Систематизированы и обобщены сведения о первой части технологического цикла тепловой электростанции: подготовке различных видов топлива к сжиганию, организации топочного процесса, получении перегретого пара в котельных установках различных конструкций. Приведены особенности эксплуатации паровых котлов на разных видах органического топлива. Учитывая всё возрастающее значение вопросов охраны окружающей среды, авторы, используя результаты собственных исследований и достижения отечественных и зарубежных энергетиков, подробно рассказывают о методах и конструкциях аппаратов, предназначенных для защиты атмосферы от токсичных и парниковых газов, а также золовых частиц, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами котлов. Пособие предназначено для студентов энергетических специальностей технических вузов, инженерно-технического персонала инжиниринговых компаний и тепловых электростанций, а также слушателей курсов повышения квалификации инженеров-теплотехников.

* * *

Приведённый ознакомительный фрагмент книги Котлы тепловых электростанций и защита атмосферы (В. Р. Котлер, 2008) предоставлен нашим книжным партнёром - компанией ЛитРес .

Глава 2. Органическое топливо и особенности его использования на тепловых электростанциях

2.1. Состав и основные характеристики органического топлива

Первичным источником энергии, который используется на тепловых электростанциях, является ископаемое топливо органического происхождения. Горючие вещества, входящие в состав топлива, – углерод С, водород Н и сера S (за исключением небольшой части серы, содержащейся в минеральной массе топлива – сульфатная сера). Кроме горючих веществ, в состав топлива входят кислород О (поддерживает горение, но теплоты не выделяет) и азот N (не участвующий в реакциях горения инертный газ). Кислород и азот иногда называют внутренним балластом топлива, в отличие от внешнего балласта, к которому относят золу и влагу.

Зола (обозначается буквой «А») – это минеральная часть топлива, включающая оксиды кремния, железа, алюминия, а также соли щелочных и щелочноземельных металлов.

Влага топлива (W) подразделяется на внешнюю и гигроскопическую. При длительном хранении твердого топлива в сухом месте оно теряет внешнюю влагу и становится «воздушно-сухим».

Таким образом, если какое-то количество топлива принять за 100 %, то можно записать:

C r + H r + O r + N r + S л r + A r + W r = 100 %. (2.1)

Индекс «r» в этом уравнении обозначает, что речь идет о рабочей массе топлива, полученного на электростанции (за рубежом обычно говорят не «рабочее», a «as receive», то есть «полученное» топливо).

Исключая из рабочего состава всю влагу, можно получить:

C d + H d + O d + N d + S л d + A d = 100 %. (2.2)

Индекс «d» в этом уравнении обозначает «dry», то есть «на сухую массу».

C daf + H daf + N daf + O daf + S л daf = 100 %. (2.3)

Индекс «daf» в этом уравнении обозначает топливо – «dry ash free», то есть «сухое и свободное от золы».

Сера со значком «л», входящая в вышеприведенные уравнения, во-первых, не включает серу, входящую в состав золы, и, во-вторых, состоит из двух частей: серы органической и серы колчеданной (Fe 2 S), которая присутствует в некоторых марках углей в заметном количестве.

Следовательно, можно рассматривать еще и органическую массу топлива, которая не содержит серы колчеданной:

C o + H o + O o + N o + S o = 100 %. (2.4)

Для пересчета состава топлива, величины выхода летучих и теплоты сгорания с одной массы топлива на другую необходимо воспользоваться коэффициентами пересчета, приведенными в табл. 2.1 .

Некоторые особенности при пересчете характеристик топлива возникают при использовании сланцев, имеющих повышенное содержание карбонатов. Если для обычных видов топлива горючая масса – это разница 100 – W r – А r , то при содержании карбонатов больше 2 % необходимо считать горючую массу по другой формуле:

100−W r −A испр r −(СО 2) K ,

где А испр – зольность без учета сульфатов, образовавшихся при разложении карбонатов и с поправкой на сгорание серы колчеданной, то есть

A испр r = A r −·(1−W r /100),

где S, S ст и S к – содержание серы в лабораторной золе, сульфатной серы в топливе и колчеданной серы соответственно.

Горючими элементами топлива, как уже отмечалось, являются углерод, водород и сера. При полном сгорании с теоретически необходимым количеством окислителя эти компоненты выделяют разное количество теплоты:

С + О 2 = CO 2 − 8130 ккал/кг (34,04 МДж/кг);

2Н 2 + O 2 = 2Н 2 O − 29 100 ккал/кг (121,8 МДж/кг);

S + O 2 = SO 2 − 2600 ккал/кг (10,88 МДж/кг).

Следует учитывать, что углерод составляет большую часть рабочей массы топлива: в твердом топливе его доля равна 50–75 % (в зависимости от возраста углей), а в мазутах – 83–85 %. Водорода в топливе меньше, но он отличается очень высокой теплотой сгорания. Если продукты его сгорания сконденсировать (то есть учитывать не низшую, а высшую теплоту сгорания), выделенная теплота составит даже не 121,8, а 144,4 МДж/кг.

Серу отличает невысокая теплота сгорания, да и количество её, как правило, невелико. Следовательно, сера не представляет существенной ценности как горючий элемент, а вот проблемы, связанные с наличием SO 2 в продуктах сгорания, – весьма существенны.

Таблица 2.1 Коэффициенты пересчета характеристик топлива

Всё вышесказанное относится в основном к твердому и жидкому топливам. Газ, в отличие от них, – механическая смесь нескольких компонентов. В природном газе большинства месторождений основной составляющей является метан – СН 4 , количество которого колеблется от 85 до 96 %. Кроме метана, в составе природного газа обычно имеются более тяжелые углеводороды: этан С 2 Н 6 , пропан С 3 Н 8 , бутан С 4 Н 10 и др. Газ некоторых месторождений, кроме углеводородов, содержит и другие горючие компоненты: водород Н 2 и оксид углерода СО. Из негорючих компонентов в состав газа входят азот N 2 и диоксид углерода CO 2 .

Основной характеристикой любого вида органического топлива является его теплота сгорания, то есть количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании единицы массы (для твердого и жидкого топлива) или единицы объема (для газа). В расчетах чаще всего используют низшую теплоту сгорания (Q i r) – количество теплоты, образовавшейся при сжигании 1 кг угля или мазута, а при сжигании газообразного топлива – 1 м 3 этого газа. При этом предполагается, что продукты сжигания остались в газообразном состоянии. Иногда используют другую теплотехническую характеристику – высшую теплоту сгорания (Q s r), но при этом в тексте обязательно уточняют, что речь идет именно о Q s r (или HHV – higher heating value, в отличие от LНV – lower heating value - низшей теплоты сгорания). Высшая теплота сгорания всегда больше, чем низшая, так как она учитывает дополнительное количество теплоты, выделяющейся при конденсации водяных паров и охлаждении всех продуктов сгорания до исходной температуры.

Пересчет низшей теплоты сгорания на высшую (и наоборот) выполняется по следующей зависимости:

Q i r = Q s r − 6(W r + 9Н r), ккал/кг (2.5)

Q i r = Q s r − 25,12 (W r + 9Н r), кДж/кг. (2.5 а)

Другие характеристики топлив, отличающихся своим агрегатным состоянием, удобнее рассматривать отдельно для твердого, жидкого и газообразного топлива.

2.2. Твердое топливо

Твердое топливо включает в себя прежде всего различные угли (антрацит, каменные и бурые угли), а также торф, сланцы и некоторые виды отходов (как промышленных, так и твердых бытовых отходов – ТБО). К этому же виду топлива относится один из возобновляемых источников энергии – биотопливо, то есть древесина, отходы лесозаготовки, деревопереработки, целлюлозно-бумажного и сельскохозяйственного производства.

Преобладающим видом топлива для тепловых электростанций являются различные марки угля. В России прочно установилось деление углей на бурые (самые молодые), каменные и антрациты (старые угли с максимальной степенью углефикации).

Бурые угли делятся по максимальной влагоемкости (в расчете на беззольную массу W af max) на 3 группы: 1Б (W af max > 50 %), 2Б (30 ≤ W af max ≤ 50) и ЗБ (W af max < 30 %). Бурые угли отличают высокий выход летучих (V daf > 40 %), неспекшийся коксовый остаток и высокая гигроскопичность. В этих углях меньше (по сравнению с каменными углями) углерода и больше кислорода. При сушке на воздухе бурые угли теряют механическую прочность и растрескиваются. Их недостатком является и повышенная склонность к самовозгоранию при хранении на складе.

Классификация каменных углей основана на величине выхода летучих на горючую массу, то есть V daf , %. Если оставить в стороне коксующиеся угли, используемые, главным образом, в металлургическом производстве, то все энергетические угли можно расположить по степени снижения V daf: Д – длиннопламенные; ДГ – длиннопламенные-газовые; Г – газовые (группы 1Г и 2Г); слабоспекающиеся (группы 1CC, 2СС и ЗСС); тощие (группы 1T и 2Т). Тощий уголь 1-й группы имеет V daf больше 12 %, а 2Т – от 8 до 12 %. Замыкают этот ряд антрациты (группы 1А, 2А и ЗА). Все они имеют выход летучих на горючую массу менее 8 %, но группы 1–3 отличаются разной величиной объемного выхода летучих веществ.

Приведенная выше классификация не учитывает каменные угли, подвергшиеся окислению в природных условиях, в период формирования угольных месторождений. Окисленные угли отличают пониженная высшая теплота сгорания на сухую и беззольную массу (Q s daf), а также потеря спекаемости. Различают I группу окисленности (снижение Q s daf на 10 %) и II группу (снижение Q s daf нa 25 %). Так, например, длиннопламенный уголь Таллинского месторождения (Кузбасс) имеет высшую теплоту сгорания Q s daf = 31,82 МДж/кг. Окисленный уголь того же месторождения ДРОК-I (длиннопламенный, рядовой, окисленный I группы) – до 27,42 МДж/кг, а еще более окисленный – ДРОК-II – только 25,04 МДж/кг.

Еще одна важная характеристика каменных углей – размер кусков. Поступивший на электростанцию уголь по этому показателю делится на следующие классы:

плита (П – от 100 до 200 или 300 мм);

крупный (К – 50–100 мм);

орех (О – 25–50 мм);

мелкий (М – 13–25 мм);

семечко (С – 6–13 мм);

штыб (Ш – 0–6 мм);

рядовой (Р – 0–200 или 300 мм).

Верхний предел 300 мм распространяется только на угольные разрезы, то есть на предприятия с открытым способом добычи.

Иногда на тепловые электростанции поступает уголь не прямо от добывающего предприятия, а после обогатительных фабрик. При обогащении углей мокрым и сухим способами различают следующие продукты обогащения: малозольный концентрат, высокозольный промпродукт, отсевы мелких классов, шлам, а также породу и «хвосты», удаляемые в отвал. С учетом этого можно по маркировке поступающего на ТЭС угля представить некоторые характеристики топлива, весьма важные как для надежности топливоподачи в пределах ТЭС, так и для сжигания в котельном цехе. Например, ГСШ – газовый уголь с размерами «семечко» и «штыб», а ГРОКII – это тоже газовый уголь, но «рядовой», 2-й группы окисленности.

Заметную роль в организации топочного процесса играют характеристики минеральной части. Условно можно минеральную часть угля разделить на три группы:

– минералы, занесенные в пласт топлива в результате геологических преобразований в процессе его образования;

– минералы прилегающих к пласту топлива горных пород, занесенные в топливо при его добыче;

– минералы, связанные с органической частью топлива или образующиеся при ее разложении в процессе углеобразования.

Последняя группа минералов называется внутренней золой; она равномерно распределена по органической массе топлива. Первая группа минералов, в зависимости от равномерности их распределения по топливу, может быть источником как внутренней, так и внешней золы. Вторая группа минералов относится к внешней золе.

Еще одна важная деталь: количество золы, получаемой при полном сжигании угля, не равно количеству содержащихся в угле минеральных примесей. Дело в том, что в состав минеральной части входят глинистые минералы, слюды, карбонаты, сульфаты и ряд других веществ. При нагревании глинистых минералов и слюд в топке сначала происходит потеря кристаллизационной воды (до 500–600 °С), затем разрушается первоначальная кристаллическая решетка и образуются вторичные минералы (муллит, шпинель и др.). При дальнейшем повышении температуры (сверх 1100 °С) начинается плавление. Еще раньше, в диапазоне температур 400–900 °С, разлагаются карбонаты и образуются весьма тугоплавкие оксиды. При температурах 700–800 °С в окислительной среде полностью выгорает пирит. Все эти процессы при горении топлива приводят к значительному изменению состава и массы минеральных примесей. Таким образом, правильнее считать, что зола – твердый продукт реакций минеральной части топлива, образующийся при сжигании этого топлива.

Многочисленные исследования показали, что при сжигании каменных углей минеральная масса обычно оказывается больше, чем зольность, а для малозольных бурых углей – меньше.

Для общей оценки химических свойств золы введены понятия «кислого» и «основного» состава шлака. Поведение золы в топке в значительной степени определяет величина отношения оксидов кислотного характера к основным:

С учетом этого выражение золы углей Донбасса, большей части Кузнецкого, Подмосковного, Экибастузского и некоторых других бассейнов относят к кислым. Угли Канско-Ачинского бассейна, торф, сланцы имеют золу, которая относится к основным (К<1,0). Состав золы оказывает большое влияние на шлакующие свойства твердых видов топлива.

2.3. Газообразное топливо

В условиях Российской Федерации газообразное топливо – это прежде всего природный газ, так как на долю России приходится почти треть всех разведанных запасов природного газа. Как уже отмечалось, газообразное топливо – смесь горючих и негорючих газов, содержащих небольшое количество примесей в виде водяного пара и пыли. Кроме природного газа, на электростанции могут поставляться попутные и промышленные газы: доменный, коксовый, синтез-газ.

Теплота сгорания отдельных газов и их массовая плотность приведены в табл. 2.2 .

Таблица 2.2. Теплота сгорания и плотность газов

*Значения плотности даны при 0° С и 101,3 кПа.

Основная часть природного газа – метан, доля которого в разных месторождениях составляет от 84 до 98 %. Значительно меньше в природном газе более тяжелых предельных и непредельных углеводородов. Имеются месторождения с заметным содержанием токсичного и коррозионно-активного сероводорода H 2 S. В России к их числу относятся, например, Оренбургское и Астраханское месторождения. Использование такого газа на электростанциях возможно только после его очистки на газоперерабатывающих заводах.

Попутные (нефтепромысловые) газы состоят из метана и других составляющих. В этих газах значительно меньше СН 4 , но зато количество тяжелых углеводородов составляет уже десятки процентов. Количество и качество попутного газа зависят от состава сырой нефти и ее стабилизации на месте добычи (только стабилизированная нефть считается подготовленной для дальнейшей транспортировки по трубопроводам или в танкерах).

Средние характеристики попутных газов некоторых месторождений Российской Федерации приведены в табл. 2.3 .

Таблица 2.3. Состав и плотность попутных газов

Таблица 2.4. Состав и плотность промышленных газов

Кроме природных и попутных газов, в промышленности иногда используют различные искусственные газы. На предприятиях металлургической промышленности (доменное производство и коксовые печи) образуется большое количество низкокалорийного доменного газа (Q i r = 4,0÷5,0 МДж/м 3) и среднекалорийного коксового газа (Q i r = 17÷19 МДж/м 3), содержащего Н 2 , СН 4 , СО и другие горючие газообразные компоненты (табл. 2.4 ). Перед использованием в котлах доменный и коксовый газ должны быть очищены от пыли.

В некоторых странах, не столь богатых природным газом, как Россия, существует целая отрасль промышленности, занятая производством генераторных газов, часто называемых синтез-газами. Разработаны методы и создано оборудование для получения удобного при использовании в быту топлива путем газификации твердых органических топлив: угля, сланцев, торфа, древесины. При использовании в качестве окислителя обычного воздуха получают низкокалорийный газ (3÷5 МДж/м 3), а газификация на кислородном дутье позволяет получить среднекалорийный газ с Q i r = 16÷17 МДж/м 3 . Такой газ, в отличие от низкокалорийного, можно использовать не только на месте получения, но и транспортировать на некоторое расстояние. Состав генераторного газа определяется исходным топливом и технологией его газификации.

Однако в условиях российской действительности, при сравнительно низких ценах на природный газ, все виды генераторного газа оказываются неконкурентоспособны по сравнению с природным газом. Тем не менее в некоторых случаях (при отсутствии вблизи объекта газовых магистралей или необходимости утилизировать содержащие органические вещества отходы производства), практикуют установку газификаторов с воздушным или паровоздушным дутьем для получения газовой смеси, содержащей Н 2 , СО и небольшое количество углеводородов, что позволяет обеспечить газообразным топливом отопительные котлы с автоматизированными горелками и высоким КПД.

Во второй половине прошлого века в промышленном масштабе было налажено производство СПГ – сжиженного природного газа. Это фактически новый вид топлива, который на первой и последней стадиях своего существования является газом, но при транспортировке и хранении ведет себя как жидкое топливо (обеспечивая тем самым широкий рынок для реализации на огромных территориях, куда невозможно или нецелесообразно тянуть газовую магистраль). Получается СПГ путем сжижения природного газа за счет охлаждения его до температуры ниже – 160 °С. После регазификации на месте потребления СПГ не теряет свойств, характерных для обычного природного газа. При давлении 0,6 МПа, которое является рабочим при транспортировке и хранении СПГ, его плотность составляет 385 кг/м 3 . Понятно, что при такой температуре хранить и перевозить СПГ приходится в специальных (криогенных) емкостях. Стоимость таких установок достаточно высока, однако цена сжиженного природного газа существенно ниже стоимости аналогичного продукта – сжиженного углеводородного газа, более известного под названием пропан-бутановой смеси.

Сырьем для получения пропан-бутановых смесей, широко используемых пока что только в жилищно-бытовом секторе, является, главным образом, попутный газ нефтедобычи. Другой источник сжиженного газа – нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), на которые поступает сырая нефть, содержащая сжиженные нефтяные газы. В процессе дистилляции они улавливаются, причем их выход составляет 2–3 % объема перерабатываемой нефти. Теплота сгорания этого топлива и другие его характеристики зависят от соотношения между содержанием бутана и пропана.

2.4. Жидкое топливо

Жидкое топливо – это, как правило, продукт переработки сырой нефти (хотя в некоторых странах освоена технология получения жидкого топлива из угля, сланцев или других органических веществ). Сырая нефть является смесью органических соединений, а также некоторого количества сернистых и азотных соединений, парафинов и смол. После переработки сырой нефти на НПЗ получаются легкие сорта топлива: бензин, керосин и дизельное топливо. Эти виды топлива используются, главным образом, на транспорте, в коммунально-бытовом секторе и в двигателях внутреннего сгорания различных промышленных предприятий.

Затем на НПЗ получают топочные мазуты, которые являются тяжелыми крекинг-остатками или смесями крекинг-остатков с мазутами прямой перегонки. Помимо высокой вязкости и плюсовой температуры застывания, в топочных мазутах допускается более высокое содержание механических примесей, серы и воды. Топочные мазуты поступают на тепловые электростанции и крупные котлы промышленных котельных. При этом бо́льшая часть минеральных примесей, содержащихся в исходной нефти, концентрируется именно в мазуте.

В соответствии с Российскими стандартами на электростанции поставляются мазуты марок 40 и 100. Марка в данном случае определяется предельной вязкостью мазута при температуре 80 °С. Для мазута марки 40 она не должна превышать 8,0 градусов условной вязкости (°ВУ), а для мазута марки 100 – 15,5 °ВУ При подогреве мазута вязкость снижается до уровня, который обеспечивает устойчивый транспорт мазута по трубопроводам и тонкое распыливание в механических форсунках (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Диаграмма «Вязкость – температура» для жидкого топлива

По содержанию серы мазуты разделяются на малосернистые (S r ≤0,5 %), сернистые (до 2,0 % серы) и высокосернистые (до 3,5 % серы). Уровень сернистости зависит, главным образом, от содержания серы в исходной нефти: при ее переработке от 70 до 90 % сернистых соединений переходит в мазут, создавая тем самым серьезные трудности для эксплуатационного персонала ТЭС.

Из других характеристик мазута существенное значение имеют также зольность, влажность и плотность мазута.

Зольность, как и в случае с сернистостью, зависит от содержания минеральных примесей в исходной нефти. При ее переработке эти примеси концентрируются, главным образом, в мазуте. Тем не менее золовой остаток при сжигании мазута настолько мал, что золоочистка дымовых газов на мазутных котлах, как правило, не требуется. Особенностью золы мазута является наличие в ней ванадия. В пересчете на пятиокись ванадия V 2 О 5 этот компонент, представляющий большую ценность для промышленности, может достигать 50 % при сжигании высокосернистых мазутов.

При сгорании мазута часть компонентов его золы возгоняется, а затем конденсируется на конвективных поверхностях нагрева. На эти первичные отложения осаждаются твердые или расплавленные частицы золы, а также сажевые и коксовые частицы, создавая прочные, прилипающие к трубам загрязнения. Трудноудаляемые отложения, содержащие оксиды ванадия, никеля, железа и натрия, ухудшают теплопередачу, нарушают температурный режим и повышают аэродинамическое сопротивление конвективных поверхностей нагрева. На поверхностях нагрева с температурой металла ниже точки росы образуется пленка серной кислоты, на которую также осаждаются твердые частицы золы и кокса.

Влажность мазута, отгружаемого потребителю, как правило, не превышает 1,5–2 %. Но в процессе слива мазута из цистерн и хранения его в мазутных резервуарах влажность мазута увеличивается за счет пара, который используется для поддержания нужной температуры (подробнее см. в гл. 3 ).

Плотность мазута обычно оценивается отношением фактической плотности к плотности воды при температуре 20 °С. При повышении температуры относительная плотность мазутов уменьшается и может быть рассчитана по формуле

где ρ t и ρ 20 – относительные плотности мазута при фактической температуре t и при 20 °С, β – коэффициент объемного расширения при повышении температуры мазута на 1 °С. Для большинства мазутов β = (5,1÷5,3)·10 -4 .

Еще две характеристики мазута представляют интерес при эксплуатации мазутного хозяйства: температура застывания и температура вспышки. Первая – это температура, при которой мазут загустевает настолько, что в пробирке, наклоненной на 45°, поверхность мазута остается неподвижной в течение 1 мин. Для мазутов марки 40 максимальная температура застывания составляет +10 °С, а для мазута марки 100, с повышенным содержанием парафинов, температура застывания повышается до 25 °С.

Температурой вспышки называют температуру, при которой пары мазута в смеси с воздухом вспыхивают при контакте с открытым пламенем. У разных марок мазута температура вспышки меняется в широком диапазоне. Мазуты, не содержащие парафинов, имеют температуру вспышки от 135 до 234 °С, а температура вспышки парафинистых мазутов близка к 60 °С. При выборе схемы подогрева мазута следует учитывать температуру вспышки, чтобы не допустить пожароопасной ситуации.

размер шрифта

ПРИКАЗ Минэнерго РФ от 04-09-2008 66 ОБ ОРГАНИЗАЦИИ В МИНИСТЕРСТВЕ ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РАБОТЫ ПО УТВЕРЖДЕНИЮ... Актуально в 2018 году

II. Методика выполнения расчетов нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных организаций электроэнергетики

22. ННЗТ из расчета работы станции в режиме выживания в течение суток рассчитывается для всех видов топлива по формуле:

(2.1)

Где: В_усл - расход условного топлива на производство электро- и теплоэнергии в режиме "выживания" за 1 сутки;

N_сут - количество суток, в течение которых обеспечивается работа ТЭС и котельных в режиме "выживания". В расчете принято для ТЭС, сжигающих уголь, мазут, торф и дизельное топливо, N_сут = 7, сжигающих газ - N_сут = 3;

7000 - теплота сгорания условного топлива, ккал/кг;

Q(р)_н - теплота сгорания натурального топлива, ккал/кг.

Расход условного топлива на производство электро- и теплоэнергии (В_усл) в режиме "выживания" за 1 сутки определяется по формуле:

В_усл(ээ) - расход условного топлива на отпуск электроэнергии в режиме выживания;

Где b_ээ - удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии, г/кВтч (определяется в соответствии с нормативно-технической документацией по топливоиспользованию электростанции).

Для электростанций, работающих изолированно от Единой энергетической системы России, В_усл(ээ) рассчитывается не на отпуск, а на выработку электроэнергии за сутки (с учетом собственных нужд), необходимую для обеспечения работы электростанции в режиме "выживания".

Э_от - отпуск электроэнергии с шин за сутки, необходимый для обеспечения работы электростанции в режиме "выживания", млн. кВтч:

Где Э_выр. - выработка электроэнергии за сутки, млн. кВтч;

Э_сн. - расход электроэнергии на СН (собственные нужды) за сутки, млн. кВтч.

В_усл(тэ) - расход условного топлива на отпуск теплоэнергии в режиме выживания:

Где b_тэ - удельный расход условного топлива на отпуск тепла, кг/Гкал (определяется в соответствии с нормативно-технической документацией по топливоиспользованию электростанции);

Q_от - отпуск тепла за сутки, необходимый для обеспечения работы электростанции, котельной в режиме "выживания", тыс. Гкал.

(2.6)

Q(вн.п.)_т - отпуск тепловой электроэнергии неотключаемым потребителям за сутки, тыс. Гкал;

Q(с.н.)_т - тепловые собственные нужды электростанции, котельной, тыс. Гкал.

23. Годовой расчет НЭЗТ выполняется по состоянию на контрольную дату 1 октября планируемого года для электростанций и котельных электроэнергетики. К итогам расчетов НЭЗТ прилагается пояснительная записка.

24. По особенностям схемы выполнения годового расчета НЭЗТ электростанции и котельные могут делиться на:

Стандартные (с возможностью регулярных поставок топлива);

с ограниченными (сезонными) сроками завоза топлива.

25. За основу расчета НЭЗТ для стандартной группы электростанций и котельных принимаются среднесуточные расходы угля, мазута, торфа, дизельного топлива в январе и апреле планируемого года на электростанциях или котельных, необходимые для выполнения производственной программы выработки электрической и тепловой энергии планируемого года.

26. Расчет НЭЗТ выполняется по формуле:

НЭЗТянв = В_пр.янв x К_р.янв x T_пер x К_ср тыс. т,	(2.7)
НЭЗТапр = В_пр.апр x К_р.апр x T_пер x К_ср,

Где: В_пр - среднесуточный расход топлива для выполнения производственной программы в январе и апреле планируемого года, тыс. т;

К_р - коэффициент изменения среднесуточного расхода топлива в январе и апреле определяется по формуле:

К_р.янв = (В_пр.янв: В_1янв + В_1янв: В_2янв + В_2янв: В_3янв) : 3,	(2.8)
К_р.апр = (В_пр.апр: В_1апр + В_1апр: В_2апр + В_2апр: В_3апр) : 3

В_1, В_2, В_3 - фактические среднесуточные расходы топлива в январе и апреле за первый, второй и третий годы, предшествующие планируемому году (при отсутствии фактических данных за год, предшествующий планируемому, могут быть приняты плановые значения).

При расчетах нормативов резервного топлива в случаях, когда одно из значений среднесуточного расхода топлива (В_пр, В_1, В_2, В_3) имеет нулевое или близкое к нулю значение в январе и апреле, НЭЗТ на 1 октября планируемого года принимается на уровне наибольшего нормативного значения в течение трех лет, предшествующих планируемому году.

Среднесуточные расходы топлива приводятся в таблице 1.

Таблица 1

Среднесуточный расход топлива
на 1 января/ на 1 апреля	планируемый год	предшествующие годы
		первый	второй	третий
	В_пр	В_1	В_2	В_3
	уголь
январь
апрель
	мазут
январь
апрель

К_ср - коэффициент возможного срыва поставки (учитывает условия поставки, создающиеся в зависимости от положения на рынке топлива, взаимоотношения с поставщиками, условия перевозки и другие факторы, увеличивающие время перевозки) принимается в диапазоне 1,5 - 3,5 (обоснование принимаемого значения коэффициента приводится);

T_пер - средневзвешенное время перевозки топлива от разных поставщиков (с учетом времени его разгрузки на электростанции, котельной) определяется по формуле:

(2.9)

Где: T_1, T_2, ..., T_N - время перевозки и разгрузки топлива от разных поставщиков (по видам топлива), сутки;

V_1, V_2, ..., V_N - расчетные объемы поставок топлива от разных поставщиков (по видам топлива).

27. Для действующих тепловых электростанций и котельных расчет НЭЗТ проводится без учета неизвлекаемого ("мертвого") остатка мазута. Для вновь вводимых в эксплуатацию мазута. В расчете учитывается 40%-ное снижение подачи газа в течение 28 суток - по 14 суток в декабре и январе. Объем резервного топлива (угля или мазута) на замещение ограничения подачи газа определяется по эквивалентным коэффициентам (К_экв), учитывающим теплотворную способность топлива в соотношении к условно приведенному топливу с теплотой сгорания 7000 ккал/кг (НЭЗТзам.).

30. В случаях раздельного сжигания (по очередям или котельным установкам) углей различных месторождений или невзаимозаменяемых месторождений НЭЗТ определяется по каждому месторождению. Общий НЭЗТ по электростанции или котельной определяется суммированием угля по месторождениям.

31. НЭЗТ 1 октября планируемого года для объединений электростанций и (или) котельных или отдельных электростанций и котельных, имеющих ограниченные (сезонные) сроки завоза, должен обеспечивать их работу на весь период, на который завозится топливо, с коэффициентом запаса (К_з) в пределах 1,2, учитывающим возможный по объективным условиям сдвиг времени начала поставок топлива в районы с ограниченным сроком поставок. В перечень подобных электростанций включаются электростанции, не имеющие размораживающих устройств при получении смерзающихся углей в зимнее время.

32. ОНЗТ рассчитывается по сумме ННЗТ и НЭЗТ. Результаты расчетов для электростанций и котельных организаций электроэнергетики оформляются по форме согласно приложению 2 к настоящей Инструкции.

Приказ
Министерства промышленности и энергетики
Российской Федерации
от 4 октября 2005 г. № 269

Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных

В целях реализации Постановления Правительства Российской Федерации от 16 июня 2004 г. № 284 "Об утверждении Положения о Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 25, ст. 2566; № 38, ст. 3803; 2005, № 5, ст. 390) приказываю:

1. Утвердить прилагаемое Положение об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных.

2. Утвердить прилагаемый Порядок расчета и обоснования нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных.

3. Контроль за исполнением настоящего Приказа оставляю за собой.

Врио Министра

ПОЛОЖЕНИЕ Об организации в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных

1. Настоящее Положение определяет порядок рассмотрения и утверждения нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных (далее - нормативы).

2. Утверждению в соответствии с настоящим Положением подлежат нормативы создания запасов топлива (угля, торфа, мазута, дизельного топлива) на расчетный период на тепловых электрических станциях (далее - ТЭС) и котельных, имеющих регулярные поставки топлива. Для электростанций, работающих на газовом топливе, утверждению подлежат нормативы резервного вида топлива.

3. Для утверждения нормативов организация до 1 июня года, предшествующего периоду регулирования, представляет в Минпромэнерго России заявление с обосновывающими материалами в соответствии с пунктом 8 настоящего Положения.

4. Материалы по обоснованию нормативов в день их поступления в Минпромэнерго России подлежат обязательной регистрации в журнале учета документов по нормативам.

Каждому заявлению, поступившему в Минпромэнерго России, присваивается номер, указывается время, число, месяц и год поступления, а также проставляется штамп Минпромэнерго России.

5. После регистрации материалы по обоснованию нормативов передаются на рассмотрение в Департамент топливно-энергетического комплекса Минпромэнерго России.

Документы, содержащие коммерческую и служебную тайну, должны иметь соответствующую отметку.

6. Процедура утверждения нормативов проводится путем рассмотрения соответствующих дел.

7. Для организации работы по утверждению нормативов образуется Комиссия по утверждению нормативов (далее - Комиссия), а также определяется уполномоченный по делу из числа сотрудников Департамента топливно-энергетического комплекса.

8. По каждому заявлению организации открывается дело об утверждении нормативов, в которое подшиваются следующие материалы:

1) письменное заявление об утверждении нормативов, к которому прилагаются копии учредительных и регистрационных документов, справка налогового органа о постановке на учет.

2) документы, обосновывающие значения нормативов, представленных к утверждению на расчетный период, в соответствии с перечнем и требованиями Порядка расчета и обоснования нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных (далее - Порядок).

Дело содержит опись документов, хранящихся в нем, в которой для каждого документа указываются: его порядковый номер в деле, дата поступления, наименование и реквизиты, количество листов, фамилия, инициалы и подпись работника Минпромэнерго России, внесшего документ в дело.

9. При накапливании в одном деле большого количества документов допускается деление дела на тома. В этом случае на титульном листе тома также указывается порядковый номер тома. Опись документов должна соответствовать фактически находящимся в данном томе документам.

10. В деле об утверждении нормативов производятся записи по следующим графам:

1) в графе "Номер документа" проставляется порядковый номер поступившего документа;

2) в графе "Дата приема" проставляется дата приема (поступления) документов (в том числе по дополнительному запросу);

3) в графе "Поступившие документы" указывается наименование поступившего документа и количество листов;

4) в графе "Документы принял" указываются фамилия и инициалы уполномоченного по делу об утверждении нормативов, и ставится его подпись;

5) в графе "Принятое решение" указываются сведения о результате рассмотрения представленных документов.

11. Уполномоченный по делу в недельный срок с момента регистрации проверяет правильность оформления материалов по нормативам: комплектность; наличие указанных приложений; наличие удостоверяющих реквизитов (подписи, штампа, регистрационного номера, фамилии и номера телефона заявителя), проводит анализ представленных материалов на предмет их соответствия требованиям, указанным в Порядке, и направляет организации извещение об открытии дела с указанием должности, фамилии, имени и отчества лица, назначенного уполномоченным по делу, а также даты рассмотрения дела по утверждению нормативов.

12. Минпромэнерго России организует проведение экспертизы материалов, обосновывающих значения нормативов, представленных на утверждение.

13. Срок проведения экспертизы определяется Комиссией в зависимости от трудоемкости экспертных работ и объема представленных материалов, но не должен превышать 30 дней.

14. По результатам экспертизы составляется заключение, которое приобщается к делу об утверждении нормативов. Экспертные заключения представляются не позднее, чем за две недели до даты рассмотрения Комиссией дела об утверждении нормативов.

15. Экспертные заключения помимо общих мотивированных выводов и рекомендаций должны содержать:

1) оценку достоверности данных, приведенных в предложениях об утверждении нормативов;

2) анализ соответствия расчета нормативов и формы представления предложений утвержденным нормативно-методическим документам по вопросам утверждения нормативов;

3) расчетные материалы и сводно-аналитические таблицы;

4) обосновывающие документы;

5) иные сведения.

16. Организации за 2 недели до рассмотрения дела об утверждении нормативов направляется извещение о дате, времени и месте заседания Комиссии и проект протокола Комиссии об утверждении нормативов.

17. Комиссия рассматривает на своих заседаниях представленные организациями материалы по утверждению нормативов, экспертные заключения и выносит решения по вопросу утверждения нормативов.

18. В случае если представленные материалы по своему объему, содержанию и обоснованности не позволяют сделать заключение по утверждению нормативов, то Комиссия принимает решение о необходимости дополнительной проработки материалов.

19. В течение 5 дней со дня оформления протокола издается приказ Минпромэнерго России об утверждении нормативов, включающий в себя:

1) величину утвержденных нормативов;

2) дату введения в действие нормативов;

3) сроки действия нормативов.

Выписка из приказа с приложением утвержденных нормативов, заверенная печатью Минпромэнерго России, направляется организации.

20. Приказ Минпромэнерго России об утверждении нормативов публикуется на сайте Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации.

Утвержден

Приказом Минпромэнерго России

ПОРЯДОК

РАСЧЕТА И ОБОСНОВАНИЯ НОРМАТИВОВ СОЗДАНИЯ ЗАПАСОВ ТОПЛИВА НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ И КОТЕЛЬНЫХ

I. Порядок формирования технологических запасов топлива на электростанциях и котельных электроэнергетики

1. Порядок расчета и обоснования нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных устанавливает основные требования к нормированию технологических запасов топлива (уголь, мазут, торф, дизельное топливо) при производстве электрической и тепловой энергии.

2. Норматив создания технологических запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных является общим нормативным запасом топлива (далее - ОНЗТ) и определяется по сумме объемов неснижаемого нормативного запаса топлива (далее - ННЗТ) и нормативного эксплуатационного запаса основного или резервного видов топлива (далее - НЭЗТ).

3. ННЗТ обеспечивает работу электростанции и котельной в режиме "выживания" с минимальной расчетной электрической и тепловой нагрузкой по условиям самого холодного месяца года и составом оборудования, позволяющим поддерживать плюсовые температуры в главном корпусе, вспомогательных зданиях и сооружениях.

4. НЭЗТ необходим для надежной и стабильной работы электростанций и котельных и обеспечивает плановую выработку электрической и тепловой энергии.

5. Регламентирование действий с ННЗТ на тепловых электростанциях и котельных необходимо в целях предотвращения последствий полного останова электростанций или котельных и связанных с ним длительных ограничений и отключений потребителей.

6. Регламентирование НЭЗТ на электростанциях и котельных помимо обеспечения надежной и стабильной работы необходимо также и в целях контроля над созданием запасов топлива при подготовке электростанций и котельных всех назначений к работе в осенне-зимний период (далее - ОЗП).

7. На электростанциях, работающих в единой энергосистеме, в составе ННЗТ учитывается необходимость электроснабжения неотключаемых потребителей, питающихся от фидеров электростанции и не имеющих резервного питания от единой энергосистемы.

8. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанции, а также на электроснабжение потребителей, за исключением не отключаемых, расчетом ННЗТ не учитывается, так как питание в этом случае на период достижения электростанцией ННЗТ можно обеспечивать от единой энергосистемы.

9. ННЗТ для электростанций, работающих изолированно от единой энергосистемы, включает запас топлива на электрические и тепловые собственные нужды, а также на тепло- и электроснабжение не отключаемых потребителей.

10. ННЗТ устанавливается на срок 3 года и подлежит корректировке в случаях изменения состава оборудования, структуры топлива, а также нагрузки не отключаемых потребителей электрической и тепловой энергии, не имеющих питания от других источников.

11. ННЗТ по электростанциям электроэнергетики определяется по согласованию с организацией, осуществляющей диспетчерские функции.

12. Расчет ННЗТ производится по каждому виду топлива раздельно.

13. ННЗТ для электростанций и котельных, сжигающих уголь и мазут, должен обеспечивать работу тепловых электростанций (далее -ТЭС) в режиме выживания в течение семи суток, а для ТЭС, сжигающих газ, - трех суток.

14. Топливо, входящее в НЭЗТ, накопленное к 1 октября - началу ОЗП, вовлекается в расход для выработки электрической и тепловой энергии в течение ОЗП в соответствии с энерготопливными балансами для каждой электростанции и котельной.

15. Годовой расчет НЭЗТ производится для каждой электростанции и котельной, сжигающей или имеющей в качестве резервного твердое или жидкое топливо (уголь, мазут, торф, дизельное топливо). Расчеты производятся на контрольную дату - 1 октября планируемого года, характеризующую подготовку к работе в ОЗП с 1 октября по 1 апреля следующего года.

16. Расчеты ННЗТ и НЭЗТ производятся согласно главе III настоящего Порядка.

17. ННЗТ и НЭЗТ по объединениям электростанций и котельных определяются как суммарные объемы соответственно по всем электростанциям и котельным, входящим в объединение.

18. Расчеты нормативов создания запасов топлива на контрольную дату (1 октября планируемого года) до их представления в Минпромэнерго России, как правило, рассматриваются:

По электростанциям и котельным электроэнергетики соответствующими объединениями электростанций и (или) котельных;

По организациям жилищно-коммунального хозяйства (далее - ЖКХ) соответствующими структурными подразделениями органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации.

19. Все результаты расчетов и обоснования принимаемых коэффициентов для определения нормативов запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных представляются в виде пояснительной записки на бумажном носителе (брошюруются в отдельную книгу) и в электронном виде: пояснительная записка - в формате Word, расчеты и необходимая для расчетов исходная информация - в формате Excel.

II. Особенности порядка расчета нормативов для теплоисточников муниципальных образований

20. Годовая потребность НЭЗТ для каждого теплоисточника определяется по видам топлива в соответствии с существующими нормативными характеристиками оборудования.

22. НЭЗТ и АЗТ определяются по суммам значений всех отопительных (производственно-отопительных) котельных, входящих в муниципальное образование.

23. ОНЗТ и его составляющие (без учета госрезерва) для каждого теплоисточника или групп теплоисточников муниципальных образований определяются по таблице 1 (для расхода топлива до 150 т/ч) и таблице 2 (для расхода топлива свыше 150 т/ч). Суточный расход топлива определяется для режима самого холодного месяца.

24. Нормативы для групп теплоисточников муниципальных образований определяются с учетом наличия базовых складов хранения запасов топлива.

25. Минимальные запасы топлива на складах теплоснабжающих организаций ЖКХ составляют: уголь - 45, мазут 30-суточная потребность.

26. Разработка нормативов производится с учетом графиков, маршрутов, способов доставки топлива и его закладки на склады теплоисточников или базовые склады в объеме нормативного запаса топлива до начала отопительного сезона.

Таблица 1

Объем ОНЗТ для расхода топлива до 150 т/ч

Вид топлива	Объем запаса топлива
Твердое топливо:
при доставке автотранспортом	На 7-суточный расход
	На 14-суточный расход
Жидкое топливо основное и резервное:
при доставке автотранспортом	На 5-суточный расход
при доставке по железной дороге	На 10-суточный расход
Жидкое топливо аварийное для котельных, работающих на газе, доставляемое наземным транспортом	На 3-суточный расход
Жидкое топливо, доставляемое по трубопроводам	На 2-суточный расход
Жидкое топливо растопочное для котельных производительностью:
до 100 Гкал/ч включительно	два резервуара по 100 т
более 100 Гкал/ч	два резервуара по 200 т

Таблица 2

Объем ОНЗТ для расхода топлива свыше 150 т/ч

Вид топлива	Объем запаса топлива
Твердое топливо при нахождении электростанции от района добычи топлива на расстоянии:
	На 7-суточный расход
от 41 до 100 км	На 15-суточный расход
свыше 100 км	На 30-суточный расход
Жидкое топливо основное для электростанций, работающих на мазуте:
при доставке по железной дороге	На 15-суточный расход
при подаче по трубопроводам	На 3-суточный расход
Жидкое топливо резервное для электростанций, работающих на газе*	На 10-суточный расход
Жидкое топливо аварийное для электростанций, работающих на газе*	На 5-суточный расход
Жидкое топливо для пиковых водогрейных котлов	На 10-суточный расход

___________________

* Для электростанций, не имеющих второго независимого источника подачи газа.

III. Методика выполнения расчетов нормативов создания запасов топлива на тепловых электростанциях и котельных электроэнергетики

27. Расчет ННЗТ осуществляется для электростанций и котельных на основе нормативно-технических документов по топливоиспользованию.

28. Расчет ННЗТ для электростанций и котельных оформляется в виде пояснительной записки. Результаты расчета оформляются отдельно, подписываются руководителями этих электростанций или котельных (приложение 1 к настоящему Порядку) и согласовываются руководителем объединения, в которые входят эти электростанции или котельные.

29. Пояснительная записка к расчету ННЗТ включает следующие разделы:

1) Перечень неотключаемых внешних потребителей тепловой и электрической энергии и данные по минимально допустимым нагрузкам. Не учитывается тепловая нагрузка электростанций и котельных, которая по условиям тепловых сетей может быть временно передана на другие электростанции и котельные;

2) Обоснование технологической схемы и состава оборудования, обеспечивающих работу электростанций и котельных в режиме "выживания";

3) Расчет минимально необходимой тепловой мощности для собственных нужд электростанций и котельных, а также электрической мощности для собственных нужд электростанций, работающих изолированно от ЕЭС России.

30. Годовой расчет НЭЗТ на планируемый год (с 1 января планируемого года по 1 января следующего года) выполняется по состоянию на контрольную дату 1 октября для отдельных электростанций и котельных. Итоги расчетов НЭЗТ оформляются совместно с итогами расчета ОНЗТ по образцу согласно приложению 2 к настоящему Порядку. К итогам расчетов НЭЗТ прилагается пояснительная записка.

31. По особенностям схемы выполнения годового расчета НЭЗТ электростанции и котельные делятся на три категории:

Стандартные (типовая схема расчета);

С ограниченными (сезонными) сроками завоза топлива;

Имевшие в предшествующий год критический уровень запасов топлива (менее 60% от ОНЗТ на 1 октября).

32. За основу расчета для стандартной группы электростанций и котельных принимаются среднесуточные в январе и апреле планируемого года расходы угля, мазута, торфа, дизельного топлива на электростанциях или котельных, необходимые для выполнения производственной программы выработки электрической и тепловой энергии планируемого года с учетом коэффициента среднего прироста среднесуточного расхода топлива в январе и апреле за последние перед планируемым три года. Расчет выполняется по формуле:

НЭЗТ = Впр · Кр · Тпер · Кср, тыс. т,

где Впр - среднесуточный расход топлива для выполнения производственной программы в январе и аналогично в апреле планируемого года, тыс. т;

Кр - коэффициент изменения среднесуточного расхода топлива в январе и аналогично в апреле за три года, предшествующие планируемому году, определяется по формуле:

В1, В2, В3 - фактический среднесуточный расход топлива в январе и аналогично в апреле за первый, второй и третий годы, предшествующие планируемому году;

Кср - коэффициент возможного срыва поставки (учитывает условия поставки, создающиеся в зависимости от положения на рынке топлива, взаимоотношения с поставщиками, условия перевозки и другие факторы, увеличивающие время перевозки), принимается в диапазоне 1,5 - 2,5;

Тпер - средневзвешенное время перевозки топлива от разных поставщиков, определяется по формуле:

где Тпер1, Тпер2, ..., Тперn - время перевозки топлива от разных поставщиков, сутки;

Вмес1, Вмес2, ..., Вмесn - расчетные объемы поставок топлива, различных поставщиков за январь и апрель планируемого года.

НЭЗТокт. = НЭЗТянв. + (НЭЗТянв. - НЭЗТапр.), тыс. т.

34. В случаях раздельного сжигания (по очередям или котельным установкам) углей различных месторождений или невзаимозаменяемых месторождений, НЭЗТ определяется по каждому месторождению. Общий НЭЗТ по электростанции или котельной определяется суммированием.

35. НЭЗТ на 1 октября для объединений электростанций и (или) котельных или отдельных электростанций и котельных, имеющих ограниченные сроки завоза, должен обеспечивать их работу с конца одного периода завоза до начала следующего аналогичного периода с коэффициентом запаса Кз = 1,2, учитывающим возможный по реалистическим условиям сдвиг времени начала поставок топлива в районы с ограничением сроков поставок.

36. НЭЗТ для объединения электростанций и (или) котельных или отдельных электростанций и котельных, имевших на 1 октября в предшествующий ОЗП критический уровень запасов топлива, увеличивается на коэффициент аварийности (Кав), равный 1,2 от расчетных величин.

37. ОНЗТ рассчитывается по сумме ННЗТ и НЭЗТ. Результаты расчета оформляются отдельно по образцу согласно приложению 2 к настоящему Положению, подписываются руководителями электростанций и котельных и согласовываются руководителем объединения, в которые входят эти электростанции и (или) котельные.

38. В исключительных случаях возможна корректировка нормативов запасов топлива при значительных изменениях программы выработки электрической и тепловой энергии или смене вида топлива. Процедура изменения нормативов аналогична первоначальному утверждению согласно настоящему Положению.

Приложение № 1

нормативов создания запасов топлива
на тепловых электростанциях
и котельных
(образец)

Неснижаемый нормативный запас топлива (ННЗТ)

электростанции (котельной) ______________________

(наименование)

1. Уголь всего _______ тыс. т

в т.ч. по месторождениям*** _______

2. Мазут _______ тыс. т

Руководитель электростанции

(котельной) Ф.И.О. (подпись)

наименование отдела,

_____________________

** Согласовываются для электростанций.

*** При раздельном сжигании.

Приложение № 2

к Порядку расчета и обоснования

нормативов создания запасов топлива

на тепловых электростанциях

и котельных

(образец)

СОГЛАСОВАНО*:

Руководитель объединения

электростанций и (или) котельных

______________________________

инициалы, фамилия

"__" ___________________ 200_ г.

Общий нормативный запас топлива (ОНЗТ) на контрольную дату планируемого года электростанции (котельной) ___________________

(наименование)

Вид топлива
		в т.ч. НЭЗТ
Уголь всего
в т.ч. по месторождениям
Дизельное топливо

Руководитель электростанции

(котельной) Ф.И.О. (подпись)

Исполнитель: Ф.И.О., должность,

наименование отдела,

тел. городской, местный, E-mail

____________________

* Согласовываются при вхождении электростанции или котельной в объединение.

Природный газ, как топливо для электростанций доступен практически во всех промышленных зонах городов России. В 2010 году уровень газификации в России в среднем составил 62%. В городах уровень газификации поднялся за последние годы на 6%, до 67%. В сельской местности уровень газификации вырос на 8% и сегодня составляет 44%.

Строительство тепловых электростанций, работающих на природном газе, требует относительно малых инвестиций - в сравнении с электростанциями, работающих на других видах топлива, таких, как уголь, уран, водород.

Электрический КПД современной газовой электростанции достигает 55–60%, а угольной - всего 32–34%. При этом капитальные затраты на 1 МВт/час установленной мощности газовой ТЭЦ составляют всего 50% от угольной, 20% от атомной, 15% от ветровой электростанции.

Газ экономически эффективнее других видов топлива и альтернативных источников энергии.

Строительство газовой электростанции занимает всего 14–18 месяцев. На строительство современной угольной электростанции уйдет 54–58 месяцев. Для того чтобы воздвигнуть атомную электростанцию (АЭС) потребуется не менее 56–60 месяцев.

Газ - самое доступное и экономически оправданное решение для производителей и потребителей электроэнергии, считающих деньги.

Альтернативные источники энергии или газовые электростанции - кто победит в ближайшем будущем?

Вероятно, что когда-нибудь альтернативные источники энергии заменят ископаемые виды топлива, но это произойдет не скоро. Например, для того, чтобы на энергию ветра пришлось 10% мирового энергопотребления, необходимо от 1 млн. до 1,5 млн. ветровых турбин. Для того чтобы просто разместить эти ветрогенераторы, понадобится площадь размером 550 000 кв. км. Это равно площади Ханты-Мансийского автономного округа или самой крупной европейской стране - Франции.

Проблема не только в площади: альтернативные источники - не самое лучшее решение с точки зрения бизнеса. Альтернативные источники энергии пока экономически несостоятельны. Самый экономически эффективный вид топлива на сегодня - это газ. Газ позволяет получать более дешевую электроэнергию, в сравнении с альтернативной энергетикой.

Газ и экология

Газ - существенно более чистое топливо, чем любой другой углеводородный энергоноситель. При сгорании газа выделяется меньше углекислого газа по сравнению с другими традиционными источниками, например углем. Это, соответственно, оказывает гораздо меньшее негативное воздействие на окружающую среду. Современная газовая электростанция практически не имеет вредных выбросов в атмосферу и в этом смысле ее эмиссии схожи с подобными показателями обычных газовых плит. Заблуждением многих людей является ошибочное мнение о якобы абсолютно чистых альтернативных источниках энергии. Ветровые, геотермальные и гидроэлектростанции тоже наносят свой ущерб окружающей среде и порой немалый.

Для ТЭЦ переход с угля на газ способствует резкому сокращению объемов выбросов углекислого газа в атмосферу. Газ имеет большую теплоту сгорания, чем уголь. Для того чтобы получить равное количество энергии, угля надо просто больше сжечь. Газовые электростанции более эффективны по КПД: при одном и том же количестве тепла, выделяемого при горении, газовая ТЭЦ дает больше электричества.

В результате замена угольных мощностей на газовые ТЭЦ дает снижение выбросов СО 2 на 50–70%.

Газ - экологически адекватное топливо.

Запасы газа - хватит ли их нашим детям и внукам?

Часто можно прочесть, что запасы газа исчерпаемы, но это не так. Газа хватит не только на наш век. Газ не кончится ни при жизни наших детей, ни при жизни их внуков. По оценке Международного энергетического агентства, при существующих темпах добычи газа уже открытых запасов этого топлива хватит на 130 лет добычи. Речь идет о запасах газа, добыча которых возможна и экономически эффективна при существующем уровне технологий. Объем газовых запасов оценивается в 400 трлн. кубометров.

Извлекаемые запасы нетрадиционного газа (такого, как газ в плотных породах, сланцевый газ и угольный метан) составляют еще не менее 380 трлн. кубометров. По мере развития технологий их добыча становится все более реальной. Таким образом, уже обнаруженных запасов газа хватит примерно на 250 лет. При этом постоянно совершенствуются методы разведки, что позволяет наращивать запасы. К сегодняшнему дню США, крупнейший в мире потребитель энергоносителей, обеспечены запасами нетрадиционного газа на 100 лет вперед. Аналогичными запасами газа располагает и второй крупнейший потребитель - Китай.

Газ - решение проблемы энергодефицита в XXI веке.

Нарушение собственниками или иными законными владельцами тепловых электростанций, производящих электрическую, тепловую энергию для потребителей, их должностными лицами нормативов запасов топлива, порядка создания и использования тепловыми электростанциями запасов топлива -

влечет наложение административного штрафа на должностных лиц в размере от тридцати тысяч до пятидесяти тысяч рублей или дисквалификацию на срок от восемнадцати месяцев до трех лет; на юридических лиц - в размере стоимости предмета административного правонарушения на момент окончания или пресечения административного правонарушения.

Примечание. Под стоимостью предмета административного правонарушения для целей настоящей статьи понимается стоимость топлива, запасов которого не хватает для соблюдения норматива запаса топлива на тепловой электростанции. При этом указанная стоимость топлива определяется исходя из цены такого топлива, учтенной федеральным органом исполнительной власти, органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования цен (тарифов) при установлении цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) и (или) тепловую энергию.

В случае, если указанные цены (тарифы) не подлежат государственному регулированию, цена топлива устанавливается исходя из рыночной цены данного вида топлива, определяемой в соответствии с официальными источниками информации о рыночных ценах и (или) биржевых котировках.