Приказ от 05.03.2024 № 200 Об утверждении Методики определения эффективности процесса когенерации

МІНІСТЕРСТВО РОЗВИТКУ ГРОМАД, ТЕРИТОРІЙ ТА ІНФРАСТРУКТУРИ УКРАЇНИ

НАКАЗ

05.03.2024

м. Київ

№ 200

Зареєстровано в Міністерстві юстиції України
30 квітня 2024 р. за № 624/41969

Про затвердження Методики визначення ефективності процесу когенерації

Відповідно до підпункту 1 пункту 8 розділу I Закону України від 24 лютого 2023 року № 2955-IX "Про внесення змін до Закону України "Про комбіноване виробництво теплової та електричної енергії (когенерацію) та використання скидного енергопотенціалу" щодо розвитку високоефективної когенерації", пункту 8 Положення про Міністерство розвитку громад, територій та інфраструктури України, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 30 червня 2015 року № 460 (в редакції постанови Кабінету Міністрів України від 17 грудня 2022 року № 1400), та з метою забезпечення визначення високоефективної когенерації

НАКАЗУЮ:

1. Затвердити Методику визначення ефективності процесу когенерації, що додається.

2. Департаменту комунальних послуг забезпечити подання цього наказу до Міністерства юстиції України на державну реєстрацію в установленому порядку.

3. Цей наказ набирає чинності з дня його офіційного опублікування.

4. Контроль за виконанням цього наказу покласти на першого заступника Міністра Василя Шкуракова. 

Віце-прем'єр-міністр з відновлення України - Міністр	Олександр КУБРАКОВ
ПОГОДЖЕНО:
Міністр енергетики України	Герман ГАЛУЩЕНКО
Голова НКРЕКП	Костянтин УЩАПОВСЬКИЙ

ЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Міністерства розвитку громад,
територій та інфраструктури України
05 березня 2024 року № 200

Методика
визначення ефективності процесу когенерації

I. Загальні положення

1. Ця Методика визначає особливості проведення розрахунку ефективності процесу когенерації, визначення обсягів теплової та електричної енергії, виробленої в результаті комбінованого виробництва, економії первинної енергії, отриманої в процесі когенерації, порівняно з відокремленим виробництвом теплової та електричної енергії.

Ця Методика встановлює гармонізовані еталонні значення ефективності для окремого виробництва теплової та електричної енергії.

2. Цю Методику розроблено для забезпечення визначення ефективності процесу когенерації з метою визначення її належності до високоефективної когенерації відповідно до положень:

Директиви Європейського Парламенту і Ради 2012/27/ЄС від 25 жовтня 2012 року про енергоефективність, внесення змін до директив 2009/125/ЄС і 2010/30/ЄС та про скасування директив 2004/8/ЄС і 2006/32/ЄС;

Рішення Комісії 2008/952/ЄС від 19 листопада 2008 року про встановлення детальних настанов для імплементації та застосування додатка II до Директиви Європейського Парламенту і Ради 2004/8/ЄС;

Делегованого Регламенту Комісії (ЄС) 2015/2402 від 12 жовтня 2015 року про перегляд узгоджених референтних значень ефективності для роздільного виробництва електроенергії та тепла в рамках Директиви Європейського Парламенту і Ради 2012/27/ЄС та скасування Імплементаційного Рішення Комісії 2011/877/ЄС.

3. Ця Методика застосовується суб'єктами господарювання, що здійснюють виробництво електричної та теплової енергії на когенераційній установці, для розрахунку економії первинної енергії когенераційною установкою з метою визначення її належності до високоефективної когенерації.

Ця Методика застосовується до обладнання та технологій, що використовуються для комбінованого виробництва тепла та електроенергії, зокрема таких типів:

1) газотурбінна установка комбінованого циклу з регенерацією теплоти з регульованим відбором пари;

2) парова теплофікаційна турбіна з регульованим відбором пари;

3) газотурбінна установка комбінованого циклу з регенерацією теплоти (без конденсаційної витяжної турбіни) без регульованого відбору пари;

4) парова турбіна з протитиском;

5) газова турбіна з регенерацією теплоти;

6) двигун внутрішнього згоряння;

7) мікротурбіна;

8) двигун Стірлінга;

9) паливний елемент (комірка);

10) паровий двигун;

11) органічний цикл Ренкіна;

12) інші типи технологій або їх комбінації, що забезпечують можливість комбінованого виробництва електричної та теплової енергії.

4. Величини, що використовуються для розрахунку обсягів електроенергії, отриманої в процесі когенерації, ефективності когенерації та економії первинної енергії, визначаються на основі фактичної роботи установки в умовах експлуатації. Для когенераційних установок, які експлуатуються перший рік, можуть бути використані проєктні дані.

5. У цій Методиці терміни вживаються в таких значеннях:

визначений період - встановлений період експлуатації, для якого визначається економія первинної енергії за фактичними показниками експлуатації установки, та може складати місяць, квартал, півріччя або рік;

відношення потужності до теплоти - характеристика когенераційної установки, що являє собою відношення між електричною та/або механічною енергією, отриманою в процесі когенерації, та корисною тепловою енергією;

економічно виправданий попит - попит, що не перевищує потреби у тепловій енергії, який в іншому разі був би задоволений на ринкових умовах іншими процесами енерговиробництва, ніж когенерація;

електрична/механічна енергія, отримана в процесі когенерації - сума обсягів електричної та механічної енергії, що вироблені в процесі, пов'язаному з виробництвом корисної теплової енергії;

загальна ефективність когенерації - відношення суми річних обсягів виробництва електричної та/або механічної енергії та виходу корисної теплової енергії до витрати основного палива, використаного в процесі когенерації;

корисна теплова енергія - теплова енергія (у вигляді пари, гарячої води, відхідних газів), що виробляється у процесі когенерації для задоволення економічно обґрунтованого попиту в тепловій енергії;

установлена електрична потужність - номінальна активна потужність, що визначається як сума номінальних активних потужностей електрогенеруючого обладнання у визначених межах когенерації.

6. Терміни "когенерація", "когенераційна установка", "високоефективна когенераційна установка", "високоефективна когенерація", "мала когенераційна установка", "мікрокогенераційна установка" вживаються у цій Методиці у значеннях, наведених у Законах України "Про комбіноване виробництво теплової та електричної енергії (когенерацію) та використання скидного енергопотенціалу", "Про енергетичну ефективність".

II. Комбіновані і некомбіновані процеси виробництва
енергії когенераційними установками

1. Процес когенерації характеризується одночасним виробництвом теплової енергії та виконання роботи (виробництво електричної та/або механічної енергії) з одного і того ж первинного джерела енергії. Виробництво механічної енергії еквівалентно електричній енергії.

Продуктом, виробленим в процесі когенерації, є кількість корисної теплової енергії та електричної/механічної енергії, вироблених в процесі когенерації з первинної енергії (вхідної енергії).

Первинна енергія характеризується формою енергії в природі, яка не зазнавала будь-якого процесу штучного перетворення та визначається вхідною енергією, що міститься в паливі та інших формах енергії, що надходять до системи когенерації.

2. Когенераційні установки повинні виробляти електричну/механічну енергію та корисну теплову енергію при перетворенні первинної енергії, забезпечуючи високу загальну енергоефективність. Залежно від режимів роботи цих установок не весь обсяг електричної/механічної енергії та корисної теплової енергії виробляються комбінованим способом.

Виробництво енергії, де установки обладнані для окремого виробництва електричної/механічної енергії або теплової енергії, не може бути визнано як когенерація.

3. Когенераційна установка, що працює з максимально технічно можливою рекуперацією тепла від самої когенераційної установки, вважається працюючою в режимі повної когенерації. Тепло має вироблятись на рівні тиску і температури на об'єкті, необхідних для конкретної потреби в корисній тепловій енергії. У випадку режиму повної когенерації вся електрична/механічна енергія вважається електричною/механічною енергією, виробленою в результаті комбінованого виробництва теплової та електроенергії (когенерації).

4. У випадках, коли установка не працює в режимі повної когенерації, необхідно ідентифікувати електричну/механічну енергію та теплову енергію, що не виробляються в режимі когенерації, та відрізнити їх від виробництва в режимі когенерації. При цьому когенераційну установку необхідно розділити на дві віртуальні частини: когенераційна частина і некогенераційна частина.

Вхід та вихід енергії котлів, що працюють лише для виробництва теплової енергії (підживлювальні, резервні котли), які в багатьох випадках є частиною місцевого технічного обладнання, повинні бути виключені з когенерації.

Розподіл когенераційної установки на когенераційну і некогенераційну частини зазначено на схемі когенераційної і некогенераційної частин в межах установки і котла, що працює лише для виробництва теплової енергії, наведеній у додатку 1 до цієї Методики.

5. До корисної теплової енергії відноситься:

теплова енергія, яка використовується для технологічних процесів або опалення приміщень;

теплова енергія, що подається до мереж централізованого опалення (опалення будівель або гарячої води);

відпрацьовані гази в процесі когенерації, які використовуються для безпосереднього нагрівання або сушіння;

теплова енергія, що використовується для власних потреб (для задоволення економічно обґрунтованого попиту в тепловій енергії), яка в іншому випадку постачалася б іншими процесами енерговиробництва, ніж когенерація.

6. До обсягу корисної теплової енергії, виробленої в процесі когенерації, не включається теплова енергія, яка виробляється когенераційною установкою поза процесом когенерації.

До корисної теплової енергії не відноситься:

теплова енергія, що відводиться в навколишнє природне середовище без будь-якого корисного використання;

теплова енергія, що втрачається димоходами або вихлопними газами;

теплова енергія, що відводиться конденсаторами або радіаторами скидання тепла;

теплова енергія для власного споживання когенераційної установки, що використовується для подальшого перетворення в електричну енергію;

теплова енергія, яка використовується для деаерації, нагріву конденсату, підживлювальної води і нагрівання живильної води котлів, що використовується для роботи котлів в межах когенераційної установки, таких як котли - утилізатори;

теплова енергія, що подається безпосередньо від котелень або когенераційних установок без виробництва електроенергії.

При виробництві та відпуску теплової енергії у вигляді пари, вміст тепла у конденсаті, що повертається в когенераційну установку (наприклад, після використання в централізованому теплопостачанні або в промисловому процесі), не вважається корисним теплом і не вираховується з теплового потоку.

Вироблена теплова енергія, яка використовується для виробництва електричної/механічної енергії іншою установкою, не відноситься до корисної теплової енергії, але розглядається як частина внутрішнього теплообміну в когенераційній установці, як зазначено на схемі вибору правильних меж системи когенерації у випадку використання вторинних парових турбін, наведеній в додатку 2 до цієї Методики. У цьому випадку електрична/механічна енергія, вироблена за рахунок теплової енергії з іншої установки, включається до загальної виробленої електричної/механічної енергії.

Некомбіноване (роздільне) виробництво корисної теплової енергії відбувається у випадках:

окремого виробництва лише корисної теплової енергії від парових та водогрійних котлів;

видалення пари з енергетичних котлів перед переробкою в паровій турбіні для когенерації;

спалювання додаткового палива перед котлами - утилізаторами для додаткового виробництва пари без подальшого використання цієї пари в парових турбінах для когенерації.

7. Загальна електрична/механічна енергія за звітний період визначається як сума валової електричної енергії та валової механічної енергії, включаючи енергію, вироблену під час перехідних процесів, та включаючи всі допоміжні засоби, які сприяють виробництву/підготовці палива, призначеного для виробництва енергії когенераційною установкою.

Обсяг електричної/механічної енергії від комбінованого виробництва (когенераційної частини) не включає обсяг електричної/механічної енергії, що виробляється без виробництва корисної теплової енергії.

Електрична/механічна енергія, що відноситься до некомбінованого процесу (некогенераційної частини), означає електричну/механічну енергію, вироблену когенераційною установкою, без виробництва теплової енергії або теплової енергії, що не відноситься до корисної теплової енергії.

Некомбіноване виробництво електричної/механічної енергії може відбуватись:

в процесах з недостатньою корисною потребою в тепловій енергії або без виробництва корисної теплової енергії (наприклад, газові турбіни, двигуни внутрішнього згоряння і паливні елементи з недостатнім або нульовим використанням теплової енергії);

в процесах з тепловідводом (наприклад, в конденсаційній частині парових електростанцій і парогазових електростанцій з екстракційно-конденсаційними паровими турбінами).

8. До когенераційної механічної енергії відноситься механічна енергія, що є альтернативою електричному двигуну та використовується для приводу обладнання, а також допоміжного обладнання для функціональної роботи когенераційної установки.

Обладнанням, що використовує когенераційну (корисну) механічну енергію, вироблену когенерацією є:

насоси живильної води котла з приводом від парової турбіни;

компресори технологічного повітря;

охолоджувальні насоси;

насоси для відведення конденсату.

Механічна енергія, вироблена когенераційною установкою, використовується вищевказаним типами обладнання вважається енергією когенераційною (корисною), оскільки при альтернативі використання електричної енергії електродвигунами, електроенергія була б включена у виробництво валової електроенергії, виміряної лічильником.

До некогенераційної механічної енергії відноситься механічна енергія, використовувана обладнанням, безпосередньо пов'язаними з роботою первинного двигуна когенераційної установки (приклад: газотурбінний компресор). Таке обладнання не можна кваліфікувати як допоміжні служби, а як невід'ємну частину первинного двигуна, що входить до складу когенераційної установки. Використана ними механічна енергія не може вважатися корисною енергією.

9. Вхідне паливо означає загальну (когенераційну і некогенераційну) паливну енергію на основі нижчої теплотворної здатності, необхідної для виробництва (когенераційної і некогенераційної) електричної/механічної та теплової енергії, вироблених в процесі когенерації протягом звітного періоду.

Витратами палива є будь-яка горюча речовина, пара та інша теплова енергія, а також технологічне відпрацьоване тепло, яке використовується в когенераційній установці для виробництва електричної/механічної енергії. Повернутий конденсат, вироблений в процесі когенерації (у разі випуску пари), не вважається вхідним паливом.

Якщо частина енергії, введеної в межі когенераційної установки, утилізується в формі хімічного продукту і використовується поза когенераційною установкою, то обсяг енергії в цьому продукті повинен бути вирахуваний із загальної введеної енергії. Типовим є випадок установки для газифікації вугілля, де синтез-газ, що утворюється в процесі газифікації, містить відсоток водню, який може бути вилучений з синтез-газу і використаний поза когенераційною установкою. В цьому випадку енергоємність водню повинна бути вирахувана з теплової енергії, що надходить в когенераційну установку.

Когенераційна енергія палива означає енергію палива, засновану на нижчій теплотворній здатності, що використовується у процесі когенерації для виробництва когенераційної електричної та корисної теплової енергії (додаток 1).

Некогенераційна енергія палива, означає енергію палива, засновану на нижчій теплотворній здатності, що використовується в когенераційній установці для виробництва некогенераційної електричної енергії та теплової енергії, яке не вважається корисною тепловою енергією (додаток 1).

III. Визначення меж системи когенерації

1. Межею системи однієї когенераційної установки вважається певна область, утворена введенням загального палива (іншого джерела енергії) і виходом енергії, виробленої в результатів комбінованого виробництва, електроенергії (виміряної на клемах генератора) і теплової енергії (корисна теплова енергія від комбінованого виробництва).

Межі системи когенерації повинні бути прокладені навколо самого процесу когенерації. Лічильники для визначення вхідних та вихідних показників повинні бути розміщені в цих межах.

2. Когенераційна установка постачає енергоносії в зону споживання. Зона споживання використовує енергію, вироблену когенераційною установкою, і не належить до когенераційної установки. Зоною споживання може бути промисловий процес, індивідуальний споживач теплової та електричної енергії, система централізованого теплопостачання та/або електрична мережа.

Розмежування зони споживання від когенераційної установки зазначено на схемі меж когенераційної установки, наведеній у додатку 3 до цієї Методики.

Виробництво електроенергії когенераційною установкою вимірюється на клемах генератора, і будь-яке внутрішнє споживання електроенергії для роботи когенераційної установки не повинно відніматись. Вихідна потужність не повинна зменшуватися за рахунок внутрішньої споживаної електричної потужності.

3. Інше обладнання для виробництва тепла або електроенергії, таке як котли, що виробляють лише теплову енергію, та енергоблоки, що виробляють лише електроенергію, які не вносять вклад в процес когенерації, не повинні включатись до меж когенераційної установки, як зазначено на схемі вибору правильних меж системи когенерації у випадку використання допоміжних/резервних котлів, наведеній у додатку 4 до цієї Методики.

4. Якщо технології комбінованого виробництва тепла та електроенергії з'єднані послідовно таким чином, що теплова енергія у формі пари або газу з однієї технології надходить до іншої технології, то такі взаємопов'язані технології завжди вважаються частиною однієї когенераційної установки.

5. Вторинні парові турбіни повинні бути включені до меж когенераційної установки (додаток 2). Електроенергія, вироблена з вторинної парової турбіни, складає частину енергії, виробленої когенераційною установкою. Теплова енергія, необхідна для виробництва цієї додаткової електроенергії з вторинної парової турбіни, повинна бути виключена з корисної теплової енергії, виробленої когенераційною установкою в цілому.

Теплова енергія, що відпущена з одної турбіни і яка використовується для виробництва електроенергії на іншій турбіні, не кваліфікується як корисне тепло, але розглядається як частина внутрішнього теплообміну в когенераційній установці. У цьому випадку електроенергія, вироблена за рахунок теплової енергії з першої турбіни, включається до загальної виробленої електроенергії (додаток 2).

6. Якщо первинні двигуни (тобто двигун або турбіна) підключені послідовно (де тепло від одного первинного двигуна перетворюється на пару для подачі до другого двигуна), первинні двигуни не можна розглядати окремо, як зазначено на схемі меж системи когенерації у разі підключення первинних двигунів, наведеній в додатку 5 до цієї Методики.

Коли перший двигун не виробляє електроенергію, межа когенераційної установки проходить навколо другого двигуна. Витрата палива для цього другого двигуна є теплова енергія, вироблена першим двигуном.

Якщо декілька когенераційних установок використовують одне джерело енергії, то загальна витрата палива має розподілятися між окремими когенераційними установками пропорційно енергії, споживаної кожною когенераційною установкою.

IV. Розрахунок параметрів когенерації

1. Параметри генерації електричної/механічної енергії

1. Якщо когенераційна установка виробляє механічну енергію, то річний загальний обсяг електроенергії від когенерації збільшується на додатковий обсяг, що відповідає кількості електроенергії, еквівалентній кількості механічної енергії.

Загальна електрична/механічна енергія (E_заг.) - сума загального обсягу виробленої електричної та загального обсягу механічної енергії протягом визначеного періоду, визначається як сума електричної та механічної енергії, отриманої в процесі когенерації, та сума електричної та механічної енергії, отриманої поза процесом когенерації.

Електрична/механічна енергія, отримана поза процесом когенерації (E_неког), - сума обсягів електричної та механічної енергії, виробленої в періоди, коли виробництво корисної теплової енергії не здійснювалося або вироблена теплова енергія не є корисною.

Електрична/механічна енергія, отримана в процесі когенерації (E_ког), - сума обсягів електричної та механічної енергії, виробленої в процесі, пов'язаному з виробництвом корисної теплової енергії.

2. Параметри для розрахунку обсягу електричної/механічної енергії, виробленої у процесі когенерації, визначаються на основі фактичної роботи установки в умовах експлуатації. Для когенераційних установок, які експлуатуються перший рік, можна використовувати проєктні дані.

Для мікрокогенераційних установок розрахунок обсягу електричної/механічної енергії, виробленої у процесі когенерації, може базуватися на паспортних даних.

Розрахунок електричної/механічної енергії, отриманої в процесі когенерації, повинен базуватися на фактичному відношенні потужності до тепла (відношення C), особливості розрахунку якого визначено в підрозділі 6 цього розділу.

Для когенераційних установок, які експлуатуються перший рік, допускається використання співвідношення між електричною/механічною та тепловою енергією за проєктними даними (C_{проєкт повн.ког.}) в режимі повної когенерації.

3. Загальна електрична/механічна енергія визначається за формулами:

Eзаг = Eког + Eнеког	(1)
	(2)
	(3)

де:

E_заг - загальна електрична/механічна енергія, ГВт х год;

E_ког- електрична/механічна енергія, отримана в процесі когенерації, що визначається, як сума електричної (E^e_ког) та механічної енергії (E^м_ког), отримані в процесі когенерації, ГВт x год;

E_неког - електрична/механічна енергія, отримана поза процесом когенерації, що визначається як сума електричної (E^e_неког) та механічної енергії (E^м_неког), отриманих поза процесом когенерації, ГВт х год.

4. Якщо загальна ефективність установки (η_заг) за визначений період відповідає або перевищує значення порогової ефективності (η₀), яке приймається залежно від типу основного технологічного обладнання відповідно до підрозділу 4 цього розділу, обсяг електричної/механічної енергії, вироблений в процесі когенерації (E_ког), вважається рівним загальному обсягу виробництва електричної/механічної енергії (E_заг) протягом визначеного періоду, виміряному на затискачах основних генераторів.

Якщо загальна ефективність (η_заг) протягом визначеного періоду менша встановлених вище значень загальної порогової ефективності (η₀) в розрізі типів технологічного обладнання, обсяг електричної/механічної енергії, виробленої в процесі когенерації (E_ког), розраховується згідно з формулою:

Eког = Hког х C,

(4)

де:

E_ког - електрична/механічна енергія, отримана в процесі когенерації, ГВт х год;

H_ког - корисна теплова енергія, ГВт х год;

C - відношення потужності до теплоти, відн. од.

Якщо розрахункове значення кількості електричної/механічної енергії, виробленої в процесі когенерації E_ког, перевищує виміряне значення загальної кількості виробленої електричної/механічної енергії когенераційною установкою на клемах генератора (E_заг), то приймається виміряне значення загальної кількості електричної/механічної енергії, виробленої когенераційною установкою на клемах генератора.

Порядок та особливості розрахунку загальної ефективності (η_заг) наведені в підрозділі 4 цього розділу.

5. Якщо виконується умова η_заг ≥ η₀, то приймається, що E_заг = E_ког, відповідно F_осн = F_ког. Інакше, якщо умова η_заг < η₀ не виконується, то значення розраховується за формулою E_ког = H_ког х C. Значення віртуальної некогенераційної складової електричної/механічної енергії (E_неког) розраховується за формулою (1), наведеною у пункті 3 цього підрозділу, та визначається як E_неког = E_заг - E_ког.

2. Параметри теплової генерації

1. Корисна теплова енергія, яка виробляється когенераційною установкою, за способом використання поділяється на: пар, гарячу воду та вихлопні гази.

Загальна теплова енергія (H_заг) - обсяг теплової енергії, що включає обсяги корисної теплової енергії та додаткової теплової енергії, вироблений протягом визначеного періоду когенераційною установкою.

Корисна теплова енергія (H_ког) - обсяг теплової енергії, вироблений протягом визначеного періоду в процесі когенерації та призначений для задоволення економічно виправданого попиту.

Додаткова теплова енергія (H_дод) - обсяг теплової енергії, вироблений протягом визначеного періоду поза визначеними межами когенерації та призначений для задоволення економічно виправданого попиту в періоди, коли такий попит не може бути задоволений когенерацією або є економічно невиправданим.

Загальна теплова енергія визначається за такою формулою:

Hзаг = Hког + Hдод,

(5)

де:

H_заг - загальна теплова енергія, ГВт х год;

H_ког - корисна теплова енергія, ГВт х год;

H_дод - додаткова теплова енергія, ГВт х год.

2. Обсяги додаткової теплової енергії (H_дод) визначаються на основі проєктних даних або фактичної роботи системи в нормальних умовах експлуатації, або розраховуються як добуток обсягу додаткового палива в одиницях енергії (енергетичний еквівалент палива) на контрольне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії залежно від виду палива, що використовується.

Обсяг додаткової теплової енергії (H_дод) може бути визначений за фактичними показниками лічильників або паспортними даними.

У разі неможливості визначення обсягу додаткової теплової енергії (H_дод) за фактичними показниками лічильників або паспортними даними використовується формула:

Hдод = Fдод х ηRef - H,

(6)

де:

H_дод - додаткова теплова енергія, ГВт х год;

F_дод - додаткове паливо, ГВт х год;

η_{Ref - H} - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії, визначається згідно з додатком 6 до цієї Методики.

3. Обсяги та витрати палива когенераційною установкою

1. Енергетичний еквівалент палива - обсяг палива в одиницях енергії (енергетичний еквівалент палива), визначається як добуток витрат палива в натуральних одиницях виміру на нижчу теплоту згорання (на робочий стан).

Додаткове паливо (F_дод) - обсяг палива в одиницях енергії (енергетичний еквівалент палива), що використовувався поза визначеними межами когенерації для задоволення економічно виправданого попиту в періоди, коли такий попит не міг бути задоволений когенерацією або є економічно невиправданим.

Загальне паливо (F_заг) - загальний обсяг палива в одиницях енергії (енергетичний еквівалент палива), що включає обсяг основного та додаткового палива протягом визначеного періоду.

Корисне паливо (F_ког) - обсяг палива в одиницях енергії (енергетичний еквівалент палива), що забезпечує виробництво в процесі когенерації електричної/механічної та корисної теплової енергії протягом визначеного періоду.

Паливо, що використовується поза процесом когенерації (F_неког), - обсяг палива в одиницях енергії (енергетичний еквівалент палива), що забезпечує виробництво електричної/механічної енергії в періоди, коли виробництво корисної теплової енергії не здійснювалося або вироблена теплова енергія не є корисною.

Основне паливо (F_осн) - обсяг палива в одиницях енергії (енергетичний еквівалент палива), що забезпечує роботоздатність когенераційної установки протягом визначеного періоду.

Загальне паливо визначається за формулою:

Fзаг = Fосн + Fдод,

(7)

де:

F_заг - загальне паливо, ГВт х год;

F_осн - основне паливо, ГВт х год;

F_дод - додаткове паливо, ГВт х год;

Основне паливо визначається за формулою:

Fосн = Fког + Fнеког,

(8)

де:

F_осн - основне паливо, ГВт х год;

F_ког = корисне паливо, ГВт х год;

F_неког - паливо, що використовується поза процесом когенерації, ГВт х год.

2. Якщо виконується умова η_заг ≥ η₀ та прийнято, що F_осн = F_ког, то проводити розрахунок віртуальної складової (визначення когенераційної та некогенераційної частини) когенерації не вимагається F_неког = 0.

Інакше, якщо умова η_заг < η₀ не виконується, розраховується значення F_ког з урахуванням віртуальної складової когенерації, залежно від типу основного технологічного обладнання. Значення віртуальної некогенераційної складової палива (F_неког) розраховується за формулою (8), наведеною у пункті 1 цього підрозділу, та визначається як F_неког = F_осн - F_ког:

1) для технологій когенерації з регульованим відбором пари (для установок з гнучким регулюванням відношення потужності до тепла - відношення C), зокрема, для типів основного технологічного обладнання, визначених підпунктами 1, 2 пункту 3 розділу I цієї Методики, обсяг палива в одиницях енергії (енергетичний еквівалент палива) для виробництва електричної/механічної енергії в процесі когенерації та корисної теплової енергії визначається за формулою:

(9)

де:

F_ког. - корисне паливо, ГВт х год;

F_осн. - основне паливо, ГВт х год;

E_неког. - електрична/механічна енергія, отримана поза процесом когенерації, ГВт х год;

η_{неког.ел.} - ефективність виробництва електричної/механічної енергії когенераційною установкою з регульованим відбором пари, визначається за формулою (14), наведеною у підпункті 1 пункту 5 підрозділу 4 цього розділу, %;

2) для технологій когенерації без регульованого відбору пари, зокрема, для типів основного технологічного обладнання, визначених підпунктами 3 - 12 пункту 3 розділу I цієї Методики, корисне паливо визначається за такою формулою:

(10)

де:

F_ког. - корисна витрата палива, ГВт х год;

F_осн. - основне паливо, ГВт х год;

E_неког. - електрична/механічна енергія, отримана поза процесом когенерації, ГВт х год;

η_заг.ел. - загальна ефективність виробництва електричної/механічної енергії, визначається за формулою (15), наведеною у підпункті 2 пункту 5 підрозділу 4 цього розділу, %.

Якщо використовуються котли подвійного призначення, обсяг основного палива (F_осн) визначається відповідно до принципів, визначених підрозділом 7 цього розділу.

4. Параметри ефективності

1. Розрахунок загальної ефективності повинен базуватися на фактичних експлуатаційних даних, взятих з реальних виміряних значень конкретної когенераційної установки, зібраних протягом визначеного періоду.

Для мікрокогенераційних установок розрахунок загальної ефективності, може базуватися на паспортних даних виробника когенераційної установки, якщо економія первинної енергії (PES) (розраховується за формулою (28), наведеною у пункті 1 підрозділу 1 розділу V цієї Методики), складає більше за нуль.

Загальна ефективність когенерації (η_заг) - відношення суми річних обсягів виробництва електричної та/або механічної енергії та виходу корисної теплової енергії до витрати основного палива протягом визначеного періоду.

Якщо частина обсягу палива, що забезпечує виробництво енергії в процесі когенерації, відновлюється хімікатами та утилізується, то цю частину можна відняти від витрати палива, перш ніж розраховувати загальну ефективність когенерації.

Ефективність виробництва електричної/механічної енергії в процесі когенерації (η_ког.ел.) - відношення обсягу виробленої електроенергії та/або механічної енергії в процесі когенерації до корисної витрати палива в одиницях енергії (енергетичний еквівалент палива) протягом визначеного періоду.

Ефективність виробництва корисної теплової енергії (η_{неког.тепл.}) - відношення корисної теплової енергії до корисної витрати палива протягом визначеного періоду.

2. Залежно від типу основного технологічного обладнання приймаються такі значення загальної порогової ефективності (η₀):

для технологій когенерації з регульованим відбором пари (для установок з гнучким регулюванням відношення потужності до тепла - відношення C), зокрема, для таких типів основного технологічного обладнання, визначених підпунктами 1, 2 пункту 3 розділу I цієї Методики, значення загальної порогової ефективності приймається η₀ = 80 %;

для технологій когенерації без регульованого відбору пари, зокрема, для типів основного технологічного обладнання, визначених підпунктами 3 - 12 пункту 3 розділу I цієї Методики, значення загальної порогової ефективності приймається η₀ = 75 %.

3. Якщо при комбінованому виробництві теплової та електричної/механічної енергії використовуються комбіновані когенераційні технології (наприклад, послідовне, паралельне або каскадне з'єднання різних когенераційних технологій, у тому числі, поєднання технологій без регульованого відбору пари з технологією регульованого відбору пари) необхідно застосовувати такі значення загальної порогової ефективності η₀:

при поєднанні технологій таким чином, що з однієї технології (наприклад, без регульованого відбору пари) виробляється електроенергія, але весь обсяг теплової енергії у формі пари або газу, без постачання її споживачу, надходить до іншої технології (наприклад, з регульованим відбором пари), яка виробляє і електричну/механічну і корисну теплову енергію для споживача, то таке поєднання когенераційних технологій слід розглядати, як одну комбіновану когенераційну установку. Для такої комбінованої когенераційної установки необхідно застосовувати значення загальної порогової ефективності на рівні η₀ = 80 %;

при поєднанні технології, таким чином, що з однієї технології (наприклад, без регульованого відбору пари) виробляється електроенергія і частина теплової енергії у формі пари або газу відпускається споживачу, а інша частина теплової енергії у формі пари або газу надходить до іншої технології (наприклад, з регульованим відбором пари), яка виробляє електричну/механічну і теплову енергію для споживача, то таке поєднання когенераційних технологій вважається частиною однієї комбінованої когенераційної установки. Проте, при визначені загальної ефективності зазначеної комбінованої когенераційної установки необхідно розглядати різні когенераційні технології окремо (секціями) з визначенням входу енергії та виходу електроенергії/механічної енергії та корисної теплової енергії, виробленою кожною технологією (секцією) окремо. Значення загальної порогової ефективності слід застосовувати для кожної технології (секції) відповідне (для секції з технологією без регульованого відбору пари η₀ = 75 %, для секції з технологією з регульованим відбором пари η₀ = 80 %).

4. Загальна ефективність когенерації (η_заг) визначається за такою формулою:

(11)

де:

η_заг - загальна ефективність когенераційної установки, відн. од.;

E_заг - загальна електрична/механічна енергія, ГВт х год;

H_ког - корисна теплова енергія, ГВт х год;

F_осн - основне паливо, ГВт х год.

Ефективність виробництва електричної/механічної енергії в процесі когенерації (η_ког.ел.) визначається за такою формулою:

(12)

де:

η_ког.ел. - ефективність виробництва електричної/механічної енергії в процесі когенерації, відн. од.;

E_ког. - електрична/механічна енергія, отримана в процесі когенерації, ГВт х год;

F_ког. - корисна витрата палива, ГВт х год.

Ефективність виробництва корисної теплової енергії (η_{ког.тепл.}) визначається за такою формулою:

(13)

де:

η_{ког.тепл.} - ефективність виробництва корисної теплової енергії, відн. од.;

H_ког - корисна теплова енергія, ГВт х год;

F_ког - корисна витрата палива, ГВт х год.

5. Якщо виконується умова η_заг ≥ η₀ та приймається, що E_заг = E_ког, то розрахунок віртуальної складової когенерації не проводиться, E_неког = 0.

Подальший розрахунок зводиться до розрахунку ефективності виробництва електричної/механічної енергії в процесі когенерації (η_ког.ел.), ефективності виробництва корисної теплової енергії (η_{ког.тепл.}) та розраховується значення первинної економії енергії PES за формулою (28), наведеною у пункті 1 підрозділу 1 розділу V цієї Методики.

Інакше, якщо η_заг < η₀, проводиться розрахунок віртуальних (когенераційної та некогенераційної) складових установки. Залежно від типу основного технологічного обладнання розраховується η_заг.ел. або η_{неког.ел.}:

1) для технологій когенерації з регульованим відбором пари (для установок з гнучким регулюванням відношення потужності до тепла - відношення C), зокрема для типів основного технологічного обладнання, визначених підпунктами 1, 2 пункту 3 розділу I цієї Методики, ефективність виробництва електричної/механічної енергії когенераційною установкою з регульованим відбором пари, визначається за такою формулою:

(14)

де:

η_{неког.ел.} - ефективність виробництва електричної/механічної енергії когенераційною установкою з регульованим відбором пари, відн. од.;

E_заг - загальна електрична/механічна енергія, ГВт х год;

β х H_ког - параметр, що характеризує додатковий обсяг електричної/механічної енергії, який можна було б отримати, якщо виробництво теплової енергії не здійснювалося;

2) для технологій когенерації без регульованого відбору пари, зокрема, для типів основного технологічного обладнання, визначених підпунктами 3 - 12 пункту 3 розділу I цієї Методики, визначається за такою формулою:

(15)

де:

η_заг.ел. - загальна ефективність виробництва електричної/механічної енергії когенераційною установкою без регульованого відбору пари, відн. од.;

E_заг - загальна електрична/механічна енергія, ГВт х год;

F_осн - основне паливо, ГВт х год.

5. Розрахунок коефіцієнта втрат потужності

1. Якщо когенераційна установка має систему конденсації пари, таку як конденсаційна турбіна з витяжкою або без неї, і основною метою якої є регулювання системи завдяки можливості поглинати надлишкову пару, то слід враховувати, що зміна виробництва теплової енергії у вигляді пари супроводжуються відповідними пропорційними змінами виробництва електричної/механічної енергії. Зв'язок, що виражає цей факт, називається фактором втрат потужності (недовиробництво) β.

Відбір пари з турбіни викликає втрату електричної/механічної енергії, що виробляється турбіною, як споживаної енергії тієї ж пари. Якби пара не була відібрана, вона була б перетворена в електричну/механічну енергію.

Коефіцієнт β являє собою одиницю електричної/механічної енергії, яка була б вироблена з відібраної пари, якби та сама пара була спрямована на конденсацію. Іншими словами, коефіцієнт β вказує, скільки кВт х год електричної/механічної енергії було втрачено на кожну одиницю відібраної пари.

Коефіцієнт втрат потужності (β) застосовується лише для установок з регульованим відбором пари (гнучким регулюванням відношення потужності до тепла - відношення C), зокрема, для типів основного технологічного обладнання, визначених підпунктами 1, 2 пункту 3 розділу I цієї Методики.

2. Коефіцієнт втрат потужності (β) характеризується відношенням зменшення виробництва електричної/механічної енергії за рахунок відповідного відведення пари до зростання виробництва теплової енергії протягом визначеного періоду:

(16)

де:

ΔE - різниця обсягів виробництва електричної/механічної енергії в режимах роботи без відбору пари з турбіни (режим повної конденсації) та з максимальним відбором пари з турбіни (режим повної когенерації) відповідно;

ΔH - різниця обсягів виробництва теплової енергії в режимах роботи без відбору пари з турбіни (режим повної конденсації, H = 0) та з максимальним відбором пари з турбіни (режим повної когенерації) відповідно.

3. Коефіцієнт втрат потужності (β) визначається таким чином:

β = β0 х ηт,

(17)

де:

η_т - термодинамічна ефективність (функція термодинамічної ефективності пари від тиску відбору до тиску конденсації), відн. од.;

β₀ - коефіцієнт втрат з одиничною термодинамічною ефективністю:

β0 = log10 (A х pm),

(18)

де p - тиск відбору пари (абсолютний), бар.

Значення коефіцієнтів (A) та (m) залежить від тиску конденсації та визначаються відповідно до таблиці 1 цієї Методики.

Таблиця 1

Значення коефіцієнтів (A) та (m) залежно від тиску конденсації*

Тиск конденсації (абсолютний), бар	А	m
0,2	1,2	0,152
0,1	1,33	0,123
0,05	1,44	0,115

____________
* параметри визначаються за найближчими табличними значеннями (без застосування методів інтерполяції та екстраполяції)

Термодинамічна ефективність (η_т):

ηт = 0,561+0,156 х log10 N,

(19)

де N - потужність парової турбіни, МВт.

Для когенераційних установок, які експлуатуються перший рік, допускається використання індикативних стандартних значень β_станд згідно із таблицею 2 цієї Методики.

Таблиця 2

Індикативні стандартні значення коефіцієнта втрат потужності*

Потужність парової турбіни	2 - 5 МВт	5 - 10 МВт	10 - 25 МВт	25 - 50 МВт	> 50 МВт
Тиск відбору, бар(a)	β	β	β	β	β
21,7	0,2	0,213	0,227	0,244	0,256
14,8	0,185	0,2	0,213	0,227	0,238
11,4	0,175	0,189	0,204	0,217	0,227
7,9	0,164	0,175	0,189	0,2	0,213
3,8	0,139	0,149	0,159	0,169	0,179
2,4	0,123	0,133	0,143	0,152	0,159

____________
* параметри визначаються за найближчими табличними значеннями (без застосування методів інтерполяції та екстраполяції).

4. У випадку використання декількох турбін (відборів) з регульованим відбором пари отриманий β_ср визначається середньозваженим значенням різних β_i турбін (вітборів) для відповідного значення виробленої теплової енергії.

Середньозважене значення коефіцієнту електричних/механічних втрат (недовиробництво) визначається за формулою:

(20)

де:

β_ср - середньозважене значення коефіцієнту електричних/механічних втрат;

β_i - значенням коефіцієнтів електричних/механічних втрат кожною турбіною (кожним відбором);

H_i - значення виробленої корисної теплової енергії кожною турбіною (з кожного відбору), ГВт х год.

6. Відношення потужності до теплоти

1. Виробництво енергії на установках з регульованим відбором пари (з гнучким регулюванням відношення потужності до теплоти - відношення C), зокрема для типів основного технологічного обладнання, визначених підпунктами 1, 2 пункту 3 розділу I цієї Методики, може адаптуватися до попиту на теплову енергію шляхом регульованого відбору пари з турбіни. Екстракція пари з турбіни потенційно призводить до зменшення виробництва електричної/механічної енергії.

Характерним для таких установок є те, що вони здатні працювати в так званому конденсаційному режимі роботи (без відбору пари з турбіни, відповідно - без виробництва корисної теплової енергії).

C - відношення між обсягом електричної/механічної енергії, отриманої в процесі когенерації, та корисною тепловою енергією при роботі в когенераційному режимі роботи.

2. Якщо протягом визначеного періоду установка працювала в когенераційному режимі, то актуальні значення теплової та електричної/механічної енергії, що відпущено когенераційною установкою, для розрахунку співвідношення C_факт визначаються за такою формулою:

(21)

де:

E_ког. - електрична/механічна енергія, отримана в процесі когенерації, ГВт х год;

H_ког. - корисна теплова енергія, ГВт х год.

Інакше, відношення (C) розраховується альтернативним методом, залежно від основного технологічного обладнання:

1) для установок з регульованим відбором пари (з гнучким регулюванням відношення потужності до тепла - відношення C), що базуються на таких типах основного технологічного обладнання, визначених підпунктами 1, 2 пункту 3 розділу I цієї Методики, відношення C розраховується за такою формулою:

(22)

де:

η_{неког.ел.} - ефективність виробництва електричної/механічної енергії когенераційною установкою з регульованим відбором пари, %;

η₀ - загальна порогова ефективність приймається згідно з параметрами ефективності, наведеними в підрозділі 4 цього розділу, %;

β - коефіцієнт втрат потужності розраховується відповідно до підрозділу 5 цього розділу;

2) для установок без регульованого відбору пари, зокрема, для таких типів основного технологічного обладнання, визначених підпунктами 3 - 12 пункту 3 розділу I цієї Методики, відношення C розраховується за такою формулою:

(23)

де:

η_заг.ел. - загальна ефективність виробництва електричної/механічної енергії, %;

η₀ - загальна порогова ефективність приймається згідно з параметрами ефективності, наведеними в підрозділі 4 цього розділу, %.

3. Для когенераційних установок, які експлуатуються перший рік, допускається використання відношення між електричною/механічною та тепловою енергією за проєктними даними (C_{проєкт повн.ког.}) в режимі повної когенерації.

За відсутності проєктних даних щодо відношення між електричною/механічною та тепловою енергією слід використовувати стандартні табличні значення C_станд згідно із таблицею 3 цієї Методики.

Таблиця 3

Стандартні значення відношення C_станд

Назва технології	Стандартні значення відношення Cстанд
Газотурбінна установка комбінованого циклу з відновленням тепла	0,95
Парова турбіна з протитиском	0,45
Конденсаційна турбіна з відбором пари	0,45
Газова турбіна з відновленням тепла	0,55
Двигун внутрішнього згоряння	0,75

7. Котли подвійного призначення та особливості відбору теплоти

1. Окремий випадок, коли теплота/пар від котла частково використовується для потреб когенерації, та частково для інших потреб в межах одного виробничого циклу, як зазначено на функціональній схемі із застосування котла подвійного призначення, наведеній у додатку 7 до цієї Методики.

Ефективність такого котла протягом визначеного періоду розраховується згідно з формулою:

(24)

де:

η_кот - ефективність котла подвійного призначення, відн. од.;

H_кот - обсяг теплової енергії, що виробляється котлом подвійного призначення, визначається за такою формулою:

Hкот = Hтурб + Hредукц,

(25)

де:

H_турб - обсяг теплової енергії від котла, що надходить до парової турбіни, ГВт х год;

H_редукц - редукційний обсяг теплової енергії від котла, що не використовується в процесі когенерації, застосовується поза визначеними межами когенерації, ГВт х год.

Fзаг.кот = Fосн.кот + Fредукц,

(26)

де:

F_{заг.кот} - загальне паливо, що використовується котлом (визначається відповідно до підрозділу 3 цього розділу), ГВт х год;

F_{осн.кот} - основне паливо, що використовується котлом (визначається відповідно до підрозділу 3 цього розділу), ГВт х год;

F_редукц - обсяг палива в одиницях енергії (енергетичний еквівалент палива), що використовується для виробництва редукційного обсягу теплової енергії (H_{редукц.}), ГВт х год.

2. Обсяг основного палива в одиницях енергії (енергетичний еквівалент палива), що забезпечує роботоздатність когенераційної установки, при використанні котлів подвійного призначення, визначається за формулою:

(27)

де:

F_{осн.кот} - основне паливо, ГВт х год;

η_кот - ефективність котла подвійного призначення визначається згідно з гармонізованими еталонними значеннями ефективності для окремого виробництва теплової енергії, наведеними в додатку 6 до цієї Методики, %;

H_турб - обсяг теплової енергії від котла, що подається до парової турбіни, ГВт х год.

V. Визначення ефективності процесу когенерації

1. Економія первинної енергії в процесі когенерації

1. Економія первинної енергії в процесі когенерації протягом визначеного періоду розраховується для визначених меж когенерації за такою формулою:

(28)

де:

PES - економія первинної енергії, %;

η_{ког.тепл.} - ефективність комбінованого виробництва корисної теплової енергії, %;

η_ког.ел. - ефективність виробництва електричної/механічної енергії в процесі когенерації, %;

η_{Ref - H} - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії (табличне значення η_{Ref - H} визначається згідно з додатком 6 до цієї Методики), %;

η_{Ref - E} - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії (табличне значення η_{Ref - E} визначається згідно з додатком 8 до цієї Методики), що враховує корекцію кліматичних та енергетичних втрат, порядок розрахунку яких визначено в підрозділі 2 цього розділу, %.

2. У разі використання декількох видів палива або різних за способом використання видів корисної теплової енергії застосовуються середньозважені еталонні значення η_{Ref - Hср}, η_{Ref - Hф. ср}, η_{Ref - Hср устан}, η_{Ref - Eср}.

Якщо когенераційною установкою протягом визначеного періоду використовується декілька видів палива, гармонізовані еталонні значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії слід розраховувати як середньозважену величину пропорційно обсягам виробленої теплової енергії від різних видів палива, або пропорційно обсягам використаного палива.

(29)

де:

η_{Ref - Hср} - середньозважене гармонізоване еталонне значення ефективності окремого виробництва теплової енергії при використанні декількох видів палива, %;

η_{Ref - Hi} - гармонізовані еталонні значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії для кожного використовуваного палива (табличне значення η_{Ref - Hi} визначається згідно з додатком 6 до цієї Методики), %;

F_i - споживання кожного виду палива, ГВт х год.

Якщо когенераційна установка виробляє корисну теплову енергію за різними способами використання (у вигляді гарячої води, пари та прямого використання відхідних газів), гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії розраховується, як середньозважена величина пропорційно обсягам виробленої корисної теплової енергії за різними способами використання.

(30)

де:

η_{Ref - Hф. ср} - середньозважене гармонізоване еталонне значення ефективності окремого виробництва теплової енергії за різними способами використання (у вигляді гарячої води, пари та прямого використання відхідних газів), %;

η_{Ref - Hпар.} - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії у вигляді пари (табличне значення η_{Ref - Hi} визначається згідно з додатком 6 до цієї Методики), %;

η_{Ref - Hгар.вода.} - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії у вигляді гарячої води (табличне значення η_{Ref - Hi} визначається згідно з додатком 6 до цієї Методики), %;

η_{Ref - Hвих.газ.} - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії у вигляді відхідних газів (табличне значення η_{Ref - Hi} визначається згідно з додатком 6 до цієї Методики), %;

H_пар - виробництво корисної теплової енергії когенераційною установкою у вигляді пари, ГВт х год;

H_{гар.вода} - виробництво корисної теплової енергії когенераційною установкою у вигляді гарячої води, ГВт х год;

H_{вих.газ} - виробництво корисної теплової енергії когенераційною установкою у вигляді відхідних газів, ГВт х год.

У разі використання комбінованих когенераційних технологій (наприклад, послідовне, паралельне або каскадне з'єднання різних когенераційних технологій, у тому числі, поєднання технологій без регульованого відбору пари з технологією регульованого відбору пари) коли когенераційні технології поєднані таким чином, що з однієї технології (наприклад, без регульованого відбору пари) виробляється електроенергія і частина теплової енергії у формі пари або газу відпускається споживачу, а інша частина теплової енергії у формі пари або газу надходить до іншої технології (наприклад, з регульованим відбором пари), яка виробляє електричну/механічну і теплову енергію для споживача, то таке поєднання когенераційних технологій вважається одним блоком комбінованої когенераційної установки. Проте, при визначені загальної ефективності зазначеної комбінованої когенераційної установки необхідно розглядати різні когенераційні технології окремо (секціями) з визначенням входу енергії та виходу електроенергії/механічної енергії та корисної теплової енергії, виробленої кожною технологією (секцією) окремо. Після розрахунку загальної ефективності кожної окремої секції когенераційної технології подальший розрахунок економії первинної енергії (PES) необхідно виконати з урахуванням комбінованої когенераційної установки, що складається з одного блоку, враховуючи значення ефективності комбінованого виробництва корисної теплової енергії η_{Ref - Hср устан}, як результату середньої ваги двох секцій.

(31)

де:

η_{Ref - Hср устан} - середньозважене значення ефективності комбінованого виробництва корисної теплової енергії блоку комбінованої когенераційної установки, %.

H_А.ког - обсяг виробництва корисної теплової енергії окремою когенераційною технологією (секція А), ГВт х год;

H_Б.ког - обсяг виробництва корисної теплової енергії окремою когенераційною технологією (секція Б), ГВт х год;

η_{Ref - Hпар.вода.газ} - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії у вигляді пари, гарячої вод або відхідних газів (табличне значення η_{Ref - Hi} визначається згідно з додатком 6 до цієї Методики), %.

3. Гармонізовані еталонні значення ефективності для окремого виробництва теплової та електричної енергії, наведені у додатках 6, 8 до цієї Методики, застосовують у відповідності до року побудови когенераційної установки. Роком побудови когенераційної установки є календарний рік, протягом якого енергоблок вперше виробив електричну/механічну енергію.

Якщо інвестиційні витрати, пов'язані з модернізацією когенераційної установки, перевищують 50 % інвестиційних витрат на нову порівнювану когенераційну установку, календарний рік, протягом якого модернізована когенераційна установка вперше виробила електричну/механічну енергію, вважається роком будівництва модернізованої когенераційної установки.

4. Умовою високоефективної когенерації є комбіноване виробництво теплової і електричної та/або механічної енергії:

когенераційною установкою потужністю понад 1 МВт (включно), що забезпечує економію первинної енергії (PES) на рівні щонайменше 10 %;

малими когенераційними установками і мікрокогенераційними установками, що забезпечують економію первинної енергії (PES) на рівні більше 0 %.

5. Економія первинної енергії в енергетичних одиницях (ТДж) протягом визначеного періоду, визначається за такою формулою:

(32)

де:

відношення  - відображає обсяг палива, який необхідно було б витратити для окремого виробництва енергії;

F_ког. - корисне паливо, ГВт х год;

Розраховані значення економії первинної енергії (PES) можуть приймати негативні значення, наприклад, для старих когенераційних установок.

2. Корекція гармонізованих еталонних значень ефективності для окремого виробництва електроенергії

1. З метою врахуванням кліматичних втрат для газового палива та втрат в мережі необхідно проводити корекцію гармонізованих еталонних значень ефективності для окремого виробництва електроенергії.

Корекція температури навколишнього природного середовища ґрунтується на різниці між середньорічною температурою та стандартними атмосферними умовами (15° C).

Корекція температури навколишнього природного середовища застосовується для гармонізованих еталонних значень ефективності для окремого виробництва електроенергії лише для газоподібних видів палива (гармонізовані еталонні значення ефективності для окремого виробництва електроенергії для категорій палива Г10, Г11, Г12, Г13 визначаються згідно з додатком 8 до цієї Методики).

2. Кліматичний фактор корекції для врахування втрат ефективності визначається як втрата на 0,1 % для кожного наступного градуса вище 15° C та як підвищення на 0,1 % для кожного градуса нижче 15° C.

(33)

де:

η_{Ref - E} - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії, що враховує кліматичні та енергетичні втрати, %;

η_{Ref - Eтаб.} - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії (табличне значення η_{Ref - Eтаб.} визначається згідно з додатком 8 до цієї Методики), %;

E_власн - власне споживання електроенергії, %;

k_власн - фактор корекції, що враховує втрати в мережі для власного споживання електроенергії при застосуванні гармонізованих значень ефективності для окремого виробництва електроенергії, наведених у додатку 9 до цієї Методики;

E_відп = 100 % - E_власн - відпущена електроенергія, %;

k_відп - фактор корекції, що враховує втрати в мережі для відпущеної електроенергії, що визначається відповідно до коефіцієнтів корекції для уникнення втрат в мережі при застосуванні гармонізованих значень ефективності для окремого виробництва електроенергії, наведених у додатку 9 до цієї Методики;

T - значення середньорічної температури для регіонів України, в яких розміщується установка, що використовує газоподібне паливо, визначається згідно з додатком 10 до цієї Методики.

3. У разі використання когенераційною установкою інших видів палива (не газоподібних видів палива) корекція табличних гармонізованих еталонних значень ефективності для окремого виробництва електроенергії проводиться тільки для факторів втрат в мережі за такою формулою:

(34)

4. У разі, якщо когенераційною установкою протягом визначеного періоду використовується декілька видів палива, гармонізовані еталонні значення ефективності для окремого виробництва електроенергії слід розраховувати як середньозважену величину пропорційно обсягам виробленої електроенергії від різних видів палива, або пропорційно обсягам використаного палива:

(35)

де:

η_{Ref - Eср} - середньозважене гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії при використанні декількох видів палива, %;

 - гармонізовані еталонні значення ефективності для окремого виробництва електроенергії та кожного використовуваного палива (табличне значення   визначається згідно з додатком 8 до цієї Методики), %. У разі використання газового палива необхідно враховувати гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії, що враховує кліматичні та енергетичні втрати в мережі (η_{Ref - E}, %;

F_i - споживання кожного виду палива, ГВт х год.

VI. Послідовність розрахунку економії первинної енергії когенераційною установкою

1. Послідовність розрахунку ефективності процесу когенерації необхідно проводити відповідно до алгоритму визначення високоефективної когенерації, наведеного в додатку 11 до цієї Методики:

1) для визначення меж когенераційної установки необхідно відобразити технологічну схему когенераційної установки з позначенням всіх установок та обладнання, що беруть участь у виробництві електричної/механічної енергії та теплової енергії (розділ III цієї Методики). Позначити тип технології когенерації (розділ I цієї Методики). На схемі відобразити основні елементи, їх взаємозв'язки, точки введення палива та інших енергетичних потоків, а також точки виходу електричної/механічної та теплової енергії;

2) після визначення меж когенераційної установки необхідно визначити такі дані (підрозділи 1 - 3, 7 розділу IV цієї Методики):

обсяг загальної виробленої електричної/механічної енергії (когенераційної та некогенераційної) (E_заг.);

обсяг корисної теплової енергії (когенераційної) (H_ког.);

обсяг загального споживаного палива або енергії (когенераційної та некогенераційної), що використовуються в процесі когенерації для виробництва теплової і електричної енергії (F_осн.).

При цьому важливим є виключення обсягу виробництва енергії та споживання палива додатковими або допоміжними котлами, які виробляють лише теплову енергію;

3) щоб розрізнити, яка частина виробленої електричної/механічної енергії не визнається електричною/механічною енергією від когенерації, спочатку необхідно розрахувати загальну ефективність когенераційної установки (η_заг) (підрозділ 4 розділу IV цієї Методики);

4) визначення споживаної та виробленої енергії комбінованим способом:

якщо загальна ефективність когенераційної установки дорівнює або перевищує:

80 % для когенераційних технологій з регульованим відбором пари;

75 % для когенераційних технологій без регульованого відбору пари,

то весь обсяг виробленої електричної/механічної енергії та весь обсяг корисної теплової енергії вважаються виробленими комбінованим (когенераційним) способом, і в подальшому враховуються при розрахунку економії первинної енергії (PES) (розділ V цієї Методики).

якщо загальна ефективність когенераційної установки нижче граничних значень (75 % та 80 %), може мати місце виробництво електроенергії некомбінованим процесом, і когенераційну установку необхідно розділити на дві віртуальні частини: когенераційна частина і некогенераційна частина;

Для визначення когенераційної та некогенераційної частини проводяться розрахунки:

визначення коефіцієнта втрат потужності, якщо когенераційна установка з регульованим відбором пари (β) (підрозділ 5 розділу IV цієї Методики);

визначення ефективності виробництва електричної/механічної енергії некогенераційної частини (η_{неког.ел.}) (підрозділи 4, 5 розділу IV цієї Методики);

визначення співвідношення між електричною/механічною та тепловою енергією C (підрозділи 5, 6 розділу IV цієї Методики);

визначення обсягу електричної/механічної енергії, виробленої когенераційною частиною (E_ког.) (підрозділ 1 розділу IV цієї Методики);

визначення обсягу електричної/механічної енергії, виробленої некогенераційною частиною (E_неког.) (підрозділ 1 розділу IV цієї Методики);

визначення обсягу палива, витраченого на електричну/механічну енергію, вироблену некогенераційною частиною (F_неког.) (підрозділ 3 розділу IV цієї Методики);

визначення обсягу палива, що забезпечує виробництво електричної/механічної та корисної теплової енергії когенераційної частини (F_ког.) (підрозділ 3 розділу IV цієї Методики);

5) відповідно до розділу V цієї Методики проводиться розрахунок економії первинної енергії (PES).

Необхідно визначити:

ефективність комбінованого виробництва корисної теплової енергії (η_{ког.тепл.}) (підрозділ 4 розділу IV цієї Методики);

ефективність комбінованого виробництва електричної/механічної енергії (η_ког.ел.) (підрозділ 4 розділу IV цієї Методики);

гармонізовані еталонні значення ефективності для окремого виробництва енергії з урахуванням коригуючих факторів (η_{Ref - H}, η_{Ref - E}) (розділ V цієї Методики);

економію первинної енергії (PES) (розділу V цієї Методики);

6) результати розрахунку ефективності процесу когенерації записуються до технічної інформація про когенераційну установку згідно з формою, наведеною в додатку 12 до цієї Методики.

2. Приклади розрахунку економії первинної енергії когенераційними установками наведено в додатку 13 до цієї Методики. 

Директор Департаменту комунальних послуг

Наталія ХОЦЯНІВСЬКА

Додаток 1
до Методики визначення
ефективності
процесу когенерації
(пункт 4 розділу II)

Схема когенераційної і некогенераційної частин в межах установки і котла, що працює лише для виробництва теплової енергії

   

Додаток 2
до Методики визначення
ефективності
процесу когенерації
(пункт 6 розділу II)

Схема вибору правильних меж системи когенерації у випадку використання вторинних парових турбін

  

де: ПТ - парова турбіна; Г - генератор; КУ - котел-утилізатор; ПК - паливний котел.

Додаток 3
до Методики визначення
ефективності
процесу когенерації
(пункт 2 розділу III)

Схема меж когенераційної установки

   

Додаток 4
до Методики визначення
ефективності
процесу когенерації
(пункт 3 розділу III)

Схема вибору правильних меж системи когенерації у випадку використання допоміжних/резервних котлів

  

де: ГТ - газова турбіна; Г - генератор; КУ - котел-утилізатор; ПК - паливний котел.

Додаток 5
до Методики визначення
ефективності
процесу когенерації
(пункт 6 розділу III)

Схема меж системи когенерації у разі підключення первинних двигунів

  

Додаток 6
до Методики визначення
ефективності
процесу когенерації
(пункт 2 підрозділу 2 розділу IV)

Гармонізовані еталонні значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії

У таблиці, наведеній в цьому додатку, приведено гармонізовані еталонні значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії, що базуються на нижчій теплотворній здатності палива при стандартних атмосферних умовах ISO (15° C температура навколишнього природного середовища, 1.013 бар, 60 % відносна вологість).

Категорія		Тип палива	Рік введення в експлуатацію
			до 2016			після 2016
			Гаряча вода	Пара (*)	Пряме використання відхідних газів (**)	Гаряча вода	Пара (*)	Пряме використання відхідних газів (**)
Тверде	Т1	Тверді види вугілля, включаючи антрацит, кам'яне вугілля, суббітумне, коксівне, напівкоксівне та нафтовий кокс	88.0	83.0	80.0	88.0	83.0	80.0
	Т2	Буре вугілля та брикети з нього, сланцева нафта	86.0	81.0	78.0	86.0	81.0	78.0
	Т3	Торф та торф'яні брикети	86.0	81.0	78.0	86.0	81.0	78.0
	Т4	Суха біомаса, включаючи деревину та іншу тверду біомасу, а також деревні гранули та брикети, сухі деревні тріски, чисті та сухі відходи деревини, лушпиння (шкаралупа) горіха, ядра оливкові та інші	86.0	81.0	78.0	86.0	81.0	78.0
	Т5	Інші тверді види біомаси, що не входять до Т4, також чорний та коричневий луг	80.0	75.0	72.0	80.0	75.0	72.0
	Т6	Муніципальні та промислові відходи (не відновлювані) та відновлювані / здатні до біологічного розкладу. Інша тверда біомаса, що включає деревину, яка не входить до Т4, також чорний та коричневий луг	80.0	75.0	72.0	80.0	75.0	72.0
Рідке	Р7	Мазут, газ/дизельне паливо, інші нафтопродукти	89.0	84.0	81.0	85.0	80.0	77.0
	Р8	Біо-рідини, включаючи біо-метанол, біоетанол, біо-бутанол, біодизель та інші рідкі біологічні види палива	89.0	84.0	81.0	85.0	80.0	77.0
	Р9	Відпрацьовані рідини, включаючи ті, що здатні до біологічного розкладу та невідновлювані (жир та дробина)	80.0	75.0	72.0	75.0	70.0	67.0
Газове	Г10	Природний газ, LPG, LNG та біометан	90.0	85.0	82.0	92.0	87.0	84.0
	Г11	Гази, отримані в процесі переробки нафти: водень і синтез-газ	89.0	84.0	81.0	90.0	85.0	82.0
	Г12	Біогаз, отриманий шляхом анаеробного зброджування, з полігонів та в результаті очищення стічних вод	70.0	65.0	62.0	80.0	75.0	72.0
	Г13	Коксовий газ, доменний газ, супутні та інші відновлені гази (крім газу, отриманого в процесі нафтопереробки)	80.0	75.0	72.0	80.0	75.0	72.0
Інше	І14	Відпрацьована теплота (включаючи високотемпературні відпрацьовані гази, продукт екзотермічних хімічних реакцій)	-	-	-	92.0	87.0	-
	І15	Ядерне паливо	-	-	-	92.0	87.0	-
	І16	Сонячна теплова енергія	-	-	-	92.0	87.0	-
	І17	Геотермальна енергія	-	-	-	92.0	87.0	-
	І18	Інші види палива, не згадані вище	-	-	-	92.0	87.0	-

____________
* Оскільки розрахунок ефективності виробництва теплової енергії парової турбіни не враховує повернення конденсату, то еталонні значення ефективності при виробництві теплової енергії (яке в подальшому використовується для розрахунку економії первинної енергії (PES)) у вигляді пари повинні бути збільшені на 5 процентних пункти.

** Значення для безпосереднього використання відхідних газів слід використовувати, якщо їх температура становить 250° C або більше.

Додаток 7
до Методики визначення
ефективності
процесу когенерації
(пункт 1 підрозділу 7 розділу IV)

Функціональна схема із застосування котла подвійного призначення

  

(ПК - паровий котел; ПТ - парова турбіна; ТО - теплообмінник). 

Додаток 8
до Методики визначення
ефективності
процесу когенерації
(пункт 1 підрозділу 1 розділу V)

Гармонізовані еталонні значення ефективності для окремого виробництва електроенергії

У таблиці, наведеній в цьому додатку, приведено гармонізовані еталонні значення для окремого виробництва електроенергії, які базуються на нижчій теплотворній здатності палива при стандартних атмосферних умовах ISO (температура навколишнього природного середовища = 15° C, тиск = 1.013 бар, відносна вологість = 60 %).

Категорія		Тип палива	Рік введення в експлуатацію
			до 2012	2012 - 2015	після 2016
Тверде	Т1	Тверді види вугілля, включаючи антрацит, кам'яне вугілля, суббітумне, коксівне, напівкоксівне та нафтовий кокс	44.2	44.2	44.2
	Т2	Буре вугілля та брикети з нього, сланцева нафта	41.8	41.8	41.8
	Т3	Торф та торф'яні брикети	39.0	39.0	39.0
	Т4	Суха біомаса, включаючи деревину та іншу тверду біомасу, а також деревні гранули та брикети, сухі деревні тріски, чисті та сухі відходи деревини, лушпиння (шкаралупа) горіха, ядра оливкові та інші	33.0	33.0	37.0
	Т5	Інші тверді види біомаси, що не входять до Т4, також чорний та коричневий луг	25.0	25.0	30.0
	Т6	Муніципальні та промислові відходи (не відновлювані) та відновлювані / здатні до біологічного розкладу. Інша тверда біомаса, що включає деревину, яка не входить до Т4, також чорний та коричневий луг	25.0	25.0	25.0
Рідке	Р7	Мазут, газ/дизельне паливо, інші нафтопродукти	44.2	44.2	44.2
	Р8	Біо-рідини, включаючи біо-метанол, біоетанол, біо-бутанол, біодизель та інші рідкі біологічні види палива	44.2	44.2	44.2
	Р9	Відпрацьовані рідини, включаючи ті, що здатні до біологічного розкладу та невідновлювані (жир та дробина)	25.0	25.0	29.0
Газове	Г10	Природний газ, LPG, LNG та біометан	52.5	52.5	53.0
	Г11	Гази, отримані в процесі переробки нафти: водень і синтез-газ	44.2	44.2	44.2
	Г12	Біогаз, отриманий шляхом анаеробного зброджування, з полігонів та в результаті очищення стічних вод	42.0	42.0	42.0
	Г13	Коксовий газ, доменний газ, супутні та інші відновлені гази (крім газу, отриманого в процесі нафтопереробки)	35.0	35.0	35.0
Інше	І14	Відпрацьована теплота (включаючи високотемпературні відпрацьовані гази, продукт екзотермічних хімічних реакцій)			30.0
	І15	Ядерне паливо			33.0
	І16	Сонячна теплова енергія			30.0
	І17	Геотермальна енергія			19.5
	І18	Інші види палива, не згадані вище			30.0

Додаток 9
до Методики визначення
ефективності
процесу когенерації
(пункт 2 підрозділу 2 розділу V)

Коефіцієнти корекції для уникнення втрат в мережі при застосуванні гармонізованих значень ефективності для окремого виробництва електроенергії

Ступінь напруги підключення, U [кВ]	Фактор корекції, що враховує втрати в мережі для відпущеної електроенергії*, kвідп	Фактор корекції, що враховує втрати в мережі для власного споживання електроенергії*, kвласн
>= 345 кВ	1,000	0,976
>= 200 - < 345 кВ	0,972	0,963
>= 100 - < 200 кВ	0,963	0,951
>= 50 - < 100 кВ	0,952	0,936
>= 12 - < 50 кВ	0,935	0,914
>= 0.45 - < 12 кВ	0,918	0,891
< 0,45 кВ	0,888	0,851

____________
* параметри визначаються за найближчими табличними значеннями (без застосування методів інтерполяції та екстраполяції)

Додаток 10
до Методики визначення
ефективності
процесу когенерації
(пункт 2 підрозділу 2 розділу V)

Значення середньорічної температури для регіонів України

Зона	Область/регіон	Середньорічна температура, °C
I зона	Вінницька, Волинська, Дніпропетровська, Донецька, Житомирська, Івано-Франківська, Кіровоградська, Київська, Луганська, Львівська, Полтавська, Рівненська, Сумська, Тернопільська, Харківська, Хмельницька, Черкаська, Чернівецька, Чернігівська, м. Київ	7
II зона	Закарпатська, Запорізька, Миколаївська, Одеська, Херсонська та АР Крим	11

Додаток 11
до Методики визначення
ефективності
процесу когенерації
(пункт 1 розділу VI)

Алгоритм визначення високоефективної когенерації

  

 

Додаток 12
до Методики визначення
ефективності
процесу когенерації
(підпункт 6 пункту 1 розділу VI)

Технічна інформація про когенераційну установку

Загальна частина	Значення	Одиниця виміру	Примітки
Назва енергетичного об'єкта
Тип технології (розділ I цієї Методики)
Рік введення в експлуатацію
Вид палива (первинне джерело енергії) (додатки 6, 8 до цієї Методики)*			категорія та назва палива
Місце розташування (область, місто)
Установлена електрична потужність (Nел.)		МВт
Установлена теплова потужність (Qтепл.)		МВт
Середньорічна температура по регіону		°C
Вид теплової енергії, що постачається**
Ступінь напруги підключення, U		кВ
Вхідні дані
Витрата основного палива (Fосн)		ГВт х год
Загальна електрична/механічна енергія (Eзаг.)		ГВт х год
Електрична/механічна енергія, отримана в процесі когенерації (Eког.)		ГВт х год
Електрична/механічна енергія, отримана поза процесом когенерації (Eнеког.)		ГВт х год
Корисна теплова енергія (Hког.)		ГВт х год
Власне споживання електроенергії (E1)		%
Відпуск електроенергії в мережу (E2))		%
Розрахунок проміжних значень
β - коефіцієнт втрат потужності		%
Ефективність виробництва електричної/механічної енергії в процесі когенерації (ηког.ел.)		%
Ефективність виробництва корисної теплової енергії (ηког.тепл.)		%
Гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії		%
Гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії		%
Відношення потужності до теплоти (C)
Первинна економія енергії
PES, %		%
PES		ТДж

____________
* У разі, якщо когенераційною установкою протягом операційного періоду використовувалося декілька видів палива, гармонізовані значення ефективності для окремого виробництва електроенергії слід розраховувати пропорційно середньозваженим обсягам виробленої енергії від різних видів палива.

** Гаряча вода, пара або пряме використання відхідних газів 

Додаток 13
до Методики визначення
ефективності
процесу когенерації
(пункт 2 розділу VI)

Приклади розрахунку економії первинної енергії когенераційними установками

Приклад 1. Газова турбіна з котлом-утилізатором без подачі енергії від некогенераційних джерел

  

Рис. 1 Схема газової турбіни з котлом утилізатором

Визначаємо потоки енергії на вході та виході когенераційної установки:

1 - споживання газового палива:

I варіант - F_осн. = 12308 кВт х год;

II варіант - F_осн. = 11000 кВт х год;

2 - відпрацьований газ;

3 - виробництво електроенергії складає E_заг. = 4600 кВт х год;

4 - виробництво теплової енергії споживачу вигляді пара H_заг. = 3457,39 Мкал;

5 - відпрацьований газ у вигляді скидної теплової енергії.

1. Визначаємо обсяг виробленої некомбінованої корисної теплової енергії та енергії палива, що використовується для її виробництва.

Оскільки котел - утилізатор не має подачі палива з зовнішніх джерел, по відношенню до когенераційної установки, вироблена теплова енергія є комбінованою.

  

1 кВт х год = 860 ккал

2. Визначення загальної ефективності когенераційної установки:

для I варіанту

  

η_заг ≥ η₀ = 70,0 % < 75 %

η₀ = 75 % - порогове значення ефективності (підрозділ 4 розділу IV цієї Методики).

Оскільки загальна ефективність нижче порогового значення (0,75), необхідно кількісно визначити параметри, що сприяють визначенню віртуальних частин: когенераційної частини і некогенераційної частини.

для II варіанту

  

η_заг ≥ η₀ = 78,4 % ≥ 75 %

η₀ = 75 % - порогове значення ефективності (підрозділ 4 розділу IV цієї Методики).

Оскільки загальна ефективність вище порогового значення (0,75), то весь обсяг виробленої електроенергії та весь обсяг корисної теплової енергії вважаються виробленими комбінованим (когенераційним) способом, і в подальшому враховуються при застосуванні методології визначення ефективності процесу когенерації PES (необхідно перейти до пунктів 10 - 14 цього прикладу).

Приймаємо:

E_заг. = E_ког. = 4 600 кВт х год

H_ког. = 4 020,22 кВт х год

F_осн. = F_ког = 11 000 кВт х год

Розрахунок відповідно до пунктів 3 - 8 цього прикладу застосовується тільки для I варіанту.

3. Визначення ефективності виробництва електроенергії некогенераційної частини для когенераційних установок без регульованого відбору пари:

  

4. Визначення співвідношення між електричною та тепловою енергією:

  

5. Визначення обсягу електроенергії вироблений когенераційною частиною:

E_ког = C_{ког.без.конд.пари} х H_ког = 0,995 х 4020,22 = 4000,12 кВт х год

6. Визначення обсягу електроенергії виробленої некогенераційною частиною:

E_неког = E_заг - E_ког = 4600 - 4000,12 = 599,88 кВт х год

7. Визначення обсягу палива витрачений на електроенергію, вироблену некогенераційною частиною:

  

8. Визначення обсягу палива, що забезпечує виробництво електричної та корисної теплової енергії когенераційною частиною:

F_ког. = F_осн. - F_неког. = 12308 - 1603,957 = 10704,043 кВт х год

Проміжні результати:

Порівняння характеристик реальної когенераційної установки та віртуальної (для I варіанту).

Параметри	Фактичні показники установки (кВт х год)	Показники віртуальної установки
		Когенераційна частина (кВт х год)	Некогенераційна частина (кВт х год)
Теплова енергія (H)	4020,22	4020,22	-
Електрична енергія (E)	4600	4000,12	599,88
Паливо (вхідна енергія) (F)	12308	10704,043	1603,957

9. Подальший розрахунок економії первинної енергії (PES) залежить від таких даних:

1	Місце розташування (область, місто)	Чернігівська область (м. Ніжин)
2	Рік введення в експлуатацію (модернізація)	2010
3	Напруга підключення	20 кВ
4	Власне споживання електроенергії	80 %
5	Відпуск електроенергії в мережу	20 %
6	Вид палива	природний газ
7	Призначення теплової енергії	виробництво пари

10. Визначаємо ефективність виробництва електроенергії для технологій когенерації без регульованого відбору пари, зокрема, для типів основного технологічного обладнання, визначених підпунктами 3 - 12 пункту 3 розділу I Методики (підрозділ 4 розділу IV цієї Методики):

для I варіанту

  

для II варіанту

  

11. Визначаємо ефективність виробництва корисної теплової енергії:

для I варіанту

  

для II варіанту

  

12. Гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії з урахуванням кліматичних втрат для газового палива та витрат на власні потреби:

для I та II варіантів однакові значення

 

де:

  = 52,5 % - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії (додаток 8 до цієї Методики);

T = 7° C - значення середньорічної температури для регіону, в якому розміщується установка (додаток 10 до цієї Методики);

E₁ = 80 % - частка власного споживання електроенергії;

k₁ = 0,914 - фактор корекції для власного споживання електроенергії (додаток 9 до цієї Методики);

E₂ = 20 % - частка відпущеної електроенергії в мережу;

k₂ = 0,935 - фактор корекції для відпущеної електроенергії (додаток 9 до цієї Методики).

13. Визначаємо економію первинної енергії:

для I варіанту

 

де:

PES - економія первинної енергії когенераційною установкою, %;

η_{ког.тепл.} = 37,6 % - ефективність комбінованого виробництва корисної теплової енергії;

η_ког.ел. = 37,4 % - ефективність комбінованого виробництва електроенергії;

η_{Ref - H} = 85 % - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії (додаток 6 до цієї Методики);

η_{Ref - E} = 48,94 % - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії, що враховує кліматичні та енергетичні втрати.

для II варіанту

  

де: PES - економія первинної енергії когенераційною установкою, %;

η_{ког.тепл.} = 36,5 % - ефективність комбінованого виробництва корисної теплової енергії;

η_ког.ел. = 41,8 %- ефективність комбінованого виробництва електроенергії;

η_{Ref - H} = 85 % - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії (додаток 6 до цієї Методики);

η_{Ref - E} = 48,94 % - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії, що враховує кліматичні та енергетичні втрати.

Висновок:

для I варіанту, оскільки отриманий результат економії первинної енергії PES = 17,1 % > 10 %, когенераційна установка відповідає умовам високоефективної когенерації;

для II варіанту, оскільки отриманий результат економії первинної енергії PES = 22,1 % > 10 %, когенераційна установка відповідає умовам високоефективної когенерації.

Приклад 2. Парова турбіна без регульованого відбору пари з котлом - утилізатором та з енергією, що надходить від некогенераційних джерел за допомогою пальника

  

де:

ЕК - енергетичний котел

ПТ - парова турбіна без регульованого відбору пара;

Г - електрогенератор;

КУ - котел-утилізатор;

КД - додатковий котел;

СТ - споживач теплової енергії;

Рис. 2 Схема парової турбіни з котлом утилізатором та пальником

Визначаємо потоки енергії на вході та виході когенераційної установки:

1а - споживання газового палива f_осн.1а = 8200 кВт х год (50,2 %);

1б - споживання вугільного палива f_осн.1б = 4150 кВт х год (49,8 %);

1в - споживання газового палива пальником F_осн.1в = F_дод =595 кВт х год;

2 - відпрацьований пар;

3 - виробництво електроенергії складає E_заг. = 4600 кВт х год;

4 - виробництво теплової енергії споживачу у вигляді гарячої води H = 4267,3 Мкал.

1. Визначаємо обсяг виробленої некомбінованої корисної теплової енергії та енергії палива, що використовується для її виробництва.

Оскільки котел - утилізатор має подачу палива з зовнішніх джерел, по відношенню до когенераційної установки, не весь обсяг виробленої теплової енергії є комбінованим.

  

1 кВт * год = 860 ккал

Споживання енергії палива турбіною складає:

F_осн. = F_осн.1а + F_осн.1б = 8200 +4150 = 12350 кВт х год;

Споживання енергії пальником, що не відноситься до когенерації:

F_осн.1в = F_дод = F_{неког. теп} = 595 кВт х год

Загальне споживання енергії палива:

F_заг = F_осн + F_дод = 12350 + 595 = 12945 кВт х год

Визначаємо обсяг некогенераційної теплової енергії, вироблений додатковим котлом:

H_дод = F_дод х η_{Ref - H} = 595 х 0,9 = 535,5 кВт х год

η_{Ref - H} = 90 % - контрольне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії (газовий додатковий котел з 2014 року в експлуатації, виробляє теплову енергію у вигляді гарячої води), що визначається згідно з додатком 6 до цієї Методики.

Визначаємо обсяг корисної теплової енергії, вироблений когенераційною установкою:

H_ког. = H_заг - H_дод = 4962 - 535,5 = 4426,5 кВт х год

2. Визначення загальної ефективності когенераційної установки:

  

Умова η_заг ≥ η₀, 73,1 % < 75 %

η₀ = 75 % - порогове значення ефективності (підрозділ 4 розділу IV цієї Методики).

Оскільки загальна ефективність нижче порогового значення (0,75), необхідно кількісно визначити параметри, що сприяють визначенню віртуальних частин: когенераційної частини і некогенераційної частини.

3. Визначення ефективності виробництва електроенергії некогенераційної частини для когенераційних установок без регульованого відбору пари:

  

4. Визначення співвідношення між електричною та тепловою енергією:

  

5. Визначення обсягу електроенергії вироблений когенераційною частиною:

E_ког = C_{ког. без конд. пари} х H_ког = 0,984 х 4426,5 = 4355,7 кВт х год

6. Визначення обсягу електроенергії виробленої некогенераційною частиною:

E_неког = E_заг - E_ког = 4600 - 4355,7 = 244,3 кВт х год

7. Визначення обсягу палива витрачений на електроенергію, вироблену некогенераційною частиною:

  

8. Визначення обсягу палива, що забезпечує виробництво електричної та корисної теплової енергії когенераційною частиною:

F_ког. = F_заг - F_дод. - F_{неког.ел} = 12945 - 595 - 656,7 = 11693,3 кВт х год

Проміжні результати:

Порівняння характеристик реальної когенераційної установки та віртуальної.

Параметри	Фактичні показники установки (кВт х год)	Показники віртуальної установки
		Когенераційна частина (кВт х год)	Некогенераційна частина (теплова енергія) (кВт х год)	Некогенераційна частина (електроенергія) (кВт х год)
Теплова енергія (H)	4962	4426,5	535,5	-
Електрична енергія (E)	4600	4360,7	-	244,3
Паливо (вхідна енергія) (F)	12945	11693,3	595	656,7

9. Подальший розрахунок економії первинної енергії (PES) залежить від таких даних:

1	Місце розташування (область, місто)	Херсонська область (м. Херсон)
2	Рік введення в експлуатацію (модернізація)	2014
3	Напруга підключення	20 кВ
4	Власне споживання електроенергії	80 %
5	Відпуск електроенергії в мережу	20 %
6	Вид палива	66,4 % - природний газ; 33,6 % - вугілля;
7	Призначення теплової енергії	гаряча вода

10. Визначаємо ефективність виробництва електроенергії для когенераційних установок без регульованого відбору пари (підрозділ 4 розділу IV цієї Методики):

  

11. Визначаємо ефективність виробництва корисної теплової енергії:

  

12. Гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії з урахуванням кліматичних втрат для газового палива та витрат на власні потреби:

  

де:

η_{Ref - H} = 52,5 % - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії (додаток 8 до цієї Методики);

T = 11° C - значення середньорічної температури для регіону, в якому розміщується установка (додаток 10 до цієї Методики);

E₁ = 80 % - частка власного споживання електроенергії;

k₁ = 0,914 - фактор корекції для власного споживання електроенергії (додаток 9 до цієї Методики);

E₂ = 20 % - частка відпущеної електроенергії в мережу;

k₂ = 0,935 - фактор корекції для відпущеної електроенергії (додаток 9 до цієї Методики).

13. Визначаємо еталонні значення ефективності для окремого виробництва електричної та теплової енергії з урахування використання різних видів палива:

Вид палива	Обсяг споживання палива,		Гармонізовані еталонні значення ефективності для окремого виробництва електроенергії (ηRef - E)		Гармонізовані еталонні значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії (ηRef - H)
	кВт * год	%	за видом палива (додаток 8 до цієї Методики), %	загальне значення, %	за видом палива (додаток 6 до цієї Методики), %	загальне значення, %
природний газ	8200	66,4	48,57	47,1	90,0	89,33
вугілля	4150	33,6	44,2		88,0

Розрахунок середньозваженого гармонізованого еталонного значення окремого виробництва теплової енергії:

  

Розрахунок середньозваженого гармонізованого еталонного значення окремого виробництва електроенергії:

  

14. Визначаємо економію первинної енергії:

  

де:

PES - економія первинної енергії когенераційною установкою, %;

η_{ког.тепл.} = 37,9 % - ефективність комбінованого виробництва корисної теплової енергії;

η_ког.ел. = 37,3 % - ефективність комбінованого виробництва електроенергії;

η_{Ref - Hср} = 89,33 % - середньозважене гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії, що враховує використання різних видів палива;

η_{Ref - Eср} = 47,1 % - середньозважене гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії, що враховує використання різних видів палива.

Висновок: оскільки отриманий результат економії первинної енергії PES = 18 % > 10 %, когенераційна установка відповідає умовам високоефективної когенерації.

Приклад 3. Когенераційна установка, що складається з газової турбіни з прибудованим котлом-утилізатором і парової турбіни з відводом і конденсацією (без введення енергії з некогенераційних джерел)

  

Рис. 3 Схема газової турбіни з прибудованим котлом-утилізатором і парової турбіни з відводом і конденсацією

Визначаємо потоки енергії на вході та виході когенераційної установки:

1 - поживання газового палива F = 129,03 МВт х год;

2 - відпрацьований газ;

3 - електроенергія, вироблена газовою турбіною E₁ = 47 МВт х год;

4 - виробництво теплової енергії для парової турбіни;

5 - виробництво теплової енергії для споживача в технологічному процесі H = 22618,22 Мкал;

6 - теплова енергія у вигляді конденсату;

7 - теплова енергія у вигляді конденсату;

8 - теплова енергія у вигляді конденсату;

9 - відпрацьований гази у вигляді скидної теплової енергії;

10 - електроенергія, вироблена паровою турбіною E₂ = 9,379 МВт х год.

1. Визначаємо обсяг виробленої некомбінованої корисної теплової енергії та енергії палива, що використовується для її виробництва.

Оскільки котел - утилізатор не має подачі палива з зовнішніх джерел, по відношенню до когенераційної установки, вироблена теплова енергія є комбінованою.

Обсяг корисної теплової енергії, вироблений когенераційною установкою:

  

1 кВт * год = 860 ккал

Загальний обсяг виробництва електроенергії:

E_заг = E₁ + E₂ = 47 + 9,379 = 56,379 МВт х год

Загальне споживання енергії палива:

F_заг = F_осн = 129,03 МВт х год;

2. Визначення загальної ефективності когенераційної установки:

  

Умова η_заг ≥ η₀, 64,1 % < 80 %

η₀ = 80 % - порогове значення ефективності для когенераційних установок з регульованим відбором пари (підрозділ 4 розділу IV цієї Методики);

Оскільки загальна ефективність нижче порогового значення (0,80), необхідно кількісно визначити параметри, що сприяють визначенню віртуальних частин: когенераційної частини і некогенераційної частини.

3. Визначення ефективності виробництва електроенергії некогенераційної частини для когенераційних установок з регульованого відбору пари (підрозділ 4 розділу IV цієї Методики):

  

β = 0,217 - коефіцієнт втрати потужності (таблиця 2 цієї Методики).

4. Визначення співвідношення між електричною та тепловою енергією (для когенераційних установок з регульованим відбором пари):

  

5. Визначення обсягу електроенергії вироблений когенераційною частиною:

E_ког = C_{ког. з конд. пари} * H_ког = 0,964 х 26,3 = 25,353 МВт х год

6. Визначення обсягу електроенергії виробленої некогенераційною частиною:

E_неког = E_заг - E_ког = 56,379 - 25,353 = 31,026 МВт х год

7. Визначення обсягу палива витрачений на електроенергію, вироблену некогенераційною частиною:

  

8. Визначення обсягу палива, що забезпечує виробництво електричної та корисної теплової енергії когенераційною частиною:

F_ког. = F_заг - F_{неког.ел} = 129,03 - 64,503 = 64,527 МВт х год

Проміжні результати:

Порівняння характеристик реальної когенераційної установки та віртуальної.

Параметри	Фактичні показники установки (МВт х год)	Показники віртуальної установки
		Когенераційна частина (МВт х год)	Некогенераційна частина (теплова енергія) (МВт х год)	Некогенераційна частина (електроенергія) (МВт х год)
Теплова енергія (H)	26,3	26,3	-
Електрична енергія (E)	56,379	25,353	-	31,026
Паливо (вхідна енергія) (F)	129,03	64,527	-	64,503

9. Подальший розрахунок економії первинної енергії (PES) залежить від таких даних:

1	Місце розташування (область, місто)	Херсонська область (м. Херсон)
2	Рік введення в експлуатацію (модернізація)	2014
3	Напруга підключення	120 кВ
4	Власне споживання електроенергії	100 %
5	Відпуск електроенергії в мережу	0 %
6	Вид палива	природний газ
7	Призначення теплової енергії	виробництво пари

10. Визначаємо ефективність виробництва електроенергії для когенераційних установок:

  

11. Визначаємо ефективність виробництва корисної теплової енергії:

  

12. Гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії з урахуванням кліматичних втрат для газового палива та витрат на власні потреби:

  

де:

  = 52,5 % - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії (додаток 8 до цієї Методики);

T = 11° C - значення середньорічної температури для регіону, в якому розміщується установка (додаток 10 до цієї Методики);

E₁ = 100 % - частка власного споживання електроенергії;

k₁ = 0,951 - фактор корекції для власного споживання електроенергії (додаток 9 до цієї Методики);

E₂ = 0 % - частка відпущеної електроенергії в мережу;

k₂ = 0,963 - фактор корекції для відпущеної електроенергії (додаток 9 до цієї Методики).

13. Визначаємо економію первинної енергії:

  

де:

PES - економія первинної енергії когенераційною установкою, %;

η_{ког.тепл.} = 40,8 % - ефективність комбінованого виробництва корисної теплової енергії;

η_ког.ел. = 39,3 % - ефективність комбінованого виробництва електроенергії;

η_{Ref - H} = 85 % - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії (додаток 6 до цієї Методики);

η_{Ref - E} = 50,31 % - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії, що враховує кліматичні та енергетичні втрати.

Висновок: оскільки отриманий результат економії первинної енергії PES = 20,7 % > 10 %, когенераційна установка відповідає умовам високоефективної когенерації.

Приклад 4. Когенераційна установка з конденсаційною турбіною з регульованим відбором теплової енергії.

  

де:

КЕ - енергетичний котел;

СТ - споживач тепла;

РСО - редукційна система охолодження

ЦВН - циліндр високого тиску;

ЦСН - циліндр середнього тиску;

ЦНН - циліндр низького тиску;

Г - електрогенератор;

К - конденсатор.

Рис. 4 Схема когенераційної установки з конденсаційною турбіною з регульованим відбором

Визначаємо потоки енергії на вході та виході когенераційної установки:

1 - споживання газового палива F_заг. = 920000 МВт х год;

2 - виробництво теплової енергії споживачу H₁ = 100000 МВт х год;

3 - виробництво теплової енергії споживачу H₂ = 150000 МВт х год;

4 - виробництво електроенергії складає E_заг = 210000 МВт х год;

1. Визначаємо обсяг виробленої некомбінованої корисної теплової енергії та енергії палива, що використовується для її виробництва.

Некомбінованою корисною тепловою енергією є енергія, що виробляється для споживача теплової енергії № 1, оскільки теплова енергія не брала участі у виробництві електроенергії (редукційний обсяг теплової енергії від котла, що не використовується в процесі когенерації, застосовується поза визначеними межами когенерації).

H_неког. = H_{редукц.} = 100000 МВт х год

Визначаємо енергію палива для виробництва некомбінованої корисної теплової енергії:

  

ηRef - _H = 85 % - контрольне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії (котел з 2013 р в експлуатації виробляє пар), що визначається згідно з додатком 6 до цієї Методики.

Визначаємо обсяг корисної теплової енергії, вироблений когенераційною установкою:

H_ког. = H₂ = 150000 МВт х год

Визначаємо енергію палива для виробництва електроенергії та комбінованої корисної теплової енергії:

F_осн. = F _заг. - F _{неког.теп} = 920000-117647 = 802353 МВт х год

2. Визначення загальної ефективності когенераційної установки:

  

Умова η_заг ≥ η₀, 44,8 % < 80 %

η₀ = 80 % - порогове значення ефективності для когенераційних установок з регульованим відбором пари (підрозділ 4 розділу IV цієї Методики).

Оскільки загальна ефективність нижче порогового значення (0,8), необхідно кількісно визначити параметри, що сприяють визначенню віртуальних частин: когенераційної частини і некогенераційної частини.

3. Визначення ефективності виробництва електроенергії некогенераційної частини.

Визначаємо коефіцієнт втрати потужності через термодинамічну ефективність:

η_т = 0,561 + 0,156 х log₁₀N = 0,561 + 0,156 х log₁₀25 = 0,561 + 0,218 = 0,779

де N = 25 МВт - потужність конденсаційної парової турбіни.

Коефіцієнт втрат з одиничною термодинамічною ефективністю:

β₀ = log_10и  (A х p^m) = log₁₀ (1,33 х 15^0,123) = 0,269

де:

коефіцієнти A = 1,33 та m = 0,123 залежно від тиску конденсації в 0,1 бар (таблиця 1 цієї Методики);

p = 15 бар - тиск відбору пара (абсолютний).

Коефіцієнт втрати потужності:

β = β₀ х η_т = 0,269 * 0,779 = 0,209

Ефективність виробництва електроенергії некогенераційної частини для когенераційних установок з регульованого відбору пари (підрозділ 4 розділу IV цієї Методики):

  

4. Визначення співвідношення між електричною та тепловою енергією для когенераційних установок з регульованим відбором пари:

  

5. Визначення обсягу електроенергії вироблений когенераційною частиною:

E_ког = C_{ког. з конд. пари} х H_ког = 0,268 х 150000 = 40200 МВт х год

6. Визначення обсягу електроенергії виробленої некогенераційною частиною:

E_неког = E_заг - E_ког = 210000 - 40200 = 169800 МВт х год

7. Визначення обсягу палива витрачений на електроенергію, вироблену некогенераційною частиною:

  

8. Визначення обсягу палива, що забезпечує виробництво електричної та корисної теплової енергії когенераційною частиною:

F_ког. = F_осн. - F_{неког.ел} = 802353 - 564119 = 238234 МВт х год

Проміжні результати:

Порівняння характеристик реальної когенераційної установки та віртуальної

Параметри	Фактичні показники установки (МВт * год)	Показники віртуальної установки
		Когенераційна частина (МВт * год)	Некогенераційна частина (теплова енергія) (МВт * год)	Некогенераційна частина (електроенергія) (МВт * год)
Теплова енергія (H)	150000	150000	100000
Електрична енергія (E)	210000	40200	-	169800
Паливо (вхідна енергія) (F)	920000	238234	117647	5649

9. Подальший розрахунок економії первинної енергії (PES) залежить від таких даних:

1	Місце розташування (область, місто)	Київська область (м. Біла Церква)
2	Рік введення в експлуатацію (модернізація)	2013
3	Напруга підключення	150 кВ
4	Власне споживання електроенергії	3 %
5	Відпуск електроенергії в мережу	97 %
6	Вид палива	природний газ
7	Призначення теплової енергії	виробництво гарячої води

10. Визначаємо ефективність виробництва електроенергії для когенераційних установок:

  

11. Визначаємо ефективність виробництва корисної теплової енергії:

  

12. Гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії з урахуванням кліматичних втрат для газового палива та витрат на власні потреби:

  

де:

  = 52,5 % - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії (додаток 8 до цієї Методики).

T = 11° C - значення середньорічної температури для регіону, в якому розміщується установка (додаток 10 до цієї Методики);

E₁ = 3 % - частка власного споживання електроенергії;

k₁ = 0,951 - фактор корекції для власного споживання електроенергії (додаток 9 до цієї Методики);

E₂ = 97 % - частка відпущеної електроенергії в мережу;

k₂ = 0,963 - фактор корекції для відпущеної електроенергії (додаток 9 до цієї Методики).

13. Визначаємо економію первинної енергії:

  

де:

PES - економія первинної енергії когенераційною установкою, %;

η_{ког.тепл.} = 63,0 % - ефективність комбінованого виробництва корисної теплової енергії;

η_ког.ел. = 16,9 %- ефективність комбінованого виробництва електроенергії;

η_{Ref - H} = 90 % - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії (додаток 6 до цієї Методики);

η_{Ref - E} = 51,31 % - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії, що враховує кліматичні та енергетичні втрати.

Висновок: оскільки отриманий результат економії первинної енергії PES = 3 % < 10 %, когенераційна установка не відповідає умовам високоефективної когенерації.

Приклад 5. Когенераційна установка з газовою турбіною, осушувачем, паровою турбіною з відведенням та конденсацією з підведенням енергії від некогенераційних джерел

На вихлопі газової турбіни встановлено пальник (форсажну камеру), щоб довести температуру газу до 550° C. Газ частково направляється в сушарку, а частково у відновлюваний парогенератор для виробництва пари високого тиску, яка використовується паровою турбіною.

  

Рис. 5 Схема когенераційної установки комбінованої з різних технологій (газова турбіни з пальником і парова турбіна з відводом і конденсацією)

Визначаємо потоки енергії на вході та виході когенераційної установки:

1 - споживання газового палива:

1а. - споживання газового палива F_1а = 35000 МВт х год;

1б. - споживання газового палива пальником F_1б = F_дод = 20000 МВт х год;

2 - виробництво електроенергії газовою турбіною E₂ = 8000 МВт х год;

3 - теплова енергія у вигляді відпрацьованого газу, що надходить до пальника η₃ = 20000 МВт х год;

4 - теплова енергія у вигляді відпрацьованого газу, що виходить з пальника η₄ = 36400 МВт х год;

5 - теплова енергії у вигляді відпрацьованого газу для осушувача (споживач теплової енергії), що складає 25 % від виходу енергії з пальника H₅ = 9100 МВт * год;

6 - теплова енергії у вигляді відпрацьованого газу для відновлюваного парогенератора, що складає 75 % від виходу енергії з пальника H₆ = 27300 МВт * год;

7 - теплова енергія у вигляді пари високого тиску, яка використовується паровою турбіною;

8 - виробництво електроенергії паровою турбіною E₃ = 4000 МВт * год;

9 - виробництво теплової енергії споживачу в технологічної процесі у вигляді гарячої води H₇ = 20000 МВт * год;

10 - теплова енергія у вигляді конденсату;

11 - теплова енергія у вигляді конденсату;

12 - теплова енергія у вигляді конденсату.

Установка складається з одного блоку, але з метою розрахунку загальної продуктивності розглядаються дві секції окремо:

секція А: газова турбіна, пальник (некогенераційне джерело) та осушувач. (граничне значення η ≥ 75 %);

секція Б: газова турбіна, пальник та парова турбіна. (граничне значення η ≥ 80 %).

Після розрахунку загальної ефективності розрахунок економії первинної енергії (PES) необхідно виконати з урахуванням установки, що складається з одного блоку, враховуючи значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії ηRef - _H, як результату середньої ваги двох секцій.

Проводимо розрахунок секції А

1. Визначаємо обсяг виробленої некомбінованої корисної теплової енергії та енергії палива, що використовується для її виробництва.

Оскільки осушувач має подачу палива з зовнішніх джерел, по відношенню до газової турбіни когенераційної установки, не весь обсяг виробленої теплова енергія є комбінованим.

Теплова енергії вироблена пальником відноситься до некомбінованої корисної теплової енергії, оскільки не бере участі у виробництві електроенергії.

Визначаємо обсяг некогенераційної теплової енергії, вироблений пальником:

H_дод = F_дод х ηRef - _H = 20000 х 0,82 = 16400 МВт х год

ηRef - _H = 82 % - контрольне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії (пряме використання відхідних газів), що визначається згідно з додатком 6 до цієї Методики.

При цьому, до осушувача надійшло теплової енергії - 25 % (H_А.дод = 4100 МВт х год), а до відновлювального парогенератора - 75 % (H_Б.дод = 12300 МВт х год)

Визначаємо обсяг корисної теплової енергії:

H_А.ког. = H₅ - H_А.дод = 9100 - 4100 = 5000 МВт х год

Оскільки подана енергія в газову турбіну та пальник, зараховується на дві установки, обсяги виробництва електроенергії та палива визначаються пропорційно.

Загальне споживання енергії палива для роботи секцій А та Б (розподіляємо споживання палива на секції):

Споживання палива газовою турбіною в рамках секції А:

F_А.1а = F_1а х 0,25 = 35000 х 0,25 = 8750 МВт х год

Споживання палива газовою турбіною в рамках секції Б:

F_Б.1а = F_1а х 0,75 = 35000 х 0,75 = 26250 МВт х год

Споживання палива пальником в рамках секції А:

F_А.1б = F_1б х 0,25 = 20000 х 0,25 = 5000 МВт х год

Споживання палива пальником в рамках секції Б:

F_Б.1б = F_1б х 0,75 = 20000 х 0,75 = 15000 МВт х год

Загальне споживання енергії палива для роботи секцій А:

F_А.заг = F_А.1а + F_А.1б = 8750 + 5000 = 13750 МВт х год;

Загальне споживання енергії палива для роботи секцій Б:

F_Б.заг = F_Б.1а + F_Б.1б = 26250 + 15000 = 41250 МВт х год;

Оскільки паливо пропорційно перерозподіляється по різним секціям визначаємо обсяг виробництва електроенергії газовою турбіною в рамках секції А:

E_А.заг = E₂ х 0,25 = 8000 х 0,25 = 2000 МВт х год;

2. Визначення загальної ефективності секції А:

  

Умова η_заг ≥ η₀, 80 % >75 %

η₀ = 75 % - порогове значення ефективності для когенераційних установок без регульованого відбору пари (підрозділ 4 розділу IV цієї Методики).

Оскільки загальна ефективність вище порогового значення (0,75), то в секції А весь обсяг виробленої електричної енергії та весь обсяг корисної теплової енергії вважаються виробленими комбінованим (когенераційним) способом, і в подальшому враховуються при застосуванні методології визначення ефективності процесу когенерації PES.

Приймаємо в рамках секції А:

E_А.заг. = E_А.ког. = 2000 МВт х год

H_А.ког. = 5000 МВт х год

F_А.1а. = F_А.ког = 8750 МВт х год

Проводимо розрахунок секції Б

1. В роботі секції Б відсутні додаткові постачання палива та виробництво теплової енергії з некогенераційних джерел.

Визначаємо обсяг корисної теплової енергії вироблений секцією Б:

H_Б.ког. = H₇ = 20000 МВт х год

Визначаємо обсяг виробництва електроенергії газовою турбіною в рамках секції Б:

E_Б.2 = E₂ х 0,75 = 8000 х 0,75 = 6000 МВт х год

Загальний обсяг виробництва електроенергії в рамках секції Б (газовою та паровою турбінами):

E_Б.заг = E_Б.2 +E₃ = 6000 + 4000 = 10000 МВт х год

Загальне споживання енергії палива для роботи секцій Б:

F_Б.заг = F_Б.1а + F_Б.1б = 26250 + 15000 = 41250 МВт х год

2. Визначення загальної ефективності секції Б:

  

Умова η_заг ≥ η₀, 72,7 %>80 %

η₀ = 80 % - порогове значення ефективності для когенераційних установок з регульованим відбором пари (підрозділ 4 розділу IV цієї Методики).

Оскільки загальна ефективність нижче порогового значення (0,8), необхідно кількісно визначити параметри, що сприяють визначенню віртуальних частин: когенераційної частина і некогенераційна частини.

3. Визначення ефективності виробництва електроенергії секцією Б некогенераційної частини:

Визначаємо коефіцієнт втрати потужності через термодинамічну ефективність:

η_т = 0,561 + 0,156 х log₁₀N = 0,561 + 0,156 х log₁₀2 = 0,561 + 0,132 = 0,693

де N = 7 МВт - потужність парової турбіни.

Коефіцієнт втрат з одиничною термодинамічною ефективністю:

β₀ = log₁₀(A х p^m) = log₁₀(1,44 х 15^0,115) = 0,294

де: значення коефіцієнтів A = 1,44 та m = 0,115 залежно від тиску конденсації в 0,05 бар, відповідно до таблиці 1 цієї Методики:

p = 15 бар - тиск відбору пара (абсолютний).

Коефіцієнт втрати потужності:

β = β₀ х η_т =0,294 х 0,693 = 0,204

4. Визначення ефективності виробництва електроенергії секцією Б некогенераційної частини (для когенераційних установок з регульованого відбору пари згідно з підрозділом 4 розділу IV цієї Методики):

  

5. Визначення співвідношення між електричною та тепловою енергією секції Б (для когенераційних установок з регульованим відбором пари):

  

6. Визначення обсягу електроенергії, виробленою когенераційною частиною секції Б

E_ког = C_{ког. з конд. пари} * H_ког = 0,387 х 20000 = 7740 МВт х год

7. Визначення обсягу електроенергії, виробленої некогенераційною частиною секції Б

E_неког = E_заг - E_ког = 10000 - 7740 = 2260 МВт х год

8. Визначення обсягу палива, витраченого секцією Б на електроенергію, вироблену некогенераційною частиною

  

9. Визначення обсягу палива, що забезпечує виробництво електричної та корисної теплової енергії когенераційною частиною секції Б:

F_ког. = F_Б.заг. - F_{неког.ел} = 41250 - 6628 = 34622 МВт х год

Проміжні результати:

Порівняння характеристик реальної когенераційної установки та віртуальної.

Параметри	Фактичні показники установки (МВт * год)	Показники віртуальної установки
		Секція А			Секція Б
		Когенераційна частина (МВт * год)	Некогенераційна (теплова енергія) (МВт * год)	Некогенераційна (електроенергія) (МВт * год)	Когенераційна частина (МВт * год)	Некогенераційна (теплова енергія) (МВт * год)	Некогенераційна (електроенергія) (МВт * год)
Теплова енергія (H)	29100	5000	4100		20000
Електрична енергія (E)	12000	2000	-		7740		2260
Паливо (вхідна енергія) (F)	55000	8750	5000		34622		6628

10. Подальший розрахунок економії первинної енергії (PES) залежить від таких даних:

1	Місце розташування (область, місто)	Київська область (м. Біла Церква)
2	Рік введення в експлуатацію (модернізація)	2014
3	Напруга підключення	150 кВ
4	Власне споживання електроенергії	3 %
5	Відпуск електроенергії в мережу	97 %
6	Вид палива	природний газ
7	Призначення теплової енергії	- відпрацьовані гази; - виробництво гарячої води.

Гармонізоване еталонне значення окремого виробництва теплової енергії установки, що розділена на дві секції, визначається як середньозважена величина гармонізованих еталонних значень окремого виробництва теплової енергії відповідних секцій (додаток 6 до цієї Методики):

  

де:

η_{Ref - H А} = 85 % - гармонізоване еталонне значення окремого виробництва теплової енергії секції А (використання відпрацьованих газів для сушіння);

η_{Ref - H Б} = 90 % - гармонізоване еталонне значення окремого виробництва теплової енергії секції Б (для виробництва гарячої води).

11. Визначаємо ефективність виробництва електроенергії для когенераційної установки:

  

12. Визначаємо ефективність виробництва корисної теплової енергії:

  

13. Гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії з урахуванням кліматичних втрат для газового палива та витрат на власні потреби:

  

Де:

η_{Ref - Eтаб} = 52,5 % - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії (додаток 8 до цієї Методики);

T = 11° C - значення середньорічної температури для регіону, в якому розміщується установка (додаток 10 до цієї Методики);

E₁ = 3 % - частка власного споживання електроенергії;

k₁ = 0,951 - фактор корекції для власного споживання електроенергії (додаток 9 до цієї Методики);

E₂ = 97 % - частка відпущеної електроенергії в мережу;

k₂ = 0,963 - фактор корекції для відпущеної електроенергії (додаток 9 до цієї Методики).

14. Визначаємо економію первинної енергії:

  

де:

PES - економія первинної енергії когенераційною установкою, %;

η_{ког.тепл.} = 57,6 % - ефективність комбінованого виробництва корисної теплової енергії;

η_ког.ел. = 22,5 % - ефективність комбінованого виробництва електроенергії;

η_{Ref - Hср устан} = 88,4 % - середньозважене гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва теплової енергії;

η_{Ref - E} = 51,31 % - гармонізоване еталонне значення ефективності для окремого виробництва електроенергії, що враховує кліматичні та енергетичні втрати.

Висновок: оскільки отриманий результат економії первинної енергії PES = 8,3 % < 10 %, когенераційна установка не відповідає умовам високоефективної когенерації.

Приклад 6. Розрахунок гармонізованого еталонного значення окремого виробництва теплової енергії у випадку використання декількох видів палива та за різними способами використання корисної теплової енергії.

Когенераційна установка спожила у звітному періоді палива в обсязі 1400 МВт х год, з них: природного газу - 1000 МВт х год та біогазу - 400 МВт х год.

Було вироблено 520 МВт х год корисного тепла, з них: призначеного для виробництво пари - 150 МВт х год, гарячої води - 200 МВт х год та для безпосереднього використання відхідних газів - 170 МВт х год.

Вид палива	Обсяг споживання палива, (МВт * год)	Виробництво пара		Виробництво гарячої води		Пряме використання відхідних газів
		Обсяг, МВт*год	еталонні значення (ηRef - H), %	Обсяг, МВт*год	еталонні значення (ηRef - H), %	Обсяг, МВт*год	еталонні значення (ηRef - H), %
Природний газ	1000	-	90	-	85	-	82
Біогаз	400	-	70	-	65	-	62
Загалом	1400	150		200		170

Інформація про внески кожного виду палива в кожен із способів використання корисного тепла в зоні споживання відсутня. Необхідно використовувати загальні значення корисного тепла, що відповідають різним способам використання корисної теплової енергії

Розрахунок середньозваженого гармонізованого еталонного значення окремого виробництва теплової енергії за різними способами використання корисної теплової енергії з використання природного газу:

  

Розрахунок середньозваженого гармонізованого еталонного значення окремого виробництва теплової енергії за різними способами використання корисної теплової енергії з використання біогазу:

  

Розрахунок середньозваженого гармонізованого еталонного значення окремого виробництва теплової енергії установки: