8. Теплоэнергетика

К объектам теплоэнергетики относятся теплоисточники (паровые и водогрейные котельные), а также тепловые сети

1 Часть теплоэнергии (около 30%) выраба­тывается в России на ТЭЦ, которые относят­ся к объектам электро­энергетики.

(магистральные и распределительные) с трубопроводами, насо­сными станциями и тепловыми пунктами1.

Котельные имеют разную ведомственную принадлежность (муниципальные, промышленные и др.). Среди них выделяют­ся централизованные теплоисточники, обслуживающие целый район теплоснабжения или группу разных потребителей, и де­централизованные, прикрепленные к конкретным абонентам. В частности, к децентрализованным причисляют котельные мощностью до 20 Гкал/ч; в целом с учетом ТЭЦ в России цен­трализованно вырабатывается около 70% тепловой энергии. Но дальность передачи тепла, в отличие от электроэнергии, ограни­чена по технико-экономическим соображениям: для пара всего до 1,5-2 км, для горячей воды - до 20-30 км.

Главными функциями теплоэнергетики в обществе являются:

• надежное и бесперебойное обеспечение потребителей не­обходимыми им теплоносителями с требуемыми объем­ными и качественными параметрами;

•поддержание теплового комфорта в жилых и обществен­ных зданиях (в строгом соответствии с температурами на­ружного воздуха).

Данные функции должны реализовываться на основе вне­дрения экономически и экологически оптимальных схем тепло­снабжения городов и сельских районов страны.

Тепловая энергия в виде пара и горячей воды широко при­меняется в различных отраслях народного хозяйства для технологических нужд, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Следует подчеркнуть, что электроэнергия и теплоэнергия - взаимозаменяемые и конкурирующие энергоноси­тели. Особенно это касается силовых и среднетемпературных процессов, где в качестве энергоносителя может использоваться как пар различных параметров, так и электричество. При благо­приятных экономических предпосылках электроэнергия может заменять горячую воду в низкотемпературных процессах, обе­спечивая более качественное регулирование параметров и по­требительский комфорт.

9. Особенности электроэнергетики

Технологический процесс энергоснабжения имеет следую­щие уникальные особенности.

1. Совпадение во времени процессов производства и по­требления энергии. Эта главная технологическая особенность электроэнергетики вызвана невозможностью аккумулирования энергии в сочетании с высо­кой скоростью транспорта энергоносителей. Отсюда следует, что режим производства энергии однозначно определяется режимом ее потребления. Практически это означает, что при хронологиче­ской неравномерности потребления энергии спрос на нее в каж­дый момент времени должен покрываться в строгом соответствии с графиком нагрузки конкретного потребителя. Следовательно, в данном периоде времени (например, в течение суток) потреби­тель должен быть обеспечен не только определенным объемом энергии, но и соответствующей мощностью. Графики нагрузок - важный инструмент производственного планирования и текуще­го оперативно-технологического управления.

2. Зависимость объема производства энергии от потребителей. Режим энергопотребления, отражаемый графиками нагрузок потребителей, оказывает сильное влияние на издержки энер­гетического производства.. Чем больше неравномерность графика нагрузки, по которому вынуждена работать электростанция, котельная или районная энергосистема, тем выше себестоимость энергии, а значит, и ее отпускная цена.

Энергогенерирующие установки, функционирующие в пере­менном режиме, должны находиться в постоянной готовности к несению максимальных нагрузок. Издержки, связанные с поддержанием готовности энергооборудования, возмещают­ся потребителями в виде отдельной платы за присоединенную мощность (максимальную нагрузку) независимо от величины энергопотребления за расчетный период, т.е. уровня использования этой мощности.

Невозможность создания запасов готовой продукции в элек­троэнергетике требует наличия резервов генерирующих мощ­ностей, пропускной способности электрических и тепловых сетей, а также запасов топливных ресурсов. Величина этих ре­зервов нормируется, а затраты на их формирование и содержа­ние включаются в стоимость энергии.

Одновременность производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии является основной причиной чет­кого разграничения вопросов хозяйственного и оперативно-тех­нологического (диспетчерского) управления в энергетических системах. Режим работы предприятия в электроэнергетике име­ет гораздо большее значение, чем в промышленном производ­стве. Поэтому ведение режимов передается самостоятельному аппарату диспетчерского управления энергосистемой, состоя­щему из ряда иерархических звеньев - от главного диспетчера до начальника смены электростанции, руководящего работой эксплуатационного (вахтенного) персонала. В результате управ­ления режимами достигается оптимальное распределение на­грузки между агрегатами, имеющими разную экономичность, что позволяет минимизировать издержки производства в целом по энергосистеме.

Технологическое единство производства и потребления энер­гии предопределяет необходимость тесного экономического взаимодействия энергокомпаний и потребителей. Основными направлениями такого взаимодействия являются:

• рационализация режимов энергопотребления;

• формирование взаимоприемлемых тарифов на энергию;

• координация планов развития энергопотребляющих уста­новок, генерирующих и транспортных мощностей энерго­систем.

3. Непрерывный характер производственного процесса.

Эта особенность обусловливает высокий уровень автоматиза­ции производства и управления технологическим процессом. Как известно, высокоавтоматизированное производство отлича­ется высокими фондовооруженностью и производительностью труда. Таким образом, электроэнергетика принадлежит к числу малотрудоемких отраслей народного хозяйства, а в производ­ственных издержках энергетических предприятий составляю­щая по оплате труда занимает незначительную долю. При этом численность персонала определяется установленной мощнос­тью электростанций и не зависит от выработки электроэнергии, т.е. от режима использования этой мощности.

Между тем значительная сложность и высокая скорость осу­ществления технологического процесса вызывают большие пси­хофизиологические нагрузки на оперативный персонал энерго­предприятий и органов диспетчерского управления. Работники должны иметь высокую профессиональную квалификацию, психологическую устойчивость, дисциплинированность. При­чем важное значение имеют как производственный опыт от­дельных работников, так и четко отлаженное взаимодействие различных подразделений и служб. Таким образом, очевидна особая роль человеческого фактора в электроэнергетике.

Отсюда следуют два вывода. Во-первых, по уровню оплаты труда персонал энергокомпаний должен занимать одно из веду­щих мест в народном хозяйстве. Во-вторых, требуется регуляр­но выделять значительные средства для подготовки и повыше­ния квалификации кадров электроэнергетики.

4. Сложность и особые условия работы энергетического оборудования. Энергетическое оборудование, особенно уста­новленное на электростанциях, отличается конструктивной сложностью и большой металлоемкостью. В процессе эксплу­атации оно подвергается воздействию высоких температур, давлений, химически агрессивных сред, радиоактивности. По­этому при его изготовлении применяются специальные дорого­стоящие конструкционные материалы, способные в условиях нормальной эксплуатации достаточно продолжительное время выдерживать эти нагрузки без нарушения основных параметров технологического процесса.

Указанные факторы определяют высокую капиталоемкость объектов электроэнергетики. Например, удельные капиталовло­жения в крупные ТЭС на угле превышают 1000 долл./кВт. Кроме того, сроки проектирования, строительства, монтажа и эксплу­атации крупных энергоблоков весьма длительные (до 5-8 лет и более для крупных ТЭС и АЭС мощностью несколько миллио­нов киловатт). Капитальные ремонты основного оборудования (парогенераторов, турбин) отличаются продолжительностью и большими издержками.

5. Взаимозаменяемость генерирующих установок. Уста­новки, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию, могут использовать различные первичные энергоресурсы:

• органическое топливо разных видов (уголь, газ, мазути др.);

• ядерную энергию;

• возобновляемые источники энергии (гидроэнергию, сол­нечную, ветровую, геотермальную и др.).

Технология энергетического производства может быть осно­вана на различных тепловых схемах и энергетических циклах: конденсационной и теплофикационной выработке электроэнер­гии; паротурбинном, газотурбинном и парогазовом (комбини­рованном) циклах. При этом генерирующие установки могут различаться единичными мощностями, параметрами пара (ТЭС и АЭС). В системах транспорта электроэнергии возможно при­менение переменного либо постоянного тока разных уровней напряжения.

Технологическая взаимозаменяемость энергоустановок предопределяет многовариантность решения задачи энерго­снабжения региона. Выбор наилучшего варианта осуществля­ется на основе специальных экономических расчетов. В то же время взаимозаменяемость генерирующих энергоустановок ограничена их производственной специализацией, т.е. режима­ми использования в энергосистеме. Например, газотурбинная и гидроаккумулирующая электростанции могут рассматри­ваться как взаимозаменяемые и конкурирующие, потому что предназначены для работы в переменном режиме благодаря прежде всего своим маневренным качествам. Но газотурбин­ную станцию и крупную АЭС, предназначенную для работы в режиме постоянной нагрузки, считать взаимозаменяемыми неправомерно. АЭС следует сопоставлять с крупными паро­турбинными ТЭС, работающими на разных видах топлива. Нельзя считать взаимозаменяемыми и энергоустановки, выра­батывающие энергетическую продукцию разного ассортимен­та. Например, ТЭЦ, в установках комбинированного производ­ства которой генерируется электрическая и тепловая энергия, не может сравниваться с отдельной котельной или отдельной КЭС. Установка комбинированного производства может рас­сматриваться как взаимозаменяемая только с энергетическим комплексом: котельная + КЭС.

С учетом указанных ограничений взаимозаменяемость гене­рирующих энергоустановок дает возможность разрабатывать и оценивать различные сценарии развития районных энергоси­стем и формировать для каждой из них оптимальную структуру энергетических мощностей исходя из критериев надежности, экологичности и экономичности энергоснабжения.

6. Низкий кпд генерирования электроэнергии. Электро­энергетика относится к весьма топливоемким отраслям народ­ного хозяйства. На современных крупных ТЭС, оборудованных

паротурбинными конденсационными энергоблоками, кпд в луч шем случае несколько превышает 40%. Переход на парогазовый цикл позволяет увеличить кпд примерно до 60%. Тем не мене даже в этом случае около 40% тепла топлива непроизводительно выбрасывается в окружающую среду.

Таким образом, основная составляющая издержек производства на ТЭС связана с топливом (50 - 70% себестоимости. В этих условиях для электростанций, использующих дальне привозной качественный уголь, может обостриться проблем надежности топливоснабжения (крупная угольная ТЭС потре бляет в сутки несколько железнодорожных составов с тогш вом). Поэтому на ТЭС требуется создание больших оперативных и страховых запасов топлива.

Так как возможности существенного роста кпд электростанций, а значит, снижения удельных расходов топлива на прок водство электроэнергии в обозримой перспективе ограничены! надо стремиться по возможности сокращать использование электроэнергетике высококачественных, дорогих и дефицитных видов органического топлива, прежде всего природного газа мазута. Естественно, что в каждом регионе эта проблема должна решаться с учетом местных условий формирования топливно-энергетического баланса.

7. Взаимодействие с окружающей средой. Характер» особенностью технологии производства энергии на ТЭС и АЭС является непрерывный сброс огромного количества тепла окружающую среду - реки, озера, пруды и другие водоохлаждающие бассейны, а также в атмосферу (посредством градире систем испарительного охлаждения). При размещении вновь с сооружаемых электростанций это порождает трудности в подборе соответствующих площадок, которые позволяли бы обеспечить сброс тепла в непосредственной близости от них (проточная во или искусственные гидротехнические сооружения больших размеров в виде водохранилищ, испарительных прудов, градире Гидротехнические сооружения для системы охлаждения ТЭС АЭС требуют больших капитальных затрат.

Более низкий, чем у ТЭС, коэффициент полезного использования тепла у большинства современных АЭС приводит значительно большим для них потребностям в охлаждают воде и соответственно большим затратам на гидротехничские сооружения.

Тепловое «загрязнение» окружающей среды ТЭС, работающими на органическом топливе, сопровождается огромным расходом кислорода из атмосферы, непрерывным выбросом зов, золы, а также вредных для растительного и животного mi окислов серы и азота. Это создает значительные экологичческие проблемы и влечет за собой крупные затраты на сооружение и эксплуатацию специальных природоохранных технических устройств.

10.Оценка основных фондов.

Оценка основных фондов проводится в натуральной и денежной формах. Учет основных фондов в натуральных показателях производится на основании паспортных данных оборудования (указывается время ввода в эксплуатацию, производственная мощность, произведенные ранее работы по модернизации и реконструкции, произведенные ремонты и т.д.). Оценка в натуральных показателях позволяет судить о мощности предприятия. Например, Мощность установленная электростанции составляет 1200 МВт, мощность блока – 300 МВт, протяженность ЛЭП –1000 км.

Денежная форма оценки основных фондов определяет стоимость основных фондов. Она производится по первоначальной, восстановительной и остаточной стоимости.

Первоначальная стоимость основных фондов – фактическая стоимость их в момент приобретения или завершения строительства, включая расходы по транспортировке и монтажу. Сюда же входит стоимость проектов и испытаний.

Создание основных фондов и их реконструкция осуществляется посредством капитального строительства. Совокупность единовременных затрат для создания или реконструкции основных фондов называется капитальными вложениями. Капитальные вложения состоят из 3-х частей:

1. Затраты на преобретение оборудования.

2. Затраты на транспортировку.

3. Затраты на строительно-монтажные работы.

Соотношения между этими частями в энергетике следующие.

Наименование объекта строительства	Всего кап. вложений, %	В том числе
		Строительно-монтажные работы, %	Стоимость оборудования, %
ТЭС	100	35-40	60-65
ГЭС	100	70-77	23-30
Эл/сети и подстанции	100	70-93	7-30

Для основных фондов, имеющих длительные сроки службы, периодически производится их переоценка. Эта переоценка осуществляется в общегосударственном масштабе. В энергетике такая переоценка проводилась в 1925, 1960, 1972 годах, в настоящее время переоценка проводится самостоятельно предприятиями.

Стоимость основных фондов после переоценки называется восстановительной. Она показывает, в какую бы сумму обошлось бы создание действующих средств труда в современных условиях, исходя из действующих цен на оборудование и расценок на строительно-материальные работы.

На балансах предприятия фонды числятся по восстановительной и первоначальной стоимости.

Основные фонды можно характеризовать еще остаточной стоимостью. Она представляет собой первоначальную или восстановительную за вычетом износа. Следовательно, этот вид оценки отражает величину стоимости основных фондов, еще не перенесенную на продукцию посредством амортизации.

11. Износ основных фондов.

Участвующие в процессе производства основных фондов постепенно утрачивают полезные свойства, т.е. подвергаются физическому и моральному износу.

ОФ подвергаются физическому износу как вследствие участия в производственном процессе, так и вследствие природных воздействий. При этом износ вследствие сил природы (температуры, влаги) бывает нередко более интенсивным при бездействии, в результате ржавления и т.д.

На интенсивность физического износа в энергетике большое влияние оказывает следующие факторы:

1. степень загрузки оборудования. Она характеризуется рядом показателей, в частности:

а) Ну = Эф/Nу; б) Нmax = Эф / (Ny*ТФ).

2. характер использования оборудования. Для энергетического оборудования вредное воздействие на износ оказывает:

• длительное формирование режимов работы генераторов (нарушение изоляции)

• перегрузка теплосилового оборудования, генераторов, трансформаторов, кабельных линий;

Неблагоприятное влияние на срок службы оборудования оказывают:

• частые пуски и остановы;

• резкие изменения нагрузки.

3. защищенности от воздействия внешних агрессивных средств, атмосферных осадков, грунтовых вод и т.д.

4. технический уровень эксплуатации (аварии по вине персонала

5. качество ремонтов и правильная их оценка. В России принята система планово-предупредительных ремонтов. Это значит, что для всех видов оборудования предусмотрена плановая остановка на капитальный и текущий ремонт. Установлена определенная периодичность межремонтной компании и продолжительность ремонтов. Например, трансформаторы выводятся в капитальный ремонт 1 раз в 6 лет.

6) качество проектирования и монтажа оборудования.

Особенное значение этот фактор имеет для энергетики, характерной особенностью которой является совпадение во времени производства и потребления. Увеличение степени загрузки и коэффициента сменности в энергетике неприемлема в силу того, что нагрузка ЭЭС определяется нагрузкой потребителей. Тогда основной путь повышения эффективности использования оборудования – правильный выбор структуры ОФ, т.е. соотношение э/ст. в базовом, пиковом, полупиковом режимах.

Занижение мощности может быть перекрыто форсированием режима, а завышение мощности не найдет себе применения.

Физический износ компенсируется с помощью капитального ремонта.

Сроки физического износа большинства важнейших элементов ОФ энергопредприятий длительны. Для котлоагрегата и турбоагрегата невосстанавливаемый при капитальном ремонте физический износ основных несменяемых узлов оборудования (барабан, каркасы), связанный со старением материалов, медленно накапливается. Срок достигает 40-50 лет. Срок службы зданий ТЭС достигает 100 лет, вечными являются сооружения ГЭС.

Кроме физического износа оборудование подвергается еще и моральному износу, т.е. оно теряет свою ценность под действием того, что появляются новые машины аналогичной конструкции, но более производительные, либо появляются новые машины, которые выполняют ту же работу, но с лучшими показателями.

Соответственно существуют 2 формы морального износа:

1. Первая форма отражает снижение стоимости воспроизводства элементов ОФ старой конструкции. Степень морального износа, таким образом, зависит от роста производительности труда и снижения издержек производства в отраслях, производящих машины и оборудование.

2. Вторая форма морального износа состоит в обесценивании ОФ вследствие появления более производительных и совершенных машин аналогичного назначения. Учет морального износа в энергетике реализуется в первую очередь при распределении нагрузки между агрегатами и станциями: диспетчерская служба стремится наиболее полно нагрузить технически более совершенное оборудование, благодаря чему достигается экономия топлива и снижение себестоимости производства энергии

Обесценивающее действие морального износа может быть ослаблено с помощью модернизации и реконструкции. На практике в ряде случаев, капитальный ремонт сопровождается значительными реконструкторскими работами.

Сроки использования ОФ по условиям морального износа часто значительно короче сроков физической службы. Технический прогресс в энергетике заключается, в частности, в повышении начальных параметров пара. Процесс морального износа различных элементов в энергетическом хозяйстве протекает с различной степенью интенсивности.

12. Амортизация основных средств.

Стоимость объектов основных средств погашается посредством начисления амортизации.

Амортизация начисляется по всем объектам основных средств за исключением:

• , внешнего благоустройства и других аналогичных объектов лесного и дорожного хозяйства;

• специализированных сооружений судоходной обстановки;

• продуктивного скота, буйволов, волов и оленей;

• многолетних насаждений, не достигших эксплуатационного возраста;

• земельных участков и объектов природопользования, потребительские свойства которых не изменяются с течением времени и по которым амортизация не начисляется.

Начисление амортизации основных средств производится с учетом следующих факторов – амортизируемой стоимости, срока полезного использования каждого вида ОС и способа начисления амортизации.

Амортизируемой стоимостью в большинстве предлагаемых способов начисления амортизации является первоначальная стоимость объекта ОС.

• Срок полезного использования объектов основных средств определяется при их постановке на учет .

Организация может применять один из следующих способов начисления амортизации по однородным видам объектов ОС в течение срока их использования.

1. Линейный способ, который состоит в равномерном начислении амортизации в течение срока полезного использования объекта. При этом способе амортизация начисляется исходя из первоначальной стоимости объекта ОС и нормы амортизации, исчисленной от срока полезного использования этого объекта.

Н = 1/Т

2. Способ уменьшающегося остатка, при котором начисление амортизации производится исходя из остаточной стоимости объекта ОС, принимаемой на начало каждого отчетного года, и нормы амортизации, исчисленной при постановке на учет объекта ОС, принимаемой на начало каждого отчетного года, и нормы амортизации, исчисленной при постановке на учет объекта основных средств исходя из срока его полезного использования.

Пример

Допустим, первоначальная стоимость объекта – 100000 руб.

Полезный срок службы – 5 лет.

Следовательно, ежегодна должна амортизироваться 1/5 часть стоимости объекта.

Определяем годовую норму амортизации, для этого первоначальную стоимость объекта при постановке его на учет принимаем за 100 %.

1/5 часть от 100% составляет 20% - годовая норма амортизации.

Расчет амортизации проводится следующим образом:

в первый год: 100000руб.* 20% = 20000 руб.

(остаточная стоимость на конец года – 80000 руб.)

во второй год: 80000*20% = 16000 руб.

(остаточная стоимость на конец года – 64000 руб.) и т.д.

3. Способ списания стоимости по сумме чисел лет срока полезного использования. При котором начисление амортизации производится исходя из первоначальной стоимости объекта и годового соотношения, где в числителе – число лет, оставшихся до конца срока службы объекта, а в знаменателе – сумма чисел лет срока службы объекта.

Пример.

Первоначальная стоимость объекта – 100000 руб.

Полезный срок службы – 5 лет.

Сумма чисел лет срока полезного использования, необходимая для расчета амортизации при этом способе, определяется как 1+2+3+4+5=15

Сумма амортизации. Подлежащая списанию в отчетном году, определяется:

В первый год: 5/15*100000 = 33000 руб.

Во второй год: 4/15*100000 =27 руб.

Указанные способы применяются для расчета годовой суммы амортизации, по определении которой ее 1/12 часть ежемесячно отражается по кредиту счета 02 «Износ основных средств».

4. Наряду с приведенными способами, организация может по отдельным объектам основных средств применять способ начисления амортизации в зависимости от объема выпуска продукции или работ (пропорционально объему продукции).

При этом ежегодная сумма амортизации определяется путем умножения процента, исчисленного при постановке на учет данного объекта как отношение его первоначальной стоимости к предполагаемому объему выпуска продукции или работ за срок его полезного использования на показатель фактически выполненного объема продукции или работ за ланный отчетный период.

Пример.

Первоначальная стоимость объекта – 20000руб.

Предполагаемый объем выпуска продукции в стоимостном выражении за весь нормативный период эксплуатации объекта определен в 100000 руб. исходя из его производственных характеристик.

Определяем процент ежегодного начисления амортизации по предложенной формуле:

(20000:100000) * 100% = 20%

Фактический выпуск продукции в стоимостном выражении по годам составил:

В первый год – 25 000 руб.

Во второй год – 20 000 руб.

и т.д.

Расчет амортизации производится:

В первый год: 25 000 * 20% = 5 000руб.

Во второй год: 20 000 * 20% = 4 000 руб.

В таком же порядке определяется ежемесячная сумма амортизации по данному объекту ОС.

Амортизационные отчисления по объекту ОС начинаются с первой числа месяца, следующего за месяцем принятия этого объекта к бухгалтерскому учету, и начисляются до полного погашения стоимости этого объекта либо списания его с бухгалтерского учета в связи с прекращением права собственности или иного вещного права.

13.Технико-экономические свойства ОФ. Способы их измерения.

Кроме стоимостных оценок ОФ при их использовании и формировании используются потребительные стоимости.

Потребительная стоимость – это такие показатели, которые показывают качество различных средств производства. Поэтому при изучении рассматриваются технико-экономические свойства.

1. Важным показателем для использования ОФ является показатель мощности и производительности. Мощность характеризует активную часть ОФ – технологическое и силовое оборудование, для ЛЭП – это пропускная способность.

2. С точки зрения качества фондов интересует преобразование одного вида энергии в другой (потери преобразования). Для характеристики используется КПД.

η = полезная / подведенная

3. С точки зрения использования ОФ важное значение имеет показатель – скорость набора или сброса нагрузки. Он представляет собой количество едениц мощности в еденицу времени, например, 20 МВт в минуту – скорость набора нагрузки. Еще один показатель – регулировочный диапозон.

4. Оценка ОФ по надежности. Вводим показатель надежности.

Эта система характеризует технико-экономические свойства энергетического оборудования (КА, ТА, трансформатор и т.д.)

Эту систему показателей можно использовать для характеристики комплекса оборудования – энергетических блоков, ЛЭП.

Распространяется и на более крупные объекты ЭЭС, т.е.

энергетические объекты, энергетические блоки, электростанции, ЛЭП, ЭЭС, ОЭС.

Рассмотрим как мы оцениваем эти показатели и какие факторы влияют на эти показатели, на их изменение.

МОЩНОСТЬ.

Верхним пределом использования мощности является номинальная мощность. Для турбоагрегата и электростанции номинальная мощность – наибольшая мощность на зажимах генератора, которую турбина длительно развивает при номинальных значениях параметров и при дополнительных отборах пара на тепловое потребление предусмотренными техническими условиями. Номинальная мощность дается в паспортных данных и равна установленной мощности.

Максимальная мощность – наибольшая мощность, которую турбина должна длительно развивать на зажимах генератора в условиях перегрузки. Так максимальная мощность конденсационной турбины достигается при максимальном расходе пара через стопорные клапаны и при отключении тепловых потребностей, предусмотренных техническими условиями.

Максимальная мощность коденсационной турбины с регулируемыми отборами пара (типа Т, ПТ, Р) достигаются при отключенных регулируемых отборах и при максимальном расходе пара через стопорные клапаны.

В реальных условиях эксплуатации ОФ не всегда можно достичь предельных значений мощности. Причем факторы действуют всегда в сторону снижения мощности. Их можно разделить на:

1. внешние факторы (внешняя среда);

2. внутренние факторы

3. Протекание технологического процесса.

Максимальная мощность, которая может быть получена в конкретных условиях эксплуатации, называется располагаемой.

Ценность энергетического оборудования заключается в том, чтобы Nуст./Nрасп. ≈ 1.

Внешние факторы, оказывают влияние на установленную мощность – влажность, зольность, каллорийность топлива, т.е. качество топлива. Номинальная мощность паровой турбины может быть достигнута при нормальных параметрах пара – темпиратуры и давления на входе и выходе. Для паровых турбин, особенно типа К, большое значение имеет темпиратура охлажденной воды, для ГТУ – темпиратура наружного воздуха.

Внешние факторы. В процессе эксплуатации многие элементы изнашиваются, а это снижает верхний предел использования оборудования. Для к/а – это шлакование поверхностей нагрева; для т/а – засоление проточной части турбин.

Для энергетики кроме верхнего предела важное значение имеет нижний предел мощности – технический минимум.

Какие же факторы определяют наличие технического минимума?

Основная причина технического минимума при малых нагрузках оборудования технологический процесс становится неустойчивым и появляется очень большая вероятность выхода из строя этого оборудования.

Для к/а технический минимум высок 60-70%. Для прямоточных котлов при малых нагрузках появляются срывы циркуляции воды и пара, а для турбин – перегреваются лопатки нижних ступеней турбины. Технический минимум –20% Nном

Для ГЭС. ГЭС – комплексные объекты (для целей энергетики, судоходства, рыболовства). Технический минимум может определяться условиями судоходства в нижнем бьефе. Для ГЭС играет роль и внутренние факторы – условия кавитации.

1) Зная величину Nрасп. и Nтехн. мин. можно определить регулировочный диапазон б = (Nрасп – Nтехн мин)/ Nрасп

Если Nтехн мин = 0, то это оборудование наиболее ценным.