Показатели качества технических моделей (проектных решений)

Как и любая продукция, техническая модель энергообъекта обладает специфическими свойствами, которые называют «качеством» (и в собирательном смысле и в отношении составляющих понятий).

Понятие качество, исходя из целевого назначения объекта моделирования, включает в себя такие его свойства, как безопасность и эффективность. Последнее свойство раскрывается достаточно широко; в него входят составляющие:

• • надежность;
• • материалоемкость;
• • энергетическая эффективность;
• • ремонтопригодность;
• • управляемость (являющаяся основой интеллектуального уровня ТС);
• • финансовые (обычно удельные) показатели строительства и эксплуатации,
• • численность эксплуатационного персонала и т.п.

Для моделей зданий и сооружений можно ввести удельные объемно-планировочные показатели: удельный объем здания (сооружения) в расчете на 1 кВт или 1 Гкал/ч (для котельных) установленной мощности, удельную площадь в расчете на те же единичные объемы производства. В целом качество использования площадки объекта может оцениваться по плотности застройки (отношению суммарной площади зданий и сооружений к общей площади объекта в соответствии со схемой генерального плана), по удельной площади в расчете на 1 кВт (1 Гкал/ч для котельной).

Вопросы качества моделей, отраженные в проектно-сметной документации, всегда являлись объектом пристального внимания, нормирования, контроля со стороны инвестора (заказчика), государственных органов или частных юридических лиц.

В советское время, разумеется, этим заказчиком было только государство, а соответствующие требования носили нормативный характер. В частности, в перестроечный период проектные организации должны были руководствоваться «Положением об оценке качества проектно-сметной документации для строительства» (далее — Положение) [15.21].

Согласно [15.21] оценке подлежала следующая проектно-сметная документация, называемая «проектной продукцией»:

«технико-экономические обоснования строительства крупных и сложных предприятий и сооружений, а при необходимости и других объектов (ТЭО), технико-экономические расчеты (ТЭР);

рабочие проекты на строительство предприятий, зданий и сооружений или их очередей со сводными сметными расчетами стоимости;

проекты на строительство предприятий, зданий и сооружений или их очередей со сводными сметными расчетами стоимости;

рабочая документация на строительство предприятий, зданий и сооружений, их очередей и пусковых комплексов со сметами;

типовая проектная документация (типовые проекты, типовые проектные решения, чертежи типовых строительных конструкций, изделий и узлов);

.... проектная продукция, выполненная субподрядными проектными и изыскательскими организациями».

В настоящее время не существует единой системы оценки качества документации, что отражает либерализацию экономических отношений и отказ от жесткого государственного контроля капитальных затрат, финансируемых не из государственного бюджета.

В Положении приводилась номенклатура технико-экономических показателей и базовых качественных характеристик документации, включая основные технико-экономические показатели и базовые качественные характеристики для оценки качества чертежей типовых строительных конструкций, изделий и узлов. Показатели и характеристики не носили характер удельных, что затрудняло сравнение разных объектов одного целевого назначения.

Безопасность является главным свойством (качеством) или ограничением при строительстве энергообъектов. Она должна быть обеспечена в приоритетном порядке при производстве продукции (электроэнергии, тепла, предоставлении мощности), а также при оказании услуг системного характера. Подробному рассмотрению этого свойства посвящена гл. 12. Безопасность ТС не может быть однозначно оценена по строгим математическим показателям, хотя она тесно связана с рисками, допускающими теоретически расчет на основании статистических методов [15, 16].

При строительстве и эксплуатации энергообъектов минимально допустимый уровень безопасности задается нормативными требованиями к их устройству, подлежащими безусловному выполнению. Сверхнормативные способы повышения безопасности в модели могут быть реализованы но требованию заказчика или на основании опыта инжиниринговой компании. Следует иметь в виду, что безопасность оборудования, технологических комплексов, энергообъекта в целом определяется надежностью защитных устройств (не путать с надежностью выработки продукции, о чем будет сказано ниже!): технологических схем, оболочек, предохранительных сбросных клапанов, защитной арматуры, логической защитной аппаратуры и алгоритмов её функционирования, а также надежностью персонала, «человеческим фактором». Именно понимаемая в таком смысле надежность служит основой шкалы оценки рассматриваемого свойства модели — степени её безопасности.

Особое значение сегодня имеет экологическая безопасность. Её обычно рассматривают в двух аспектах:

• • по условиям минимизации различных загрязнений — загрязнений воздушного, водного бассейнов, звукового, светового, эстетического загрязнений;
• • в отношении минимизации выбросов парниковых газов (причем в неком глобальном плане, безотносительно к уровню выбросов С0₂ в регионе строительства), что особенно характерно для стран Евросоюза.

Исходя из минимизации экологических воздействий качество — это всегда компромисс между идеализмом и даже экстремизмом общественности, государственной политикой и интересами собственника энергообъекта. Так как природоохранные мероприятия чрезвычайно дороги, специалисты инжиниринговой компании должны обладать искусством придавать модели оптимальную степень «экологичности^[1]», базируясь на строгом соблюдении законодательных норм и реализуя оставшуюся свободу выбора согласно собственной чёткой позиции.

Надежность в отношении выработки электроэнергии и тепла — это составляющая эффективности модели, определяющая будущие денежные потоки владельца объекта от участия в соответствующих рынках. Как будет показано далее (см. гл. 13), надежность энергообъекта обеспечивается либо нормативными требованиями к его устройству, либо эвристическими алгоритмами поиска оптимального решения. Первый путь в отношении выработки электроэнергии, на взгляд автора, постепенно утрачивает свою актуальность в связи с либерализацией отношений в электроэнергетике, повышением надежности оборудования и развитием Единой энергетической системы (ЕЭС) России. Здесь поэтому открываются широкие возможности для творческого инженерного подхода к устройству электростанций и сетевых объектов, которыми рекомендуется пользоваться инжиниринговым компаниям.

Следует отметить, что техническая политика компании в отношении таких свойств модели, как безопасность и надежность, фактически определяет её лицо, является конкурентным преимуществом на рынке соответствующих услуг.

Энергоэффективность — это составляющая эффективности модели, которая важна в отношении как её целевого использования владельцем будущего объекта, так и ограничений, накладываемых государственной энергетической и экологической политикой [22.1, 22.1]. Последняя связывается в ряде стран с энергоэффективностью исключительно через выбросы СО,, причем подразумевается всегда глобальный эффект выбросов, а проблема переносится общественностью, как правило, в область этики.

Наиболее известными и повсеместно применяемыми показателями энергоэффективности являются КПД, а также (в случае ТЭЦ) КИТ (см. гл. 8).

Коэффициент полезного действия определяегсчя для всех уровней технической системы и всех её обобщенных элементов типа преобразователей или линий передачи (см. § 4.4). В частности, в технической литературе можно встретить упоминание даже о КПД ЛЭП, электрической подстанции. Однако чаще всего данный показатель употребляется в отношении тепломеханического оборудования, технологических комплексов по производству электроэнергии — энергоблоков, ГТУ, ПТУ, котлов, реже — в отношении энергообъектов в целом (станций, котельных).

Энергоэффективность в целом и её составляющие на ТЭС определяются относительно количества теплоты, выделяющейся при сгорании топлива и служащего первичным показателем, который называется затраченной энергией, располагаемой энергией (располагаемой теплотой). Полезный отпуск электроэнергии или тепла потребителям и отпуск электроэнергии или тепла на выводах производящих их агрегатов (оформленных консгрукционно как единое целое) представляют собой вторичные показатели — выработанную полезную энергию. Их отношение дает нам КПД брутто или КПД нетто (см. гл. 8 и пример 8.2).

Потери энергии, учитывающиеся в КПД котла, энергоблока, станции, состоят из потерь физических процессов, реализованных в технологическом цикле (в виде тепловых потерь, недожога топлива), и «потерь» на обеспечение этого цикла необходимыми ресурсами. Последние (определяющие в том числе и КПД нетто) называются «собственными нуждами» или «собственным расходом». Эти потери носят главным образом характер потерь электроэнергии. Потери теплоты с паром и горячей водой относительно невелики, если только не применен паровой привод мощных механизмов (таких как питательные электронасосы (ПЭН) на энергоблоках мощностью 300 МВт и выше). Но даже в этом случае, например, в паросиловых энергоблоках мощностью 300 МВт они составляют [18]: 0,1—0,6 для ПТУ, 4—6 — для котла, около 4,5 % — для ряда установок (включая паротурбинный привод питательного насоса).

При моделировании ТЭС следует ориентироваться на целевые КПД брутто энергоблоков, которые приведены в гл. 13, а также КИТ, данные в табл. 8.1.

В случае моделирования ТЭЦ весь расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС Э^{с н} распределяют на две части — Э_э^С " и Э_Т^С ' , соогвет-

ствующие производству электрической и тепловой энергии. К Э_т относятся весь расход на сетевые, конденсатные и другие насосы бойлеров, преобразовательных установок и на механизмы пиковых водогрейных котлов, а также расход, приходящийся на долю тепла, отпущенного потребителям, связанную с производством тепла в котельной и определяющуюся коэффициентом р_т. Этот коэффициент рассчитывается согласно методике распределения затрат на топливо между отпускаемыми электроэнергией и теплом [18, 54]:

Р_т= Q^TJQ_C= Ql_r/Q_m,

т

где Q_c — теплота сгорания топлива при его годовом расходе на ТЭЦ; Q_c — то же, отнесенная к теплу, отпущенному потребителям; Q_nT — годовое коли-

Т

чество теплоты, выработанное парогенераторами ТЭЦ; Q_nr — то же, отнесенное к теплу, отпущенному потребителям.

Фактически рассмотренный подход к расчету долей теплоты сгорания топлива, приходящихся на отпуск электроэнергии и тепла, представляет собой введение некоего фиктивного котла, работающего только на выработку тепла для потребителей. Данный метод в Европе и Америке известен как метод Экаберта.

Затраты теплоты на собственные нужды также распределяются между отпуском электроэнергии и тепла.

Если затраты на выработку тепловой и электрической энергии соотносятся с отпускаемыми электроэнергией и теплом, то можно рассчитать два вида КПД:

• • КПД нетто по отпуску электроэнергии г)_э;
• • КПД нетто по отпуску тепла г|_т.

Уже указывалось на многочисленные безуспешные попытки найти «правильное» распределение затрат на топливо при выработке электрической и тепловой энергии со строгих научно-технических позиций. Остается лишь констатировать, что разделение затрат на этапе моделирования нужно принимать без обсуждения в соответствии с действующими нормативными и методическими документами.

Единственным таким документом высокого уровня по определению г| ₃ и г) _т на момент написания книги является методика распределения затрат топлива между отпущенными электроэнергией и теплом, предназначенная для тарифного регулирования, а именно «Инструкция по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных» [22.23J. Эта методика достаточно сложна, объемна, требует использования большого числа эксплуатационных данных и, кроме того, дает возможность пользователю применять разные методы распределения затрат на топливо:

• • в соответствии с имеющейся на станции нормативно-технической документацией (НТД);
• • с использованием показателей раздельного производства электрической и тепловой энергии;
• • физический метод^[2] (который развивался ранее при расчете коэффициента Р_т).

В результате расчетов определяются нормативы удельных расходов условного топлива в граммах условного топлива на 1 кВт'ч b_э [г у.т./(кВт^[2] ч)], в килограммах условного топлива на 1 Гкал Ь_т [кг у.т./Гкал]. После этого можно легко определить соответствующие КПД [ 18]:

По « 123/Ь_э; г|_т « 123/6_Т; (10.3)

Иногда на ранних стадиях проектирования (до расчетов по ПТС, РТС) проектные фирмы и инжиниринговые компании принимают /;_т ^[2]

« 150э-165 кг у.т./Гкал.

Для более глубокого анализа энергоэффективности ТЭС следует рассматривать удельные собственные расходы электроэнергии (тепла, пара) на единицу продукции функциональных групп механизмов собственных нужд. В [18] приводится следующая номенклатура показателей:

• • удельный расход электроэнергии парогенераторной установки на пылеприготовление (угольные ТЭС), кВт • ч/т топлива;
• • удельный расход электроэнергии парогенераторной установки на тягу и дутьё, кВт • ч/т пара;
• • удельный расход электроэнергии парогенераторной установки на привод питательных насосов (в пересчете с тепловой энергии турбопривода), кВт • ч/т пара;
• • годовые затраты электроэнергии на привод насосов охлаждающей воды (циркуляционных насосов), отнесенные к годовой выработке электроэнергии, %;
• • годовые затраты электроэнергии на привод насосов гидрозолоудаления, отнесенные к годовой выработки электроэнергии, %;
• • годовые затраты электроэнергии на привод прочих механизмов и иных потребителей собственных нужд, отнесенные к годовой выработки электроэнергии, %;
• • годовые затраты электроэнергии на привод сетевых насосов, отнесенные к годовому отпуску тепла с горячей водой потребителям, кВт • ч/ГДж.

Возможна и более глубокая детализация показателей. Актуальность их расчета, анализа и практического применения при моделировании следует из необходимости исполнения требований действующего законодательства в сфере энергоэффективности [22.1—22.3]. Однако все эти показатели можно корректно определить, только имея результаты измерений количества электроэнергии, пара, газа, воды с помощью достаточно точных приборов. Следовательно, уже в модели II уровня следует заложить соответствующие измерительные системы, причем автоматизированного типа, с возможностью удаленного оперативного сбора информации и передачи её для последующей обработки на центральный сервер. Рекомендуется интегрировать все измерительные системы некоммерческого типа в пределах единой АСУ ТП станции.

Возможно, что окажется полезным применять к ТЭС (или к отдельным её зданиям) рейтинги энергоэффективности, подобно тому, как это делается в отношении офисных и жилых зданий. Самое широкое распространение в мире в настоящее время имеют:

• • американский рейтинг LEED (Leadershipin Energy and Enviromental Design);
• • английский рейтинг BREEAM (Building Research Establishment Method);
• • германская система DGNB (Deuches Gutisiegel Nachhaltiges Bauen).

Объединяющей организацией для всех признанных международной

общественностью рейтингов является World GBC со штаб-квартирой в г. Торонто (Канада).

Учитывая технологические особенности ТЭС, потребуется разработать фактически новый стандарт экологической чистоты и энергоэффективности станций, как это сделано, например, в Санкт-Петербурге, где принят новый пакет требований к энергоэффективности бюджетного строительства^[5].

Объемно-планировочные показатели представляют собой различные удельные величины, позволяющие сравнивать между собой модели станций различных типов [18]:

• 1) удельный объем помещений энергоблока, главного корпуса, машинного зала, м ’/кВт;
• 2) удельную площадь главного корпуса, удельную площадь застройки, м²/'кВт;
• 3) массовые показатели: удельную массу трубопроводов высокого давления, т/МВт, относительную общую массу стальных конструкций здания и каркаса парогенератора, %, и т.н.

Удельные объемы вычисляются как отношение общего объема здания (помещения) V, м³, к установленной мощности станции N_y, кВт:

Соответственно удельные площади определяются как отношение пло-

9

щади здания, помещения, территории ТЭС S, м , к N кВт:

В соответствии с принципами централизованной экономики в СССР объемно-планировочные показатели служили критерием оценки проектов строительства при прохождении государственной экспертизы. Так, СНиП 11-89-80^[5] [25.4] регламентировал показатели минимальной плотности застройки промышленных предприятий. Согласно этому документу, плотность застройки площадки промышленного предприятия определяется в процентах как отношение площади застройки к площади предприятия в пределах ограды (или при отсутствии ограды — в пределах соответствующих ей условных границ) с включением площади, занятой веером железнодорожных путей. Площадь застройки находится как сумма площадей, занятых зданиями и сооружениями всех видов, включая навесы, открытые технологические, санитарно-технические, энергетические и другие установки, эстакады и галереи, площадки погрузочно-разгрузочных устройств, подземные сооружения (резервуары, погреба, убежища, тоннели, над которыми не могут быть размещены здания и сооружения), а также открытые стоянки автомобилей, машин, механизмов и открытые склады различного назначения при условии, что размеры и оборудование стоянок и складов принимаются по нормам технологического проектирования предприятий.

В площадь застройки должны включаться резервные участки, расположенные на площадке предприятия, намеченные в соответствии с заданием на проектирование для размещения на них зданий и сооружений (в пределах габаритов указанных зданий и сооружений).

В табл. 10.11 приведены нормативы показателей минимальной плотности застройки площадок промышленных предприятий для объектов Минэнерго СССР [25.4].

Вычисление и анализ показателей но формулам (10.4), (10.5) и сравнение их с отечественными и зарубежными аналогами было актуально в нашей стране до начала 90-х годов прошлого века.

Таблица 10.11

Нормативы показателей плотности застройки промплощадок по данным |25.4|

Например, в [18] указано:

«... Приближенным критерием экономичности компоновки главного корпуса электростанции служит удельный объем её здания, м³/кВт ... Для современных пылеугольных ТЭС v » 0,6-5-0,7 м³/кВт, для газомазутных v « 0,5-Ф,6 м³/кВт. Более точно экономичность компоновки главного корпуса характеризуется удельными затратами строительных материалов, объемом работ, массой металла трубопроводов и т.д. (см. таблицу на стр. 425)».

Сегодня, к сожалению, подобные показатели для строящихся подстанций, станций и отдельных энергоблоков не публикуются и часто вообще не рассчитываются, что затрудняет использование лучших практических решений проектирования. Это вызвано как новой, рыночной, формой отношений участников строительной деятельности, так и большим разнообразием объемно-планировочных решений и компоновок при применении множества ГТУ, ПТУ, КУ разных производителей. При этом основное оборудование зачастую размещается в зданиях, которые ранее использовались для паросиловых энергоблоков. Фактически традиционные решения, во всяком случае для главного корпуса, сохранились только для ТЭЦ с паротурбинным оборудованием и для пылеугольных ТЭС, поэтому интересно сравнение удельных объемных и массовых показателей строящихся подобных станций с аналогичными показателями эксплуатирующихся отечественных и зарубежных ТЭС, в том числе и 20-, 30- или 40-летней давности.

Представляется достаточно полезным для инжиниринговых компаний создание собственного банка данных по удельным показателям эффективности моделируемых ПТУ в отдельно стоящих, специально спроектированных зданиях. Номенклатура этих показателей должна разрабатываться каждой компанией самостоятельно, если только не будет принят какой-либо стандарт (стандарты), к которому сочтут целесообразным присоединиться достаточно большое количество участников строительной деятельности. В любом случае это будет способствовать повышению качества моделирования и росту конкурентоспособности компании.

К финансово-экономическим относятся как объемные, так и удельные (относительные) ресурсные показатели.

Объемные показатели при сравнительном анализе малоинформативны, тем не менее они чрезвычайно важны при поиске средств на финансирование проекта. К числу этих показателей прежде всего относятся капитальные затраты и производственные издержки, или операционные расходы.

Капитальные затраты (CAPEX от англ. Capital Expenditure) — это денежные средства, которые используются компаниями для приобретения или модернизации физических активов (жилой и промышленной недвижимости, оборудования, технологий), в данном случае ТЭС и сетевых объектов. Операционные расходы (ОРЕХ от англ. Operating Expenses) представляют собой все расходы на эксплуатацию объекта за определенный промежуток времени, обычно за год.

К объемным ресурсным показателям относят годовые расходы топлива, подпиточной воды, выработку и отпуск электроэнергии, тепла, выбросы

Примечание: Таблица из [18], см. цитату на с. 424

вредных веществ в атмосферу, сбросы воды различной степени очистки. Вышеперечисленные показатели обсуждались достаточно подробно в § 10.2 при описании финансовых моделей.

Наиболее популярными относительными финансовыми показателями являются удельные капиталовложения (удельные стоимости проекта) и себестоимость производства электроэнергии, тепла, которые были также рассмотрены в § 10.2 и 10.3. Себестоимость производства электроэнергии с, руб/(кВт’ч), долл/(кВг’ч) или евро/(кВт • ч), на ТЭС (в отношении суммарных годовых условно-постоянных и условно-переменных издержек С) определяется наиболее просто через годовую выработку электроэнергии W, если станция конденсационная, то

Состав издержек хорошо известен [18, 20], основная его часть — стоимость топлива. В странах Европы и Северной Америки значительную часть издержек занимают экологические платежи и стоимость обслуживания различных очистных установок.

В связи с появлением рынка мощности необходимо рассчитывать также себестоимость предоставляемой мощности, которая определяется в зависимости от условно-постоянных издержек на её поддержание С_пост:

В данном случае в (10.6) вместо С необходимо подставить условно-переменные издержки С .

Для оценки себестоимости платной системной услуги следует определить издержки (затраты) на её предоставление в абсолютном годовом исчислении С_у или относительно какой-то величины, которая будет принята правилами оптового рынка за базисную Л₆:

В случае строительства ТЭЦ задача отнесения нетопливных издержек на выработку тепловой Q и электрической W энергии значительно усложняется (о распределении топливных издержек упоминалось выше). При этом недостаточно просто знать 6_Э и Ь_г. Единственным логичным и легкореализуемым подходом является распределение издержек между отпускаемыми количествами W и Q пропорционально соответствующим расходам топлива В_э и В_Т с использованием коэффициента |3_Т:

где В — общий годовой расход топлива на ТЭЦ.

Кроме вышеперечисленных, достаточно популярными были и остаются такие удельные величины, связанные с экономикой станции, как удельная численность производственного, управленческого персонала, чел/кВт или чел/МВт, удельная заработная плата персонала руб/кВг, руб/МВг. О них упоминалось при описании финансовых моделей станций.

• [1] Это слово носит сленговый характер и не рекомендуется для применения в качестве терминав технической литературе. Лучше употреблять выражения: «безопасность для окружающей среды»,«отсутствие опасных воздействий на окружающую среду» и т.п.
• [2] В физическом (балансовом) методе распределения затрат топлива на выработку электрическойи тепловой энергии все выгоды от их комбинированного производства относятся к электроэнергии.Расход топлива на отпущенное потребителям тепло принимается таким, каким он был бы, если бытепло отпускалось потребителям непосредственно из котельной. Расход топлива на производствоэлектроэнергии определяется как разность между общим расходом условного топлива и его расходом на отпуск тепловой энергии. Существуют также эксергический метод, метод ОРГРЭС и др.
• [3] В физическом (балансовом) методе распределения затрат топлива на выработку электрическойи тепловой энергии все выгоды от их комбинированного производства относятся к электроэнергии.Расход топлива на отпущенное потребителям тепло принимается таким, каким он был бы, если бытепло отпускалось потребителям непосредственно из котельной. Расход топлива на производствоэлектроэнергии определяется как разность между общим расходом условного топлива и его расходом на отпуск тепловой энергии. Существуют также эксергический метод, метод ОРГРЭС и др.
• [4] В физическом (балансовом) методе распределения затрат топлива на выработку электрическойи тепловой энергии все выгоды от их комбинированного производства относятся к электроэнергии.Расход топлива на отпущенное потребителям тепло принимается таким, каким он был бы, если бытепло отпускалось потребителям непосредственно из котельной. Расход топлива на производствоэлектроэнергии определяется как разность между общим расходом условного топлива и его расходом на отпуск тепловой энергии. Существуют также эксергический метод, метод ОРГРЭС и др.
• [5] Цай Нона. LEED: Петербургская версия // Строительство и городское хозяйство в Санкт-Петербурге и Ленинградской области. 2010. № 5.
• [6] Цай Нона. LEED: Петербургская версия // Строительство и городское хозяйство в Санкт-Петербурге и Ленинградской области. 2010. № 5.