РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению
РосТепло.ру - всё о теплоснабжении в России
Теплообменные аппараты ТТАИ

Котельнизация России – беда национального масштаба

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

«..Хотели как лучше, получилось как всегда..»

Классик

Теплофикация – это процесс централизованного обеспечения потребителей тепловой энергией полученной на ТЭЦ по комбинированному способу производства тепловой и электрической энергии в единой технологической установке. Котельнизация – процесс обратный теплофикации – переход от комбинированного потребления тепловой и электрической энергии от ТЭЦ на раздельное энергоснабжение: теплоснабжение от индивидуальных, квартальных, крышных котельных, и электроснабжение от ГРЭС или ТЭЦ работающих в конденсационном режиме.

Пора переосмысления.

Прошло 13 лет, с того времени, как произошел переход от советской плановой теплоэнергетики на российскую, рыночную теплоэнергетику. Минувший 2005г год в энергетике России знаменуется коренными изменениями. АО-энерго разделились по профильным видам деятельности. Общество подведено к тому, что бы региональную энергетику вывести на «эффективные» рыночные отношения. Однако модель рыночной энергетики, которая взята с западного плеча, российским потребителям тепла и электроэнергии совершенно не подходит. Именно просторы и российские морозы являются главными отличительным признаком того, что в российской энергетике надо «выбирать свою колею, и идти своим путем». Одной их самых серьезных ошибок проводимых реформ в энергетике России, на мой взгляд, является то, что в самом начале реформ принято волевое решение о разработке концепции развития только электроэнергетики, а не теплоэнергетики в целом. Опыт и знания «старых теплоэнергетиков», академической науки, о необходимости дальнейшего развития теплофикации, не были восприняты как стратегическая линия развития отрасли. В результате одно из величайших достижений советской плановой экономики – последовательное развитие теплофикации, осталось без государственной и без правовой поддержки. Именно теплофикация позволяет использовать нашу Российскую особенность – холод окружающей среды во благо всего общества. Но, что происходит спустя 13 лет после отказа от плановой экономики? В центре миллионного города Омска, в зоне действия тепловых сетей, строятся модульные котельные, и тепловые потребители отключаются от действующих ТЭЦ. Именно теплофикация – совместное производство тепловой и электрической энергии, которая экономит для региона не 20–30%, а не менее 50% топлива для электрических потребителей, оказалась невостребованной в стране холода в рыночных условиях. В Российском государстве не оказалось эффективных собственников, эффективных регулирующих органов, эффективных законодателей, кому действительно был бы выгоден коллективный оптимум в виде 50% снижения расхода первичного топлива! Региональная энергетика – это не просто концентрация политики, экономики, и огромных денежных потоков, а это, прежде всего высокие технологии, и эффективно руководить стратегией развития энергетики, должны специалисты, понимающие суть и смысл энергетического производства, чувствующие границы, а не просто чудо – менеджеры, умело использующие отсутствие эффективных законов, безграмотность управляющих и надзирающих органов. Давно наступило время, когда необходимо остановиться, оглянуться и посмотреть, а как же жить дальше.

1. Выработка электроэнергии на тепловом потреблении – главный и однозначный показатель эффективности Российской теплоэнергетики.


С момента появления первой ТЭЦ в России и до настоящего времени, аналитики теплоэнергетики пытаются определить уровень технического совершенства производства энергии на ТЭЦ по двум видам показателей эффективности:

а) показатель абсолютной теплоэнергетической эффективности - коэффициент полезного использования топлива (КПИТ) ТЭЦ [%];

б) показатель относительной эффективности: - удельный расход топлива на электроэнергию (г/кВтч, кг/мВт) и удельный расход топлива на тепловую энергию (кг/Гкал, кг/мВт).

КПИТ – это показатель, характеризующий эффективность работы сложной теплоэнергетической системы, но он не учитывает различие качества тепловой и электрической энергии. По этому показателю получается, что КПИТ котельной составляющий 95%, что в 2.3 выше, чем КПИТ самой современной ГРЭС, составляющей 42% (а остальные 58% энергии топлива сожженного на ГРЭС выбрасываются в окружающую среду). Именно этот факт, что КПИТ модулной котельной достигает 92-95%, а потери по неизолированным теплотрассам составляют более 20% заказчиками теории котельнизации России, принимается как достаточно убедительный довод для обоснования решений по отказу от теплофикации и переходу на котельные. Однако же, по сути, это довод является только красивой ширмой для неискушенного и мало информированного потребителя тепловой энергии. Суть в другом – в эффективности вложения капитала в собственность, но об этом чуть ниже.

Если по определению КПИТ ТЭЦ нет принципиальных разногласий, то по удельному расходу топлива на тепловую и электрическую энергию на ТЭЦ все долгие 85 лет, со дня появления первой ТЭЦ, проходят жаркие дискуссии. Неоднозначность распределения затрат топлива на тепловую энергию и на электрическую энергию, при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии явилась предметом научных споров и политических решений. Результатом принятия политических решений в 1952[1] и 1992[2] годах в пользу потребителей электрической энергии, за счет потребителей тепла тепловой энергии от ТЭЦ, явилось глубочайшее перекрестное субсидирование в теплоэнергетике. И если во времена ГОСПЛАНА, управляемое перекрестное субсидирование между теплоэнергетикой и электроэнергетикой позволило обеспечить так называемый «народнохозяйственный эффект», то с переходом на рыночные отношения перекрестное субсидирование привело к глубочайшему искажению стоимости производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ, в результате чего комбинированный способ производства, позволяющий экономить не менее 50% первичного топлива на ТЭЦ, стал вытесняется якобы на конкурентном рынке, и пошло «дикое» завоевание энергетического рынка, путем строительством индивидуальных, квартальных и крышных котельных.

Однако, не удельный расход топлива на выработку тепла и электроэнергии, и не КПИТ являются самыми наглядными показателями, характеризующими эффективность ТЭЦ, а удельная выработка электроэнергии на базе теплового потребления W [мВт/Гкал], [мВт/мВт] является главнейшим и однозначным показателем тепловой экономичности ТЭЦ, ПГУ, ГТУ. Например: для современной мини ТЭЦ с низкими параметрами пара на турбине 13ата и Т=250°С удельная выработка составляет W=0.234мВт/Гкал; для современной ТЭЦ с паровой турбиной 130ата Т=550°С удельная выработка поднимается в 3 раза и составляет до W=0.62мВт/Гкал; а для современной парогазовой установки ПГУ-60 МПП «Салют» с котлами утилизаторами на давление 90ата и Т=540°С удельная выработка поднимается до максимально возможного значения W=1.4мВт/Гкал. Применение тепловых насосов с утилизацией теплоты парообразования из уходящих газов котлов, позволяет поднять коэффициент топливоиспользования ТЭЦ с 88-92% до 96-104%. Не надо удивляться – 104%! В отдельных случаях, когда имеется низкотемпературный потребитель, можно использовать скрытую теплоту парообразования, которая обычно выбрасывается в атмосферу, и не учитывается при определении КПИТ.

Очень часто заводы изготовители газовых турбин, что бы привлечь покупателей, в своих рекламных листах приводят такой показатель как удельный расход топлива на выработку электроэнергии, например 135-150г/кВтч, и при этом не указывается удельный расход топлива на тепло. Это некорректно, неоднозначно. Только выработка электроэнергии на базе теплового потребления совместно с КПИТ являются однозначными показателями высокой эффективности комбинированного производства энергии!

2 Комбинированные потребители энергии – «доноры энергосбережения»

С советских времен и до настоящего времени, сложилось распространенное мнение, что производство тепловой энергии на ТЭЦ является убыточным производством, и что государство якобы вынуждено дотировать производство тепла от ТЭЦ для населения, за счет выгодной электрической энергии. И в настоящее время в информационных материалах региональных энергетических комиссий заботливо отмечается, что для населения применены льготные тарифы. Однако, это глубоко ошибочное мнение. Квалифицированные теплотехнические расчеты расхода первичного топлива, выполненные без политического давления и перекрестного субсидирования, заложенных в существующих нормативных документах[3], показывают, что каждый житель, потребляющий тепло отработанного пара ТЭЦ, является самым выгодным потребителем, который обеспечивает 28-50% топлива не только для себя но, и для других потребителей электроэнергии, не потребляющих тепло от ТЭЦ. Именно тот факт, что у жителя страны с холодным климатом, потребление тепловой энергии в 10-12 раз больше чем потребление электрической энергии (рис.1) является базовым показателем того, что именно житель городов и поселков, потребляющий тепло от ТЭЦ обеспечивает дешевой электроэнергией не только себя, но остальных жителей региона.

Бюджетный потребитель такой как: детский сад, школа, общественные заведения, медицинские учреждения, городской житель, потребляющие тепло и электроэнергию от ТЭЦ, не только не нуждаются в субсидировании, а наоборот, являются потребителями – «донорами энергосбережения», которые субсидируют других потребителей, не использующих тепловую энергию от ТЭЦ.

На рис.2 показано, что каждый житель города, потребляющий тепло в виде отопления и горячего водоснабжения от современной ТЭЦ с параметрами пара 130ата. (ТЭЦ-130ата при αтф=1.0) обеспечивает экономное производство электроэнергии для себя, и для 6.9 жителей области. (6.9+1=7.9 человека). Из графика видно, что чем выше удельная выработка на тепловом потреблении W, тем для большего числа жителей области можно обеспечить экономное производство электрической энергией от ТЭЦ. Так относительно простые мини-ТЭЦ, с параметрами пара Р=13ата и Т=250°С обеспечивают выработку электроэнергии всего для 2.8 жителей области. А вот самая совершенная в технологическом отношении ПГУ-60, обеспечивает экономное производство электроэнергии на базе потребления тепла одного жителя, уже для 17.9 жителей области!

Технические расчеты по определению расхода топлива показывают что, котельнизация – переход от комбинированного энергопотребления на раздельное энергопотребление тепловой и электрической энергии, приводит к огромному перерасходу топлива в целом по региону, по стране. Даже, если взять 3-х кратное повышение тепловых потерь в виде энергии первичного топлива в тепловых сетях с 5% до 15%, то суммарный перерасход первичного топлива, на обеспечение жителей равным количеством тепловой и электрической энергии составляет: для ТЭЦ-130ата – 38,6%; для Мини ТЭЦ-13ата – 20,3%; а для ПГУ-90ата – 91.7%. (рис. 3)

Таблица 1



3. Кто выигрывает, и кто проигрывает от «котельнизации» России.

Отключение тепловых потребителей от ТЭЦ электрогенерирующей компании влечет за собой перерасход топлива для потребителей электроэнергии в регионе, для потребителей тепла от котельной, к ущербу для ТЭЦ, от которой были отключены тепловые потребители.

Результаты расчета ущерба для случая, когда от Омских ТЭЦ отключились тепловые потребители – «доноры» с нагрузкой 77Гкал/час приведены в таблице 1.

Табл.1 Ущерб от переключения 77 Гкал/час тепловых потребителей от ТЭЦ к котельным.
1. Омские ТЭЦ:
1.1 Теряет потребителей-«доноров» комбинированной тепловой энергии. до 28.7тыс. чел.
1.2 Теряет потребителей электрической энергии, получающих электроэнергию по комбинированному способу производства, (которые автоматически переходят на оптовый рынок электроэнергии).

до 222.0тыс. чел.

1.3 Теряет реализацию тепла (цена 291.1руб/Гкал) до 297тыс. Гкал в год 86.4млн. руб/год.
1.4 Теряет реализацию электроэнергии цена (0.712руб/кВтч) до 180 млн. кВтч./год 128.2млн.руб/год.
Итого потеря реализации для Омских ТЭЦ 214.6 млн. руб/год.
1.5 ТЭЦ и тепловые сети увеличивает затраты на содержание неиспользуемого резерва тепловых мощностей Омских ТЭЦ (1718Гкал/час 33.8%) Резерв неиспользуемых тепловых мощностей ТЭЦ увеличивается до 1718+77= 1795Гкал/час
2.Население Омской области – конечные потребители тепловой и электрической энергии –

2.1 Оплачивают бесполезный перерасход первичного топлива на ГРЭС оптового рынка (цена 1159руб/тут) (0,335-0.1482)*180=33.6тыс.тут

33.6тысяч тут в год

40.0 млн. руб/год.

2.2Оплачивают в тарифе затраты на бесполезно построенные котельные, газовые сети, водопровод, электрические сети 77*3.5млн. руб./Гкал 77 Гкал/год 270 млн. руб.
3.Региональная энергетическая комиссия, природоохранные органы – согласовывает строительство экономически и экологически необоснованные котельные, не выполняет обязанности по сокращению выбросов вредных веществ, определенным Киотским соглашением по сокращению теплового загрязнения от бесполезно сожженного (газа) (33.6* 7/8.06)* 2.25= 65.6 тон/год 33.6 тыс.тут./год

65.6 тон NOх/год

4. Спонсоры завода производящего водогрейные котельные Приобретают рынок сбыта водогрейных котлов до 77 Гкал/час До 150 млн.руб.
5.Собственники вновь построенных водогрейных котельных: – приобретают объемы реализацию продукции при цене >~ 350руб/Гкал 297 тыс.Гкал/год >~105 млн.руб/год.
6.Собственники ГРЭС – завоевывают рынок сбыта электрической энергии по конденсационному циклу (цена 0.4 руб./кВт.ч) до 180 млн. кВтч/год До 72 млн.руб/год

Оппоненты безусловно возразят, что основанием для принятия решений является не промежуточные технические показатели в виде удельные расходы топлива, а итоговый показатель - цена тепловой и электрической энергии, учитывающая все затраты, Да, цена является основной движущей силой для принятия экономических решений. Но существующие методы ценообразования в энергетике ориентированы именно на то, что переменные и постоянные затраты при производстве энергии распределяются пропорционально расходу топлива. Однако существующая система распределения затрат и формирования тарифов, на якобы регулируемом рынке, совершенно не отражает объем издержек при производстве тепловой и электрической энергии на ТЭЦ. Фундаментальной первопричиной неадекватного разделения затрат при производстве тепловой и электрической энергии на ТЭЦ является глубочайшее технологическое (неявное) перекрестное субсидирование в теплоэнергетике ТЭЦ достигающее более 400÷ 800%.

4.Виды неявного (технологического) и явного (социального) перекрестного субсидирования в теплоэнергетике региона.

Самым большим препятствием для внедрения энергосберегающих технологий, таких как теплофикация, абсорбционные тепловые насосы, тепловые аккумуляторы, поквартирные регуляторы тепловой нагрузки, является усреднение расчетов. Усреднение расчетов вызвано, прежде всего, как политическим давлением, так недостатком знаний технологии производства энергии экономических, регулирующих органов. Ради простоты расчетов все усредняется - в основном по социальному признаку: промышленность, сельское хозяйство, население городское, сельское и т.д. До настоящего времени распределение затрат на тепловую и электрическую энергию на ТЭЦ производится на основании инструкции, написанной в 1970году! Какие рыночные отношения могут быть учтены в этой инструкции!

На рис 4, 5 приведены результаты расчета удельного расхода топлива по результатам обработки диаграмм режимов паровых турбин, по методу «определения относительного расхода топлива на прирост тепловой нагрузки».

Наглядный пример неявного перекрестного субсидирования. Вопрос. Где быстрее окупится использование дорогой тепловой изоляции? вариант «А» – на трубопроводах «прямой» и «обратной» сетевой воды от котельной или вариант «Б» на трубопроводах «прямой» и «обратной» сетевой воды от ТЭЦ?

Сокращение потерь тепла через тепловую изоляцию принять равным для обоих вариантов 1000Гкал/год. Тариф на тепло равен 340 руб./Гкал. Усредненная цена на топливо- 1022 руб./тут; в том числе: цена газа для котельной 1190руб/тут; цена угля для ТЭЦ -910руб/тут.


«Обычный экономист» тепловых сетей, не имея твердых знаний о технологии производства тепла на ТЭЦ, посчитает эффект от нанесения тепловой изоляции через потерянное тепло:

ΔЭтеплосеть=ΔQ*Цтэ= 1000*0.34=340тыс.руб/год

«Начальник ПТО» энергосистемы, понимающий технологию производства тепла на ТЭЦ, на основании утвержденной методики расчета технико-экономических показателей, подсчитает экономию более квалифицированно, не через тепло, через усредненный удельный расход топлива по энергосистеме:

ΔЭпто=ΔQ*bсист*Цтопл= 1000*0.140*1022=143.1тыс. руб/год.

«Аналитик теплоэнергетики», понимающий суть перекрестного субсидирования, определит эффективность вложения средств в тепловую изоляцию по маржинальным издержкам (см. рис. 4) по потерям прироста топлива на прирост потерь тепла через тепловую изоляцию, до и после нанесения тепловой изоляции.

А) для котельной ΔЭмаржин=ΔQ*Δbкот*Цтопл= 1000*0.168*1190=196.4тыс. руб/год.

Б) для ТЭЦ по «прямой» ΔЭмаржин=ΔQ* Δbтэц*Кпр*Цтопл= 1000*0.038*1.0*910=34.5тыс. руб/год.

для ТЭЦ по «обратке» ΔЭмаржин=ΔQ*Δbтэц*Кобр*Цтопл= 1000*0.038*0.5*910=17.0тыс. руб/год.

Ответ: Если принять решение по изолированию тепловых сетей по варианту «Б» на трубопроводе от ТЭЦ, то срок возврата денежных средств увеличится в 6÷12 раз против варианта «А».

Считать маржинальные издержки намного трудней, чем усредненный удельный расход, но зато результат отражает реальные издержки на ТЭЦ, и как видно из примера на порядок точнее. Более подробно о методе расчете прироста удельного расхода топлива на ТЭЦ см. статью «Универсальная энергетическая характеристика ТЭЦ» на сайте http://www.exergy.narod.ru/.

Вывод!! Именно не понимание сути и объемов неявного (технологического) перекрестного субсидирования в теплоэнергетике региона приводит к результатам, отличающимся в 6÷20раз. 340тысяч рублей или же 17 тысяч рублей. Именно незнание сути и объемов скрытого перекрестного субсидирования в энергетике и приводит к «котельнизации» к тому, что руководители регионов на основании расчетов «обычных экономистов» муниципальных тепловых сетей принимают решения об отказе от тепла ТЭЦ и в массовом порядке строят модульные чудо- котельные. В свою очередь, не имея специальной подготовки в определении величин скрытого (технологического) и явного (социального) перекрестного субсидирования, руководители РЭК своим бездействием молчаливо согласовывают переходы потребителей от ТЭЦ к котельным как экономическое благо для региона.

В проекте федерального закона «О теплоснабжении» приведено 11 видов энергетических услуг и товаров рекомендуемых для регулирования в теплоэнергетике. Это здорово, наконец, то объемы скрытого перекрестного субсидирования частично, в какой то степени будет выявлены, и наглядно высветятся центры прибыли и центры убытков в теплоэнергетике региона.

Но ни федеральный закон «Об электроэнергетике», ни проект федерального закона «о Теплоснабжении» не дает ответа на вопросы: что делать с огромными резервами неиспользуемых мощностей генерирующих источников энергии, мощностей транзитных линий электропередач, магистральных и квартальных тепловых сетей? Кто будет нести бремя содержания оборудования с долгосрочным (более 2 лет) резервом мощности более 4%? Либо это потребитель, который оформил и оплатил затраты на обеспечение долгосрочного резерва мощностей, либо это собственник, который имеет огромные резервы мощностей и не имеет реальной перспективы роста спроса на них.

Результаты технико-экономического анализа сложных теплоэнергетических систем с учетом выводов эксергетического метода, показывает, что в настоящее время энергетике существуют следующая структура явного (социального) и неявного(технологического) перекрестного субсидирования между разнохарактерными видами товаров и услуг в энергетике, подлежащих квалифицированному выявлению и регулированию.

Таблица 2.

Сочетание видов товаров и услуг энергетической продукции участвующей в перекрестном субсидировании при производстве, транспорте распределении от ТЭЦ, котельных, тепловых и электрических сетей.

1. Тепловая, электрическая энергия у производителя - базовая, полубазовая, пиковая.
2. Тепловая, электрическая энергия у потребителя - базовая, полубазовая, пиковая.
3. Тепловая и электрическая энергия у транспортировщика - базовая, полубазовая, пиковая.
4. Мощностью и энергия у производителя ТЭЦ, ГРЭС, котельной;
5. Мощностью и энергия у различного типа потребителя;
6. Мощностью и энергия у транспортировщика тепловые и электрические сети;
7. Высокопотенциальное (более 115°С), и низкопотенциальное (до 70°С), тепло от ТЭЦ;
8. Близлежащие, удаленные потребителями тепловой и электрической мощности и энергии;
9. Дотируемые потребители и потребители-«доноров» формирующих по социальному признаку: промышленность, сельское хозяйство, население города, население села, бюджет, теплицы и т.д.;
10. Потребители средств, формирующих за счет абонентской платой в РАО ЕЭС «России» за системную надежность и развитие федеральных электрических сетей.
11. Потребители краткосрочного резерва тепловой электрической мощности 1ой, 2ой, 3ей категории;
12. Потребители среднесрочного (до 2-х лет), резерва мощности, (до 4%) тепловых и электрических сетей и источников;
13. Потребители долгосрочного (свыше 2 лет) резерва мощности (более 4 %) тепловых и электрических сетей и источников;
14. Производители «зеленой» энергии и мощности, использующие природоохранные, энергосберегающие технологии: мусороперерабатывающие заводы, тепловые насосы, тепловые аккумуляторы и т.д.
15. Потребители использующие энергосберегающие дотируемые технологии (снижающие температуру обратной сетевой воды, использующие поквартирные регуляторы температур, дополнительную тепловую изоляция стен и окон и т.д.)
16. и т.д.

В перечне не указаны конкретные потребители «доноры», и датируемые потребители энергии и мощности. Если законодатель, регулирующий орган принимает решение о выделении таких групп потребителей и производителей энергии то он, должен обозначить и механизмы компенсации льгот, сбалансированные объемы, и сроки возврата компенсаций.

5. Температура обратной сетевой воды– показатель здоровья теплоэнергетики города.

Температурный график работы тепловых сетей - это основа основ всей технической и экономической политики крупной теплоэнергетической системы города. При организации теплоснабжения десятков тысяч потребителей от тепловых сетей, объединяющих различные виды источников тепла (ТЭЦ, котельные) необходим единый технологический документ, который увязывает интересы всех сторон теплоэнергетического процесса: покупателей, производителей тепловой энергии, наладчиков гидравлических и температурных режимов тепловых сетей, инспекторов Госэнергонадзора, проектировщиков систем отопления. Температурный график – это «становой хребет», определяющий всю экономику теплоэнергетики крупного города. Как дирижер управляет оркестром, так и температурный график тепловых сетей управляет всеми элементами теплоэнергетической системы: производством, распределением и потреблением тепла, определяет возможные диапазоны комбинированного производства тепловой и электрической энергии. Само по себе применение того или иного температурного графика работы тепловых сетей непосредственной экономии или перерасхода для потребителя не несет. Однако затраты в обеспечение того или иного температурного графика тепловых сетей значительно отличаются как при строительстве тепловых сетей и при эксплуатации тепловых сетей. Сравнительную характеристику температурных графиков смотри табл.3

Таблица 3

Сравнительные характеристики температурных графиков тепловых сетей

Теплотрасса, работающая по проектному температурному графику Необходимый напор сетевой воды на ТЭЦ (м.в.с)

при переходе от проектного графика на фактический (скорректированный) график.

Проектный

график:

Металло емкость % Нормативные потери тепла % 95-70ºС 110-70ºС 130-70ºС 150-70ºС 170-70ºС

со срезкой

110-70ºС 200 15.0 307 от 120→ 53.3 → до→30.0 19.2
130-70ºС 133 10.5 891 270 120 67.5 43.2
150-70ºС 100 8.4 1229 до 480← ← 213 от 120 76.2
170-70ºС 80 6.9 1920 750 333 186 120

Результаты технико-экономического анализа показывают, что температурные графики 150 -70 и 170-70º С являются самыми экономичными графиками, как по первоначальным капитальным затратам, а) по металлоемкости в строительные конструкции, так и эксплуатационным затратам: б) по снижению удельных потерь тепла через тепловую изоляцию, с) по сокращению издержек на перекачку сетевой воды. При этом:

- переход с графика 150-70°С на график 110-70º С, вызывает рост первоначальных капиталовложений с строительство тепловых сетей на 200%;

- переход от графика 150-70ºС на график 110-70ºС вызывает рост удельных нормативных потерь с 8.4% до 15.0% (При условии равной циркуляции и 100% загрузки трубопроводов в обоих случаях);

- переход на фактический режим работы тепловых сетей по графику 110º С против проектного графика 150-70º С требует одновременного роста циркуляции в 2 раза больше сетевой воды. Для обеспечения передачи равного количества тепла требуется рост перепада давления сетевой воды на ТЭЦ от 120 м.в.с до 480 м.в.с. Так как это практически невозможно, то потребители будут, безусловно, ограничены по теплу в 2 раза;

- если же тепловые сети были запроектированы на график 110-70ºС, то переход на температурный график 150-70°С позволит снизить располагаемый напор на ТЭЦ от 120м.в.с. до 30.0 м.в.с.

Однако, необходимо отметить, что вышеприведенные выводы полностью справедливы только при дешевом топливе, как у нас в России. При очень дорогой стоимости топлива, как например в Дании, для максимальной выработки электроэнергии на тепловом потреблении на ТЭЦ, стремятся снижать температуру прямой сетевой воды от ТЭЦ как можно ниже, вплоть до минимально возможного - 80°С. Эффективная ценовая политика на тепловую и электрическую энергию, массовое применение количественного регулирования отпуска тепла, путем изменения расхода сетевой воды позволяют Дании проектировать магистральные тепловые сети с сечением труб в 2-3 раза больше, чем в России. Внутридомовые системы отопления также требуют применения радиаторов с большими в 2-3 раза поверхностями нагрева. Для нового перспективного проектирования систем отопления от ТЭЦ, при значительном росте стоимости топлива и в России также необходимо переходить на энергоэффективный график 80-35°С. Но пока мы не поймем, что в системах отопления России вместо «модных» теплосчетчиков необходимо в первую очередь устанавливать, действительно, энергосберегающие приборы такие как: батарейные регуляторы температуры типа «Данфосс» регуляторы расхода, давления, пока мы не построим достаточное количество теплотрасс от ТЭЦ об энергосберегающем температурном графике 80-35°С для ТЭЦ, остается только мечтать. Востребованность этих решений будет тогда, когда цена газа для внутри Российского потребителя от 40$ за тысячу м3 поднимется до уровня мировой цены газа до 160$ и более за тысячу м3 газа.

Соответствие фактической температуры сетевой воды нормативному значению по температурному графику является одним из главных показателей, характеризующих качество работы всей теплоэнергетической системы. По правилам технической эксплуатации (ПТЭ), недогрев «прямой» сетевой воды не должен быть больше ±(2.1÷4.5°С). Однако фактический недогрев прямой сетевой воды составляет 30-60°С, что в 10 раз больше допустимого по ПТЭ. В свою очередь потребитель также должен обеспечить полное использование тепла и температура «обратки» к ТЭЦ не должна быть выше +(1.2÷2.1ºС) от норматива. Фактическое недоиспользование тепла у потребителя составляет до 12-30°С, что так- же в 10 раз больше допустимого по ПТЭ. Ужас! О каких снижениях тарифов можно говорить!! Какая - же энергосберегающая технология может быть в таких варварских условиях эксплуатации теплоэнергетических систем города?

В современных экономических условиях выполнение температурного графика является не столько технической задачей, сколько экономической, связанной с неплатежами муниципалитета за тепловую энергию. Из-за отсутствия необходимых средств у муниципалитета для оплаты тепла в соответствии с проектным графиком 150-70°С и перевода тепловых сетей на фактическую температуру прямой сетевой воды не выше 95÷100°С, приводит к невосполнимому технологическому ущербу в виде полной разрегулировки гидравлического режима тепловых сетей, и, в конечном итоге, к экономическому ущербу как для потребителей, так и для производителей тепла.

Из-за завышенного роста циркуляции сетевой воды, массового снижения перепадов давления у концевых потребителей тепла, при температурах наружного ниже -20-25°С создается неуправляемая аварийная ситуации. Тонкой наладкой гидравлических режимов с установкой нужных диаметров регулирующих шайб и сопел специалисты тепловых сетей занимаются месяцами, но достаточно один раз не обеспечить необходимую температуру в течение 2-4 дней как вся тонкая наладочная работа разваливается. Но самое главное, что никакой реальной экономии топлива на теплоснабжении города при этом нет. Наоборот имеется постоянный перерасход топлива из-за «перегрева» выше +22°С, близлежащих потребителей тепла ~ 60%, и массового «недогрева» ниже +18°С, удаленных потребителей тепла~30%. При снижении температуры наружного воздуха ниже минус 28°С может произойти массовый неуправляемый «недогрев» населения с температурой ниже +18°С уже для ~60% потребителей, и городских системах отопления может возникнуть неуправляемая аварийная ситуация, требующая вмешательства министерства чрезвычайных ситуаций.

Цена ущерба из-за отступления фактического температурного графика от нормативного температурного графика 150-70°С для Омска только по затратам на сверхнормативную перекачку сетевой воды составляет порядка 40 млн.рублей в год. В последнее время в системах теплоснабжения установилась «модная» и эффективно лоббируемая тенденция по установке теплосчетчиков, якобы позволяющих экономить средства на теплоснабжении потребителей. Да, приборы учета тепла позволяют юридически показать фактически потребленное тепло. Но никакой реальной экономии топливо энергетических ресурсов они не приносят. Вместо того, чтобы в условиях ограниченного финансирования, тратить огромные средства на доказательную сторону недостатков теплоснабжения в виде установки очень дорогих теплосчетчиков, (30÷80тысяч рублей) необходимо в системах отопления домов устанавливать «настоящих работяг» - регуляторы расхода, регуляторы температуры, регуляторы давления. Вот они, действительно, снижают энергетические затраты и позволяют работать строго по температурному графику тепловых сетей. А для проведения эффективной претензионной работы с любым поставщиком и потребителем тепловой энергии достаточно трех обыкновенных термометров стоимостью 100 рублей каждый, и температурного графика на одной странице.

Но главный энергосберегающий эффект кроется не сколько в сокращении затрат на перекачку сетевой воды, а прежде всего в возможности обеспечения совместной работы ТЭЦ в базовом режиме с максимальной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении и котельных в пиковом режиме. Для города Омска, цена энергосберегающего эффекта составляет не менее 800млн. рублей в год! Именно температура обратной сетевой воды от потребителя тепла к ТЭЦ является ключевым показателем «здоровья» энергосберегающей теплоэнергетики региона, города, предприятия. Пока, вместо форточки, на каждой квартирной батарее, получающей тепло от ТЭЦ, не появится индивидуальный регулятор температуры в помещении, мы не сможем реально экономить до 50% топлива на электроэнергию.

Пути выход из сложившейся ситуации.

5. Процессинг топлива при комбинированном производстве энергии на ТЭЦ – эффективный способ управления энергосбережением.


Для того, что бы наглядно показать степень эффективность производства энергии на ТЭЦ введем еще два новых понятия: комбинированная теплоэлектроэнергия ТЭЦ – S, и процессинг топлива -Пр

В отличии от ГРЭС и котельных, ТЭЦ производит три вида выходного продукта с совершенно различной экономической эффективностью: а) традиционно известная электрическая энергия произведенная по конденсационному циклу – Nконд; б) традиционно известная тепловая энергия от котлов, РОУ– Qкотл; и с) неизвестная, и не принимаемая для анализа комбинированная энергия– теплоэлектроэнергия Sкомби с содержанием доли электроэнергии – dээ[%].

Теплоэлектроэнергия – это комбинированный вид тепловой и электрической энергии получаемый в комбинированном цикле производства (в паровой, газовой турбине) на базе теплового потребления, без сброса тепла в окружающую среду.

Расчет количества производства и реализации комбинированной теплоэлектроэнергии ТЭЦ производиться как в традиционных для России единицах измерения [Гкал], так и в традиционных для западных стран [мВт.ч]. (см табл.4)

Табл.4 Удельные расходы топлива на комбинированную энергию, тепловую и электрическую энергию ТЭЦ Перерасход топлива при переходе от комбинированного потребления к раздельному
раздельное энергопотребление Комбинированное энергопотребление от ТЭЦ
электроэнергия Nконд тепловая

энергия

Qкотл

удельная выработка - W комбинированная теплоэлектроэнергия

- Sкомб

кг/мВт кг/мВт кг/Гкал мВт/Гкал кг/мВт кг/Гкал %
ГРЭС + Котельная 331.5 144.2 167.7 0,0 - - -
Мини ТЭЦ 13ата 712.2 149,6 173,9 0,234 149.6 173.9 20,3
ТЭЦ 130ата 366.0 148,3 172,4 0,62 148.3 172.4 38,6
ПГУ 90ата 218.9 129,2 150,2 1,4 129.2 150.2 91,7

Главным отличием анализа термодинамической эффективности производства комбинированной теплоэлектроэнергии на ТЭЦ заключается в том, что при анализе работы ТЭЦ исключены неоднозначные показатели эффективности такие показатели как: а) удельный расход топлива на тепловую энергию от ТЭЦ, и б) удельный расход топлива на электрическую энергию от ТЭЦ. Наглядно и однозначно видно, что комбинированная теплоэлектроэнергия на ТЭЦ-130ата с удельной выработкой на тепловом потреблении 0.62 мВт/Гкал, производится с затратами топлива 148,3кг/мВт, что в 2.2 раза экономичнее чем производство электроэнергии на ГРЭС -331,5кг/мВтч. По технологической сути производство комбинированной теплоэлектроэнергии –Sкомби=149.6 кг/Гкал на ТЭЦ равноэкономично производству тепловой энергии Qкотла=149.6 кг/Гкал! В итоге, на базе теплового потребления одного потребителя - «донора энергосбережения» от ТЭЦ для 7.9 жителей региона (рис.2,) экономится 38.6% первичного топлива (рис. 3).

Более наглядно экономическая эффективность производств комбинированной энергии видно из анализа процессинга для каждого из трех видов энергетической продукции ТЭЦ. Процессинг – процесс превращения стоимости исходного продукта - первичного топлива в стоимость выходного продукта – тепловой , электрической и комбинированной энергии. Эффективность процессинга (ЭПр) топлива определяется величиной отношения операционной прибыли (ОП) полученной при переработке исходного продукта для ТЭЦ – к стоимости затраченного топлива (ЗТ).

ЭПрТЭЦ= ОП/ЗТ [руб.прибыли/руб.топлива]

Результаты расчета прибыльности процессинга топлива для трех различных видов продукции для трех ТЭЦ и для двух котельных приведены таблице 5.

Таблица №5 Показатели эффективности процессинга топлива на ТЭЦ и котельных
Ед. измерения котельная Южная ТЭЦ Северная-1 ТЭЦ Северная-2 ТЭЦ Восточная котельная Западная
Топливо газ газ уголь уголь газ
Отпуск электроэнергии – NТЭЦ. млн. Квтч - 1225,8 1547.9 2547.5 -
Отпуск тепловой энергии – QТЭЦ. тыс. Гкал 1009 4302 3351 4176 1246
Электроэнергия конденсационная – Nконд.

% от отпуска ЭЭ

млн.кВтч

%

- 287.6

23.4

648.7

41,8

687.3

27%

-
Тепловая энергия РОУ, котлов Qкотл.

% от отпуска тепла

тыс. Гкал

%

1009 313

7.2

232

6.9

86.6

2.07

1246
Отпуск комбинированной энергии ТЭЦ

Sкомб=Nкомб.+Qкомб.

тыс.Гкал

- 939.2*0.86+3898=

4705

899.2*0.86+3119=

3892

1860.2*0.86+4089=

5689

-
Доля электроэнергии в комбинированной энергии dээ

%

-

17.2

19.9

28.1

-

Эффективность процессинга топлива на ТЭЦ – ЭПТЭЦ в т.ч. руб./руб. 0.6866 0.9302 0.8626 1.4653 0.809
Эффективность процессинга комбинированной теплоэлектроэнергии – ЭПкомбин руб./руб. - 1.155 1.2896 1.8023 -
Эффективность процессинга конденсационной электроэнергии – ЭПконд руб./руб. - -0.138

убыток!

-0.134

убыток!

0.3753 -
Эффективность процессинга тепловой энергии – ЭПкотл. руб./руб. 0.6866 0.6972 0.6906 0.9393 0.809

Результаты расчетов эффективности процессинга топлива наглядно показывают о «диком» скрытом (технологическим) перекрестном субсидировании при производстве различных видов энергии на ТЭЦ. Вместо ожидаемой (нормируемой, регламентируемой) нормы рентабельности порядка 8-10% эффективность процессинга изменяется от 1.2–1.8 руб. на руб. топлива (120-180%), комбинированной теплоэлектроэнергии, до 0.138 руб./руб. (-13.8% убытка) конденсационной электроэнергии.

Выход из сложившейся парадоксальной ситуации заключается в необходимости отказа от существующей практики формировании тарифов для двух видов продукции а) тепловой и б) электрической энергии. Рыночные отношения в теплоэнергетике региона необходимо основывать для трех видов энергетической продукции на ТЭЦ: а) комбинированной теплоэлектроэнергии, б) конденсационной электроэнергии, и с) тепловой энергии.

В заключение хочу отметить, что осмысление о необходимости введения нового вида энергетического товара комбинированной теплоэлектроэнергия пришло многолетних обсуждений и споров со своим коллегой по работе Шлапаковым В.И. Именно после организации рынка комбинированной энергией, сразу же сами собой исчезнут многолетние бесполезные споры о том, кому отдавать выгоду от теплофикации электрическим или же тепловым потребителям. Эффект в виде снижения тарифа, получат только те потребители, которые реально получают тепло от ТЭЦ и обеспечивают производство электроэнергии по комбинированному циклу от ТЭЦ [4]. С внедрением этой методики всем потребителям будет выгодно заключать прямые договора и в целом появится экономический стимул для внедрения энергосберегающих технологий.

6. Продажа энергии по маржинальным издержкам - главное условие обеспечения коллективного оптимума.

Согласно экономической теории передовых развитых стран, для того, чтобы способствовать всеобъемлющему коллективному оптимуму в рыночных условиях, коммунальное энергетическое предприятие – монополист (АО - энерго) должно придерживаться следующих трех правил ценообразования : а) удовлетворения спроса, б) сведения к минимуму производственных затрат, с) продажа по маржинальной цене[5] ( по предельным издержкам). Не придерживаясь этих правил и применяя неверную методику распределения затрат, региональная энергетика не может эффективно управлять издержками, сводить к минимуму производственные затраты, не может адекватно определять, во сколько обходится производство тепловой и электрической энергии на существующих ТЭЦ. И если об удовлетворении спроса и о снижении к минимуму производственных затрат имеются поставленные задачи, то о необходимости формирования маргинальных тарифов с соотношением минимальных цен к максимальным ценам как 1 к 8 нет даже постановки цели перед регулирующими органами - ФСТ и РЭК.

На рисунке 6 наглядно видно, что стоимость базового тепла составляет 0.5 от среднегодовой, а стоимость пиковой энергии в 4 раза дороже среднегодовой величины. Существующая система формирования тарифов основана на социальном уравнивании тарифов на электрическую и тепловую энергии для всех потребителей – вне зависимости от того, способствуют ли они или нет снижению затрат при производстве тепловой и электрической энергии.

Суть формирования маржинальных тарифов на тепловую энергию отражена на рис 6 и приведена в моей статье «Теплофикация –Золушка энергетики»[6], «Маржинальные тарифы в энергетике»[7] . Стоимость энергии, которая производится в течение круглого года из тепла отработанного пара турбин «А» по своим затратам составляет 50% от среднегодовой стоимости «В». И наоборот, стоимость производства пиковой энергии от водогрейных котельной «С», в 4 раза дороже среднегодовой стоимости «В».


Окончание первой части статьи.

Продолжение статьи со следующим материалом: «Выгодные и не выгодные потребители», «Стандарт организации рынка тепловой и электрической энергии», «Качество работы сложной теплоэнергетической системы города», «Опыт и рекомендации датского союза теплофикаторов» «Рекомендации эффективному собственнику», «Рекомендации эффективному регулятору», «Национальная программа теплофикации» и т.д. читайте в последующих номерах журнала. Некоторые из приведенных материалов и статей можно найти на моем сайте http://www.exergy.narod.ru/

С уважением Аналитик теплоэнергетики А.Б. Богданов


Продолжение статьи : буду дописывать в течение января –февраля.

I. Рекомендации эффективному регулятору.

Как температура тела у человека является комплексным показателем здоровья человека, так и температура обратной сетевой воды в системах централизованного теплоснабжения это комплексный показатель энергетического здоровья крупных городов и в целом нации. Опыт Дании показывает, что тарифы, которые стимулируют потребителя сэкономить потребление циркулирующей сетевой воды и таким образом снижать температуру обратной сетевой воды, могут творить чудеса, особенно если они сопровождаются профессиональным комментариями для потребителей.

Низкотемпературное потребление тепла должно стать основой энергетической политики централизованного теплоснабжения крупных городов. По сути здания могут осуществлять теплоснабжение с температурой сетевой воды в 20°С, а температура горячего водоснабжения не выше 55°С.

Кто отвечает за коллективный оптимум. Обеспечение коллективного оптимума – основная цель регулятора .

Региональный энергетический эффект- основа для оценки эффективности деятельности регулятора.

Комбинированное потребление энергии – основа энергосберегающей политики России.

Договор на комбинированное энергоснабжение.

II. Что же делать законодателю?

Бездеятельность законодательной власти – основная причина беды национального масштаба.

Закон о прекращении перекрестного субсидирования в теплоэнергетике по аналогии как постановление № 609 от 21 августа 2001г «О мерах по ликвидации системы перекрестного субсидирования потребителей услуг по водоснабжению водоотведении, теплоснабжению….».

Формальное исполнение Киотскому протоколу

Систематизировать знания в энергетике. Национальный доклад - основа плана ГОЭЛРО на современном этапе. Концепция теплофикации. Россия не Америка. Царь –холод.

Котельнизация – прямое следствие бездеятельности законодательной власти в России.

«Морковка и кнут» – опыт Дании[8]

До 1976 г в Дании вообще не существовало энергетической политики. Только при наличии рыночных сил централизованное теплоснабжение Дании получило 30% рынка тепла. Стало очевидным, что централизованное теплоснабжение должно стать краеугольным камнем национальной энергетической политики и обеспечить самые малозатратные решения снижения зависимости от нефти, надежность поставок на национальном уровне, и улучшить экологическую обстановку.

Стало понятно, что исключительно рыночных сил недостаточно. Как и дикими лошадьми, рыночными силами необходимо управлять и поощрять (морковка и кнут) для того, что бы вагон энергетической политики был на рельсах и шел полным ходом.

Датская модель теплофикации и законодательная база ее развития

III. Выводы.

«У семи нянек дитя без глазу»

если раньше ГОСПЛАН решал вопросы развития теплофикации, то в настоящее время практические вопросы решать некому. Наступила эра дикого рынка.

Вроди бы ФСТ ушел в сторону. РАО ЕЭС «России» четко отмежевалось от проблем теплоэнергетики региона. Экономика теплоэнергетики не наш вопрос.

РЭК от имени власти должен решать вопросы сокращения расхода первичного топлива,

Энергонадзору так же не актуальны вопросы вопросы снижения расходов топлива на 39%.

Котельнизация России –это следствие скрытого (технологического) и явного (социального) перекрестного субсидирования в энергетике России. Результат отсутствия направление развитие общества, ведущее от которого в конечном итоге выигрывают все участники энергетического рынка: строители жилья, производители котельного оборудования, региональная власть в виде социального спокойствия. Все кроме одного участника - конечного потребителя тепловой и электрической энергии.

Котельнизация России ведущая к 40% потери первичного топлива - это комплексный результат:

· неспособность менеджмента РАО «ЕЭС России», осуществлять квалифицированный анализ и управление издержками при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии на ТЭЦ.

· отсутствие научного управления энергетической политики направленной на сокращение издержек и завоевание рынка тепловой энергии.

· бездеятельности законодательной власти в вопросе разработке и принятия закона «о теплоэнергетике»

· «Лысенковщины» в энергетике заключающейся в замене научно-обоснованного метода анализа работы ТЭЦ на политическое решение отвечающее интересам отрасли «Электроэнергетика» в ущерб потребителей тепла

· энергетической безграмотности региональных властей в вопросах развития теплофикации.

· монополизма РАО «ЕЭС России» при разработке методических указаний по распределению затрат топлива и закона об «О Электроэнергетики» в ущерб потребителей тепловой энергии и в пользу потребителей электрической энергии

· отсутствия знаний убеждения

IV. Теплофикация – золушка Энергетики.

Прошедший период с 1992 до настоящего времени это года энергетического кризиса в Российской теплоэнергетике, года непрерывного падения качества теплоснабжения. Ушли те времена, когда энергетики жестко выполняли температурный график по температуре прямой сетевой воды. Ушли те времена, когда в домах стояли регуляторы температуры. Пока мы не уйдем от вертикальных стояков в отопительных системах, пока мы не поставим на каждую батарею по регулятору температуры отечественного производства мы будем находится в состоянии кризиса.

. Национальная программа «Развитие теплофикации России».

Для дальнейшего кардинального 30-50% снижения расхода первичного топлива на отопление и электроснабжение потребителей энергии при переходе от раздельного теплоснабжения на комбинированное энергоснабжение от ТЭЦ необходимо разработать национальную программу - «Программа развития теплофикации России»:

· Надо, что бы энергия стала товаром, а не услугой! Товар должен быть осязаем, измеряемым. Энергия, как и любой другой товар должна быть измеряемой и автоматически регулируемой.

· Надо что бы оплата осуществлялась за два вида энергетических услуг а) за заявленную мощность и б) за потребленную энергию.

· Создать подпрограмму «Регулятор тепла». Основная цель подпрограммы – наверстать упущенное за последнее 30-50 лет. Перевести жилищный фонд от регулирования потребления тепла «форточкой» на качественно-количественное регулирование и учет «по заявке» каждого потребителя.

· Создать подпрограмму «Низкотемпературное отопление от ТЭЦ» основная цель программы перевод систем отопления на использование сбросного тепла от ТЭЦ, с ростом выработки на тепловом потреблении до 0.6÷1.5 мВт/Гкал. Для перехода, на температурный график 110-35°С, необходимо увеличить в 2÷4 раза поверхность отопительных радиаторов, увеличить диаметры тепловых сетей в 2 раза, установить абсорбционные тепловые насосы в тепловых сетях.

· Создать подпрограмму разработка и внедрение «Системы оценки качество работы сложной теплоэнерегетической системы города»

· Создать подпрограмму «Стандарт рынка тепловой, электрической и комбинированной энергии» в России.

Для привлечения инвесторов к внедрению средств в энергосберегающие технологии в энергетике необходимо:

· Отделить политические решения от экономических и технологических решений. Легализовать существующую практику «Скрытого перекрестного регулирования в энергетике». Определить размеры неявного и явного перекрестного субсидирования. Сформулировать количественно и количественно величину перекрестного субсидирования

· Разработка регионального, национального стандарта потребления энергии, определяющего технологию и уровень потребления первичной энергии топлива.

· Существующая де-факто программа «Котельнизация» должна быть законодательно запрещена как прямое перерасходование первичных ресурсов.

· Создать гибкую систему двух, трех - ставочных тарифов, что–бы потребителю было выгодно получать тепло от ТЭЦ, внедрять регуляторы тепла, утепление, снижение температуры обратной сетевой воды.

· Программа «Просвещение потребителей тепловой и электрической энергии» «Создание ассоциаций потребителей энергии».

· Просвещение эффективных потребителей руководителей регионов, министерств. РКС с тем, что бы они своими руками выполнили расчеты и имели понимание основ экономной теплоэнергетики.

· Создавать комитет по теплоэнергетике России



[1]Вопросы определения КПД ТЭЦ. Сборник статей под редакцией академика Винтера. 1953г

[2]Бродянский В.М. «Письмо в редакцию. К дискуссии с методах разделения затрат на ТЭЦ» Теплоэнергетик №9 1992г стр 62-63.

[3]а) Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации ор тепловой экономичности оборудования. СПО ОРГРЭС 1995г (РД 34.08.552-95 б) «Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке», утвержденных Приказом ФСТ от 6 августа 2004 г. № 20-э/2. с) Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии, утвержденной Минтопэнерго СССР утвержденной Минэнерго СССР 18.03.1970. ( Примечание автора. Мы до настоящего времени работаем по инструкции 1970 года. О каких рыночных отношениях можно говорить!!!)

[4] Шлапаков В.И. «Закон оплаты за энергию» Новости теплоснабжения №7 2005г

[5]Lescoeur, J.B. Calland. Tariffs and load managment: the Frenсh experiencе. Electricite de Frace. IEEE Transactions on Power Systems, Vol. PWRS-2, No.2, May 1987, p. 458-464. (Тарифный и нагрузочный менеджмент. Опыт Франции).

[6] Богданов А.Б. «Теплофикация – Золушка теплоэнергетики». Энергетик №11 от 2001г.

[7]Богданов А.Б. «Маржинальные тарифы в энергетике» Энергорынок № 4(17)2005г

[8] Андерс Дюрелунд «Почему централизованное теплоснабжение» Новости Датского Совета по Централизованному Теплоснабжению 2005г стр.7

Богданов А.Б., Котельнизация России – беда национального масштаба. Часть 1

Источник: Богданов А.Б., www.exergy.narod.ru

Оставить комментарий

Тематические закладки (теги)

Тематические закладки - служат для сортировки и поиска материалов сайта по темам, которые задают пользователи сайта.

Тематические закладки пользователей:

Tеги: ТЭЦ на рынке электроэнергии

Похожие статьи:

Подбор теплообменника!

Теплообменник ТТАИ для ГВС, отопления, промпроизводств. Эффективней пластинчатого!

+7(495)741-20-28, info@ntsn.ru

Программы Auditor