становилась неконкурентоспособной электроэнергия, вырабатываемая ТЭЦ. Таким образом, краткосрочные соображения максимизации прибыли являлись скрытой движущей силой «выдавливания» ТЭЦ с рынков производства тепла и электроэнергии и вывода их из игры. В результате, в настоящее время в России крупные ТЭЦ, принадлежащие энергоснабжающим предприятиям, загружены лишь на 40% проектной мощности [6]. Реформирование энергетики и жилищная реформа еще больше сгущают тучи над ТЭЦ, еще быстрее «сжимая» рынок. На рынке все меньше находится места дорогой электроэнергии и теплу, вырабатываемым ТЭЦ. Процесс установления тарифов стал более централизованным и более инерционным. Принято решение о том, что вопросы установления тарифов на электроэнергию от любых источников, а также на тепло от ТЭЦ, поставляемое на оптовый рынок, переходят из ведения РЭК под юрисдикцию ФЭК (это положение противоречит действующему законодательству). Кроме того, период, на который устанавливаются тарифы, теперь составляет один год, а не один квартал, как раньше. ФЭК прямо устанавливает все цены на выработанную электроэнергию и косвенно - цены на тепло от ТЭЦ. Цены на тепло от ТЭЦ, работающих на оптовом рынке, будут устанавливаться также ФЭК. Если они окажутся высокими, то в целях сохранения конкурентоспособности электроэнергии ТЭЦ будут продолжать терять рынок тепла. Если они будут низкими, ТЭЦ не смогут конкурировать на рынке электроэнергии. Если тариф на электроэнергию от ТЭЦ будет устанавливаться ФЭК, это автоматически косвенно определяет тариф на тепло: РЭК ничего не останется, кроме как вычитать требуемую сумму от продажи электроэнергии из доходов ТЭЦ и относить оставшиеся затраты на выработку тепла. Эти положения означают, что возможности усиления конкуренции на рынках тепла и возможности установления цен на электроэнергию и тепло от ТЭЦ на Идут продолжительные дискуссии относительно того, как правильно устанавливать цены на тепло и электроэнергию от ТЭЦ. Недальновидная политика установления тарифов на тепло «выдавливает» тепло от ТЭЦ с рынка (высокие цены приводят к снижению спроса и росту предложения от независимых производителей) и снижает конкурентоспособность ТЭЦ как на рынке тепла, так и на рынке электроэнергии. Многие российские эксперты предлагали подходы, связанные с гибким распределением затрат между выработкой тепла и электроэнергии, для максимизации общей экономической и энергетической эффективности ТЭЦ [7]. Распределение затрат должно зависеть от времени года, климатических условий и множества других факторов. Оно должно принимать во внимание ситуацию на местных рынках тепла и электроэнергии, которая не может полностью контролироваться из центра.
Реформа электроэнергетики и будущее крупных ТЭЦ Будущее крупных ТЭЦ в большой степени зависит от курса проводимой реформы электроэнергетики и соответствующего уровня тарифов на электроэнергию. Если они достаточно высокие, то электроэнергия от ТЭЦ может быть дороже, а тепло - дешевле для сохранения рыночной ниши. Региональные АО-Энерго, которым принадлежат крупные ТЭЦ, на сегодняшний день занимают лишь 7% оптового рынка электроэнергии, а их мощности загружены только на 50%. Атомная энергия преобладает на этом рынке (41 %) при загрузке атомных электростанций на 70%. В то же время, гидроэлектростанции (22% рынка) недогружены. Таким образом, при внедрении реальной конкуренции загрузка гидростанций возрастет, а оптовые цены упадут. Цены на электроэнергию от ТЭЦ будут замыкающими. Это противоречит спросу на тепло во время отопительного периода. Электроэнергия, вырабатываемая на ТЭЦ по конденсационному циклу, не конкурентоспособна. Поэтому ТЭЦ должны производить электроэнергию только по комбинированному циклу, чтобы иметь гарантированный рынок сбыта, по крайней мере, во время всего отопительного периода. Необходимо обязать электросетевые компании хотя бы в течение некоторого переходного периода закупать заданный объем электроэнергии от ТЭЦ во время отопительного сезона. Такое решение действовало до 2003 г. в Дании. Альтернативой этому решению может стать дотирование выработки электроэнергии на ТЭЦ, чтобы сделать ее конкурентоспособной на оптовом рынке. Такая схема начнет работать с 2004 г. в Дании [8] и уже несколько лет работает в Германии. Электроэнергия от ТЭЦ в Германии дотируется в зависимости от года пуска ТЭЦ в размере 1,53-2,56 евроцентов за 1 кВтч. К 2010 г. Эта поддержка снизится до 0,56-1,94 евроцентов за 1 кВтч [9]. РАО «ЕЭС России» рассматривает три возможных сценария для своих ТЭЦ [10]: - Создание акционерных предприятий тепловых сетей с участием муниципалитетов. Эта модель требует повышения эффективности действующих ТЭЦ, развития систем передачи тепла, увеличения объема вырабатываемого на ТЭЦ тепла, модернизации передающего и распределительного оборудования и более гибкой ценовой политики и биллинговой системы. Для этой модели отобрано 195 ТЭЦ, принадлежащих РАО «ЕЭС России». - Выделение 47 более мелких ТЭЦ в теплоснабжающие предприятия, которые будут работать вместе с муниципальными источниками в сфере теплоснабжения. - Вывод из эксплуатации 15 неэффективных ТЭЦ и замена их другими источниками тепла.
Жилищная реформа и будущее ТЭЦ Концептуально (и все более и более в практическом плане) жилищная реформа также основана на внедрении механизмов конкуренции. Крупный бизнес рассматривает внутренний рынок тепла, оборот которого достигает 28 млрд долл. США, как привлекательную сферу деятельности. Конкуренция растет. Правительство объявило о поддержке децентрализации теплоснабжения. Надежность теплоснабжения стала серьезным политическим фактором. Таким образом, конкуренция в большей степени уже присутствует в сфере теплоснабжения: поддержка индивидуальной выработки тепла, децентрализация и диверсификация теплоснабжения. Это приводит к росту альтернативного теплоснабжения, что сужает возможности установления гибких цен на тепло. С другой стороны, жилищная реформа дает стимулы к установке счетчиков и регуляторов расхода тепла, к улучшению состояния ограждающих конструкций зданий. Таким образом, она ведет к повышению эластичности спроса по цене.
Фактические данные для городов, где резко повышались тарифы, а также расчеты на модели МРОЖКУ для Норильска и Воркуты и городов Ханты-Мансийского автономного округа показали, что в каждом городе в каждый момент существует абсолютный максимум готовности и способности граждан расходовать деньги на оплату жилищно-коммунальных услуг (ЖКУ). Возможности его изменения ограничены преимущественно ростом доходов. Активные меры по повышению платежной дисциплины помогают существенно повысить уровень собираемости платежей. При прочих равных условиях, благодаря только этому фактору платежная дисциплина может повыситься на 8-10%. Однако, действенность этих мер сходит на нет, как только доля оплаты за ЖКУ превышает 10-14% от дохода (см. рис. 5). За этим порогом эффект даже самых «жестких мер» пропадает. Этот порог отражает предельную способность и готовность малообеспеченных семей платить за ЖКУ. Ему соответствует неприемлемо низкая платежная дисциплина - 70-80%. Средняя готовность и способность населения платить за ЖКУ равна 5-6% от всех доходов населения (см. рис. 7). Именно в этой точке кривая зависимости пересекает уровень платежной дисциплины 95%. Уровень в 100% практически недостижим ни в одной стране. На уровне, не превышающем 6% от дохода, платят за ЖКУ и обеспеченные слои российского населения даже при полном покрытии ими затрат на ЖКУ. Это - жесткая и устойчивая пропорция в структуре потребительских расходов и не только в России. Только при такой доле удается при «жестких мерах» к задолжникам удержать платежную дисциплину на уровне 95%. Если желаемый уровень дисциплины ниже, скажем, 90%, то порогом будет значение 8% расходов на ЖКУ от доходов населения. Из этого анализа следует очень важная и простая практическая рекомендация: повышать тарифы на ЖКУ можно только до момента, когда платежи за ЖКУ не превысят 5-6% от среднего дохода населения и (или) 10-14%от БПМ. Этот порог один и тот же в России, странах Европейского Союза и в США. В некоторых странах он варьирует от 4 до 10%. Таким образом, покупательная способность устанавливает предел цены, и этот предел является одним из важнейших факторов, обуславливающих ценовую эластичность. Учитывая долю тепловой энергии в расходах на ЖКУ, для тепловой энергии порог составляет 2-3% от среднего дохода. Дисциплина платежей из муниципального бюджета также является производной от изменения тарифов на тепло. Когда тариф значительно превышает покупательную способность муниципального бюджета, но поставки нельзя прервать, а потребление нельзя регулировать, дополнительный рост цен приводит к росту задолженности. Долг поставщиков тепла перед кредиторами составляет 4,2 млрд долл. США, причем, 70% этого долга были порождены низкой платежной дисциплиной бюджета. Высокие затраты и низкая платежная дисциплина подрывают физическую надежность систем теплоснабжения. Отсутствие ресурсов для поддержания инфраструктуры, в свою очередь, приводит к растущим расходам бюджета на устранение последствий аварий. Рост потерь и затраты на устранение аварий приводят к еще большему росту издержек на теплоснабжение и подрывают финансовую стабильность поставщиков тепла. Их плачевное финансовое состояние не позволяет им обращаться в финансовые институты за кредитами и не способствует тому, чтобы частный сектор стремился выйти на этот рынок.
Радужные перспективы мелких ТЭЦ Для мелких ТЭЦ, недавно построенных и оснащенных газовыми турбинами, или модернизированных с установкой газовых турбин, и работающих либо на промышленных предприятиях, либо в муниципальном секторе, перспективы значительно более благоприятные. В Дании, например, они дают уже 50% всей электроэнергии, вырабатываемой на ТЭЦ, и 18% всей вырабатываемой электроэнергии. Даже небольшие котлы (мощностью до 3 Гкал/ч) могут быть эффективно оснащены газовыми турбинами. И такая работа активно разворачивается и в России. По некоторым оценкам, только такие установки могут повысить выработку электроэнергии на 150 млрд кВтч. Это позволило бы удовлетворить весь дополнительный спрос на электроэнергию в Европейской части России [11]. Эксперты-электроэнергетики рассматривают также возможность замены существующего оборудования на крупных ТЭЦ на небольшие установки с газовыми турбинами или на небольшие установки комбинированного цикла (мощностью до 25 МВт) в качестве решения существующих проблем, связанных с ТЭЦ [12, 13]. Сейчас этот подход уже реализуется (в Архангельске в 2002 г. такая ТЭЦ мощностью 18 МВт была запущена в эксплуатацию -прим. авт.).
Поддержка ТЭЦ в России Для улучшения перспектив ТЭЦ в России необходимо принять ряд мер. ТЭЦ должны вырабатывать электроэнергию только по комбинированному циклу. У всей произведенной таким образом электроэнергии должен быть гарантированный рынок, по крайней мере, на протяжении отопительного периода. Необходимо обязать энергосистемы, по крайней мере, в течение некоторого переходного периода покупать электроэнергию у ТЭЦ во время отопительного периода. Альтернативой такому подходу может быть дотирование выработки электроэнергии, производимой на ТЭЦ, чтобы она была конкурентоспособной на оптовом рынке. В настоящее время в тариф на электроэнергию на оптовом рынке заложен инвестиционный компонент, из которого финансируется строительство атомных электростанций. Аналогичный компонент можно заложить для поддержки производства электроэнергии на ТЭЦ. Необходимо провести оценку эластичности спроса на тепловую энергию по цене, а также оценку эластичности производства электроэнергии на других источниках по цене. Тарифы на тепло и электроэнергию должны устанавливаться на основе следующих принципов: - ценовая политика должна ориентироваться на долгосрочную перспективу, необходимо определить пороговые значения тарифов на тепло, превышение которых спускает пружину роста тарифов на тепло и электроэнергию, что сужает рыночную нишу для крупных ТЭЦ; - - перекрестное субсидирование необходимо отменить, принимая во внимание изменение покупательной способности населения и других потребителей; - расчет тарифов необходимо вести на полезно отпущенное тепло с учетом реальных потерь тепла; - при распределении производственных затрат между электроэнергией и теплом необходимо руководствоваться соображениями конкуренции, как на рынке тепла, так и на рынке электроэнергии; - в больших системах необходимо определить зоны теплоснабжения и внедрить зональные тарифы, чтобы близко расположенные крупные потребители оставались в централизованной системе. Еще одно соображение очень важно для будущего крупных ТЭЦ в России. Значительное снижение потерь тепла, постоянных затрат на производство тепла и электроэнергии, а также затрат в системах передачи и распределения тепла могут сделать будущее крупных ТЭЦ в России гораздо благоприятнее. Необходимо консервировать и выводить из эксплуатации излишние мощности ТЭЦ и строить новые небольшие ТЭЦ и установки комбинированного цикла для удовлетворения потенциального роста спроса.
ЛИТЕРАТУРА 1. I. Bashmakov. Energy Subsidies in Russia: The Case ofDistrict Heating. ENERGY SUBSIDIES: designing and implementing reforms. OECD. 2003. 2. Л. Чернышов. Страна готовится к зиме. «Энергосбережение». №5, 2001. 3. В. Семенов, С. Михайлов. «Новости теплоснабжения».№ 4, 2000. 4. А. Некрасов, С. Воронина. Экономические проблемы теплоснабжения в России. «Вестник ФЭК России», № 1-3, 2001. 5. В. Г. Семенов. Возможности ТЭЦ работать на рынке электроэнергии. «Новости теплоснабжения», № 12, 2002; 6. Г. Кутовой. Интервью. «Новости теплоснабжения»,№ 12, 2002, с. 44. 7. И. Леонов. «Новости теплоснабжения», № 7, 2003, с. 5. 8. Т. Hummar. The Interactiion between the EU CHP Directiveand the new Danish regulation. CTI Capacity BuildingSeminar for CCE/FSU Countries. Climate Technology andEnergy Efficiency - Challenges and Chances for ClimateTechnology. September 20-24, 2003. Tutzing, Germany. 9. J. Langrebe. CHP as an important element of a sustainableenergy use in Germany. CTI Capacity Building Seminar forCCE/FSU Countries. Climate Technology and EnergyEfficiency - Challenges and Chances for ClimateTechnology. September 20-24, 2003. Tutzing, Germany. 10.А. Ливинский. «Новости теплоснабжения», № 7,2003, с. 11. 11.Ю. Синяк. Новая концепция теплоснабжения. «Новости теплоснабжения», № 5, 2003, с. 3-5. 12.Ю. Ковылянский. «Новости теплоснабжения», № 7,2003, с. 36. 13.В. Ильянов. «Новости теплоснабжения». № 7, 2003, с. 31.
www.combienergy.ru Выбор структурной схемы ТЭЦ с агрегатами мощностью до 60 МВт3. ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ТЭЦ Для ТЭЦ с агрегатами мощностью до 60 МВт характерна схема со сборными шинами генераторного напряжения, от которых получают электроэнергию местные потребители. Мощность, вырабатываемая генераторами, подключенными к ГРУ, как правило, больше мощности нагрузки потребителей на генераторном напряжении. Однако в некоторых режимах работы ТЭЦ мощность, вырабатываемая генераторами, может быть меньше нагрузки на генераторном напряжении, т.е. возможен реверсивный режим работы трансформаторов связи. Такая ситуация может возникнуть при быстром незапланированном росте нагрузки на генераторном напряжении. [3] На электростанциях первого типа, когда в энергосистему выдается избыточная мощность, принципиально возможна установка одного трансформатора связи с системой, если предельная выдаваемая мощность не превышает резервную мощность в системе и если отказ трансформатора не приводит к ограничению отпуска пара тепловым потребителям из-за возможного несоответствия местной электрической нагрузки и выработки электроэнергии на тепловом потреблении. На ТЭЦ, как правило, устанавливают два трансформатора. Суммарную мощность трансформаторов выбирают по условию:
где При выборе мощности трансформаторов учитывают следующее [5, 9]: а) трансформаторы, как правило, не должны перегружаться при нормальном режиме работы по диспетчерскому (т. е. заданному диспетчером системы) графику нагрузки; б) при выходе из строя одного трансформатора (отказ, ревизия, ремонт) второй длительно не должен перегружаться, для чего возможны снижение выдачи мощности ТЭЦ в систему вплоть до мощности, вырабатываемой на тепловом потреблении, и мобилизация диспетчером системы мощности на других электростанциях; в) трансформаторы связи должны быть рассчитаны нарежим бесперебойного питания нагрузки генераторного напряжения при выходе из строя наиболее мощного генератора; г) конкретная энергосистема, в которую будет входить ТЭЦ, с учетом местных условий и наличия резерва мощности на других электростанциях может снять жесткое требование о выдаче всей избыточной мощности во время минимума нагрузки (ночные часы), оставив требование выдачи всей избыточной мощности только в дневные и вечерние часы (утренний и вечерний максимумы нагрузки энергосистемы). На станциях второго типа (с частичным питанием нагрузки генераторного напряжения от энергосистемы) обычно устанавливают два трансформатора связи. Мощность трансформаторов выбирают из условий их работы без перегрузки в нормальном режиме и работы с допустимой аварийной перегрузкой при отказе одного наиболее мощного генератора или одного трансформатора связи. Последнее условие можно выразить так:
где Поэтому желательна установка трансформаторов с РПН. Структурная схема проектируемой ТЭЦ приведена на рис. 3.1.
Рис. 3.1. Структурная схема ТЭЦ Графики нагрузок генераторов, потребителей 10 кВ и собственных нужд ТЭЦ приведены на рис. 3.2 – 3.4. РГ = 63 МВт; РНАГР. МАКС = 60 МВт.   а) зимой б) летом   Рис. 3.2 Суточные графики нагрузок генераторов ТЭЦ а) зимой б) летом Рис. 3.3 Суточные графики нагрузок потребителей собственных нужд ТЭЦ
а) зимой б) летом Рис. 3.4 Суточные графики нагрузок потребителей 6 кВ ТЭЦ 3.1. Выбор генератора В соответствии с исходными данными, выбираем генератор ТВФ – 63 -2У3. Таких генераторов устанавливаем два. Номинальные данные генератора [5]:РГ = 63 МВт; cos(φГ) = 0,8; UНОМ = 10,5 кВ; Х``d = 0.153 о.е.
3.2. Выбор числа и мощности трансформаторов связи ТЭЦ с системой Для выбора мощности трансформаторов на основании заданных графиков нагрузок генераторов и потребителей 6 кВ, а также максимальной мощности собственных нужд определим перетоки мощности через трансформаторы в нормальном режиме работы, при аварийном отключении одного из генераторов и при аварийном отключении одного из трансформаторов. Нормальный режим работы электростанции: vunivere.ru ТЭЦ-8 — WiKiОсновные данныеОсновные производственные показатели ТЭЦ на 01.01.2009:
Основной вид топлива, использующийся на станции — природный газ. Станция обеспечивает электрической и тепловой энергией крупнейшие промышленные предприятия города, а также жителей, проживающих в Рязанском, Нижегородском, Даниловском, Южнопортовом, и Таганском районах, районе «Замоскворечье». В 2008 году доля выработки электроэнергии в суммарной выработке по ОАО «Мосэнерго» составила 4,55 %, доля отпуска тепла — 3,18 %[1]. ИсторияТЭЦ-8 — первая ТЭЦ Московского объединения государственных электрических станций (МОГЭС) введена в эксплуатацию 1 мая 1930 года и стала первой в СССР теплоцентралью высокого давления. В 1968 году Мосэнергопроектом был составлен проект расширения ТЭЦ-8 до 550 МВт[1]. Первый энергоблок мощностью 50 МВт был включён в декабре 1972 года. До 1981 года ТЭЦ-8 управлялась дирекцией ТЭЦ-9 (расположена у м. Автозаводская), и именовалась «Филиал ТЭЦ-9». В ноябре 1981 г. ТЭЦ-8 выделяется в самостоятельное предприятие Мосэнерго. После ввода в 1986 г. блока 110 МВт и двух водогрейных котлов по 180 Гкал/час установленная электрическая мощность ТЭЦ-8 составила 645 МВт, тепловая мощность — 2216 Гкал/час. В настоящее время установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 605 МВт, тепловая мощность — 2192 Гкал/час[1]. РазвитиеНа ТЭЦ-8 постоянно ведутся работы по модернизации и техническому перевооружению станции: на турбинах станции впервые применена система шариковой очистки конденсаторов, что позволило снизить годовые затраты условного топлива на 2800-3000 тонн; применён механизм получения азота для использования в энергетических целях, что позволило снизить удельные расходы топлива и отказаться от дорогостоящего привозного сырья; внедрена испарительная установка, выполненная по проекту Московского энергетического института, что позволило снизить потери пара, конденсата и тепла путём технологии выпаривания загрязненного конденсата и получения чистой обессоленной воды для котлов; внедрён узел гомогенизации отработанных масел с применением кавитационного оборудования для последующего их сжигания, что позволило значительно сократить количество вредных стоков; выполнены работы по монтажу теплофикационной установки на выхлопе пара от турбин Р-50-130 с применением высокоэффективных пластинных теплообменников (пиковых бойлеров) для получения дополнительной тепловой мощности в объёме до 80 МВт. ЭкологияНа станции большое значение уделяется природоохранной деятельности и улучшению экологических характеристик оборудования. Проводятся мероприятия по снижению выбросов оксидов азота в атмосферу. Ведутся работы по повышению эффективности очистных сооружений для очистки сточных вод, загрязненных нефтепродуктами. Также на станции проводится постоянная работа по оптимизации водопотребления на производственные нужды, результатом которой является ежегодное сокращение расхода городской и Москворецкой воды. ПримечанияСсылкиru-wiki.org Предварительная оценка электрической мощности ТЭЦЭлектрическая мощность ТЭЦ определяется по количеству отпускаемой удельной комбинированной выработки:
где
Расчёт электрической мощности ТЭЦ выполняется методом последовательного приближения, так как неизвестны тип и начальные параметры турбины. Поэтому значения Для определения Nтэц большое значение имеет выбор значений
Похожие статьи:poznayka.org |
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
ТЭЦ в российском балансе тепловой энергии
Доминировали представления о том, что потребление тепла не эластично к цене, и что нет вариантов альтернативного теплоснабжения; о том, что «естественная монополия» - подарок, данный навеки; о том, что продукция ТЭЦ может быть легко замещена на рынке электроэнергии, но не на рынке тепла. Однако, как только улучшилось финансовое состояние промышленных компаний и по мере роста оснащенности потребителей приборами тепловой энергии, снижение спроса и рост альтернативного предложения «сжали» рынок тепла ТЭЦ (см. рис. 2). Многие финансово устойчивые потребители уже отключились от ТЭЦ.
способствует повышению цен на электроэнергию и тепло. Поэтому, чем больше эта доля, тем быстрее ТЭЦ «выходит из игры».
основе анализа экономической ситуации, сложившейся на местных рынках электроэнергии и тепла, утрачены.
Еще один аспект реформы - балансирование покупательной способности и тарифов на тепло. Проблемы установления тарифов тесно увязаны с муниципальным и семейным планированием. Когда цена «зашкаливает» за пределы покупательной способности, проблема неплатежей обостряется. Недавние исследования, проведенные автором, показали, что дисциплина платежей снижается, когда пройден 6%-ый порог доли затрат на жилищно-коммунальные услуги в доходах населения.
тарифы на передачу и распределение тепла должны включать затраты на обслуживание теплосетей, а также потери в системах передачи и распределения;
— установленная мощность генераторов, MBА; 
— нагрузка собственных нужд при максимальной нагрузке генераторов, MBA; 
— минимальная (по суточному графику) нагрузка потребителей генераторного напряжения, MBА.
— наибольший расчетный дефицит мощности ТЭЦ при максимуме нагрузки на генераторном напряжении и отказе одного из генераторов или трансформаторов; 
— коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформаторов.
, (12.1)
- минимальная электрическая мощность ТЭЦ на базе комбинированной выработки электроэнергии; 
- коэффициент выработки мощности за счет вентиляционного пропуска пара в конденсатор, обычно 
= 1,02 – 1,05; 
и 
- удельная комбинированная выработка на базе отопительного и промышленного отборов пара; 
и 
- доля комбинированной выработки на базе регенеративного подогрева конденсата греющего пара отопительного и промышленного отборов;
- коэффициент теплофикации коммунально-бытовой нагрузки, определяемый по технико-экономическим расчётам; 
– расчётная нагрузка коммунально-бытовых потребителей, присоединённых к ТЭЦ;
- коэффициент теплофикации промышленной нагрузки, показывающий целесообразную по технико-экономическим расчетам долю промышленной нагрузки, отпускаемую из отборов и противодавления турбин, от максимальной нагрузки; 
- максимальная тепловая нагрузка промышленных потребителей.
и 
следует предварительно оценить с последующим уточнением.
и 
, которые зависят от теплового баланса района и промышленных предприятий, а также от целесообразного радиуса охвата прилегающих к проектируемой ТЭЦ потребителей теплоты. Последний в свою очередь определяется параметрами и видом теплоносителя, способами прокладки трубопроводов, удельной тепловой плотностью и характером тепловой нагрузки, стоимостью топлива и оборудования. Например, для коммунально-бытовых потребителей с застройкой домами в 5 и более этажей радиус охвата тепловых потребителей – 15 – 20 км. Для технологических потребителей с параметрами пара 0,7 – 1,5 МПа с максимумом тепловой нагрузки более 3000 – 4000 ч в году, радиус охвата 5 – 7 км. Значения 
