В последние два десятилетия наблюдается снижение эффективности теплофикации, что обусловлено следующими причинами:
· Технический прогресс в создании конденсационных турбин опережал технический прогресс в создании теплофикационных турбин. Отставание ТЭЦ по параметрам свежего пара привело к тому, что удельные расходы топлива на КЭС снижались более быстрыми темпами по сравнению с ТЭЦ.
· Создание современных мощных котельных, КПД которых сопоставим с КПД парогенераторов ТЭЦ, сблизило удельные расходы топлива на гигакалорию тепла, отпускаемую от ТЭЦ и котельной, и сократило экономию топлива за счет централизации теплоснабжения.
Основные направления повышения эффективности теплофикации:
· Увеличение выработки электроэнергии на ТЭЦ по теплофикационному режиму. Выработка электроэнергии по теплофикационному режиму определяется по формуле:
Эттэц = *
где - удельная выработка электроэнергии на ТЭЦ по теплофикационному режиму, кВтч\Гкал;
- годовой расход тепла из отборов турбин ТЭЦ, Гкал\год.
|
|
Увеличение Эттэц за счет роста годового расхода тепла из отборов турбин затруднительно ввиду ограниченности теплопотребления в районе, поэтому изменить выработку электроэнергии по теплофикационному режиму возможно путем увеличения удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении, определяемой по формулам:
[кВт*ч/т.пара],
[кВт*ч/Гкал],
где h0, hотб - энтальпия свежего и отборного пара;
hвозв - энтальпия конденсата отборного пара, возвращаемого от потребителей.
Удельная выработка электроэнергии увеличивается в результате:
Ø роста начальных параметров свежего пара. При увеличении p0 и t0 постоянном давлении пара в отборе удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении увеличивается;
Ø уменьшения давления пара в отборах турбин (при постоянном давлении свежего пара в отборе удельная выработка электроэнергии увеличивается);
Ø применения промежуточного перегрева пара и увеличения полезно используемого теплоперепада для производства электроэнергии на величину :
[кВт*ч/Гкал],
Наибольшее увеличение удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении достигается при одновременном увеличении параметров свежего пара, снижении параметров пара в отборах турбин и применении промежуточного перегрева пара.
Эффективность работы ТЭЦ зависит от выработки электроэнергии по теплофикационному режиму.
Показатель, характеризующий долю выработки электроэнергии по теплофикационному режиму в общей выработке электроэнергии на ТЭЦ, называется теплоэлектрическим коэффициентом (Хтэц):
|
|
Хтэц = Эттэц / Этэц = Эттэц / Эттэц + Эктэц .
При работе турбин ТЭЦ по конденсационному режиму Хтэц = 0, для турбин с противодавлением Хтэц = 1, для турбин типа Т и ПТ Хтэц < 1.
При увеличении Хтэц снижаются удельные расходы топлива на себестоимость электроэнергии.
· Другое направление повышения эффективности теплофикации - определение оптимального соотношения между тепловой и электрической мощностью ТЭЦ, что сокращает долю Эктэц. Данное соотношение зависит от коэффициента теплофикации ТЭЦ, определяемого в часовом и годовом разрезе.
Часовой коэффициент теплофикации характеризует долю тепла, отпускаемого из отборов турбин в час по отношению к максимальной тепловой нагрузке, покрываемой от ТЭЦ.
Часовой коэффициент теплофикации определяется следующим образом:
,
где Qотбчас - часовой отпуск тепла из отборов;
Qотп.тэцчас - максимальный часовой отпуск тепла потребителям от ТЭЦ.
Аналогично часовому коэффициенту рассчитывается годовой коэффициент теплофикации, который показывает долю тепла, отпускаемого из отборов турбин в год по отношению к годовому отпуску тепла от ТЭЦ:
,
Обоснование оптимального коэффициента теплофикации особенно важно для отопительных ТЭЦ.
От ТЭЦ с турбинами типа Р, ПТ и Т могут покрываться три вида тепловой нагрузки:
· Производственная. В случае, если эта нагрузка имеет место в течение года, ее целесообразно полностью покрывать из производственных отборов 10 ата турбин ПТ или турбин противодавления типа Р. В этом случае в течение всего года на отпуске тепла из отбора 10 ата вырабатывается электроэнергия по теплофикационному режиму и имеет место экономия топлива, поэтому для производственной нагрузки часовой коэффициент теплофикации, как правило, принимается равным единице.
· Нагрузка горячего водоснабжения также имеет место в течение всего года, поэтому ее следует покрывать полностью из отбора 1,2 ата и получать экономию топлива. Коэффициент теплофикации для данной нагрузки принимается равным единице..
· Отопительная нагрузка носит сезонный характер, поэтому обоснование оптимальной величины часового коэффициента теплофикации для отопительной нагрузки является одним из основных направлений повышения эффективности теплофикации.
Часовой коэффициент теплофикации по отопительной нагрузке определяется по формуле:
,
где Qсргв- средняя нагрузка по горячему водоснабжению; Qmax.отопчас – максимальная часовая отопительная нагрузка.
Если = 0, имеет место схема раздельного энергоснабжения; если = 1, то отопительная нагрузка полностью покрывается из отборов или противодавления турбин.
Характер графика отопительной нагрузки по продолжительности определяется изменением нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха и в годовом разрезе имеет ярко выраженный пик, продолжительность которого достаточно кратковременна, так как максимальная отопительная нагрузка, соответствующая минимальной температуре наружного воздуха в районе теплоснабжения, как правило, наблюдается в течение краткого периода времени.
Рис.17.1. График отопительной нагрузки по продолжительности.
Оптимальное значение = 0,4-0,5 характерно для юга России, 0,5-0,6 – для средней, а 0,6-0,8 – для северной части России.
Рассмотрим, как повлияет изменение на экономику ТЭЦ: при = 0,5; Qотбчас = 0а; QПВКчас = aZ.
Годовой расход тепла из отбора соответствует площади Soabc на графике. Этой же площади соответствует выработка электроэнергии по теплофикационному режиму.
Увеличение с 0,5 до 0,7 приводит к росту часового расхода тепла из отборов (отрезок af). На ту же величину уменьшается часовой расход тепла от пиковых водогрейных котлов. Годовой расход тепла из отборов и, соответственно, выработка энергии по теплофикационному режиму увеличится незначительно (площадь SAFNB), что приводит к несущественному росту экономии топлива.
|
|
Увеличение до 0,7 сопровождается значительным ростом конденсационной выработки электроэнергии (площадь Sbnmd), в результате чего резко возрастает пережог топлива. Экономия топлива, получаемая на ТЭЦ за счет комбинированного использования энергоресурса Вээк определяется по формуле:
Bээк = (bкэс – bттэц)*Эттэц –(bктэц – bкэс)*Эктэц
Увеличение сверх определенного значения приводит к ухудшению годового режима использования теплофикационных отборов, несущественному росту теплофикационной выработки (ввиду пикового характера графика отопительной нагрузки по продолжительности), значительному увеличению конденсационной выработки, увеличению пережога топлива и снижению экономии топлива на ТЭЦ.
Чрезмерное сокращение (например, до 0,2) увеличивает число часов использования максимума нагрузки отбора, но при этом значительно уменьшаются годовой отпуск тепла из отбора, теплофикационная выработка на ТЭЦ и экономия топлива.
Существует определенная зависимость между и (табл.17.2), в соответствии с которой при уменьшении , растет отношение /, увеличивается число часов использования максимума отборов и улучшается годовой режим использования теплофикационных отборов.
,
где h0 - число часов использования максимальной отопительной нагрузки.
Таблица 17.2
Зависимость от
0,9 | 0.5 | 0,3 | ||
0,9 | 0,84 | 0,65 | ||
/ | 1,1 | 1,5 | 1,68 | 2.02 |
В условиях, когда чрезмерное увеличение или уменьшение приводит к отрицательным последствиям (к снижению экономии топлива), необходимо определить его оптимальное значение.
Рис.17.2. Зависимость экономии топлива от .
В диапазоне небольших значений увеличение значения приводит к значительному увеличению расхода тепла из отборов, росту выработки энергии по теплофикационному режиму в дальнейшем с ростом и экономии топлива. увеличивается несущественно, кривая становится пологой. Поэтому экономия топлива сначала резко возрастает (рис.17.2).
|
|
В диапазоне малых значений конденсационная выработка и пережог топлива возрастают несущественно. Чем ближе значение к единице, тем в большем размере увеличиваются конденсационная выработка энергии и пережог топлива на ТЭЦ.
В итоге экономия топлива на ТЭЦ, получаемая за счет комбинированного использования энергоресурса (Вээк), сначала увеличивается, а затем уменьшается ввиду большого пережога топлива, в результате оптимальному соответствует максимальная абсолютная экономия топлива.
В случае, когда затруднен завоз топлива в город или имеет место дефицит водных ресурсов для охлаждения конденсаторов турбин ТЭЦ, оптимальное значение определяется по максимальной относительной экономии топлива:
,
где - годовой расход топлива в раздельной схеме энергоснабжения.
17.4. Экономические основы выбора оптимального коэффициента теплофикации ТЭЦ
Оптимальное значение коэффициента теплофикации зависит от следующих факторов:
· Климатические условия района. Для северных районов оптимальные значения часового коэффициента теплофикации находятся в диапазоне 0,6 - 0,8, для средней полосы - 0,5 - 0,6, для южных районов - 0,4 - 0,5.
· Характер баланса электрической энергии района:
Ø при дефицитном электробалансе в районе и ограниченных сетевых связях с другими районами для покрытия электрической нагрузки необходимо увеличивать выработку электроэнергии на электростанциях, расположенных в данной энергосистеме, в том числе и Эктэц за счет увеличения ;
Ø в условиях избыточного электробаланса увеличивать нецелесообразно, так как увеличение Эктэц сопряжено с большим расходом топлива по сравнению с КЭС.
· Цена на топливо. В условиях высоких цен на топливо следует снижать , уменьшая в большей степени Эктэц, пережог топлива и топливные затраты.
· Тип и мощность оборудования, устанавливаемого на КЭС и ТЭЦ. Например, изначально в проекте предусматривается установка на ТЭЦ агрегатов Т-100-130, на КЭС - К-300-240.
Ø В случае пересмотра проекта и установки на КЭС более мощных агрегатов К-800-240, имеющих удельный расход топлива на произведенный кВт*час меньше, чем на К-300-240, экономия топлива на ТЭЦ за счет Эттэц снижается, а пережог топлива за счет Эктэц увеличивается. В результате уменьшается экономия топлива и снижается эффективность ТЭЦ. В целях повышения эффективности теплофикации следует увеличить экономию топлива, т.е. снизить в пределах оптимального диапазона.
Ø В случае, когда КЭС оснащается агрегатами К-300-240, а на ТЭЦ вместо агрегатов Т-100-130 устанавливаются Т-180-130, установка более мощных агрегатов снижает удельные расходы топлива на производство электроэнергии по обоим режимам на ТЭЦ и при неизменном удельном расходе топлива на КЭС увеличивает экономию топлива на ТЭЦ. В данной ситуации, когда другие факторы (например, дефицитный электробаланс в регионе) требуют увеличения выработки электроэнергии, можно пойти на увеличение .
17.5. Технико-экономическое обоснование состава оборудования и мощности ТЭЦ
Обоснование мощности ТЭЦ в энергосистеме осуществляется в следующей последовательности:
· Выбирается оптимальное значение с учетом климатических и энергоэкономических условий района размещения ТЭЦ.
· Базой для выбора оборудования ТЭЦ являются тепловые нагрузки района теплоснабжения, в том числе:
Ø максимальная производственная нагрузка в паре 10-13 ата.
Ø максимальная отопительная нагрузка района;
· Среднегодовая нагрузка горячего водоснабжения.
· Для покрытия производственной нагрузки выбираются турбины с противодавлением или турбины типа ПТ. В случае, когда нагрузка имеет круглогодовой характер, ее целесообразно полностью покрывать из производственных отборов давлением 10-13 ата или противодавления турбин.
· Среднегодовая нагрузка горячего водоснабжения имеет место круглый год и её режим достаточно равномерный, поэтому она должна полностью покрываться из отборов 1,2 ата турбин Т и ПТ.
· Отопительная нагрузка носит сезонный характер, поэтому она частично в доле часового коэффициента теплофикации покрывается из отборов 1,2 ата, турбин типа ПТ и Т, а частично от ПВК.
· При выборе основного оборудования ТЭЦ, поскольку она работает в составе энергосистемы, электрическая нагрузка, как правило, не учитывается. В случае, если установленная мощность ТЭЦ меньше прироста электрической нагрузки, то недостающая мощность покупается на оптовом рынке энергии и мощности. В противном случае продается на рынке энергии и мощности. В районах, неблагоприятных по условиям топливоснабжения, как правило, мощность ТЭЦ определяется исходя из условий покрытия тепловых нагрузок. В иных условиях, особенно при дефиците электробаланса района, при обосновании мощности ТЭЦ следует считаться с масштабами электропотребления.
· На ТЭЦ следует по возможности устанавливать мощные агрегаты, так как установка меньшего числа крупных агрегатов, по сравнению с установкой большего числа мелких агрегатов, снижает капитальные затраты.
· Необходимо стремиться к установке на ТЭЦ однотипных агрегатов, что снижает капитальные затраты в строительство и упрощает эксплуатацию.
· Турбины должны иметь одинаковые и, по возможности, более высокие параметры свежего пара.
В основу выбора парогенераторов положены следующие принципы:
1. Производительность парогенераторов выбирается исходя из максимального расхода пара на турбину, расхода пара на собственные нужды станции и потерь в станционных паропроводах.
2. При блочной компоновке оборудования возможна установка моно-и дубль-блоков. Для последних производительность каждого из парогенераторов составляет 50% потребности ТЭЦ в паре.
3. Параметры свежего пара должны соответствовать параметрам свежего пара на входе в турбину.
4. Следует выбирать парогенераторы, способные работать на заданном виде топлива.
5. На блочных ТЭЦ для покрытия пиковой отопительной нагрузки выбираются пиковые водогрейные котлы, производительность которых определяется по формуле:
Qпик = (1-)*Qотопmax,
где Qотопmax ' максимальная отопительная нагрузка.
17.6. Сравнительная эффективность схемы комбинированного и раздельного энергоснабжения
Эффективность схемы комбинированного энергоснабжения (ТЭЦ) определяется относительно замещающего проекта-схемы раздельного энергоснабжения (КЭС+ котельная).
· Предварительно проекты ТЭЦ и раздельной схемы энергоснабжения приводятся в сопоставимый вид по энергетическим и экономическим условиям (Эотп тэц = Эотп кэс;
Q тэцотп = Оотп кот).
· В проекте ТЭЦ и схеме раздельного энергоснабжения для каждого года инвестиционного периода рассчитываются следующие показатели:
Ø производство и полезный отпуск электроэнергии, а также отпуск тепла с коллекторов ТЭЦ и котельной;
Ø расход топлива;
Ø затраты на производство электроэнергии и тепла;
Ø инвестиции в проекты;
Ø налоги.
· Определяется денежный поток и рассчитываются критерии коммерческой эффективности проекта: ЧДД, период окупаемости, ВНД и ИД.
· Исходя из соотношения критериев по проектам выбирается оптимальный инвестиционный проект. В случае, если чистый дисконтированный доход в комбинированной схеме энергоснабжения будет больше по сравнению со схемой раздельного энергоснабжения, эффективным признается проект ТЭЦ.
17.7. Использование конденсационной мощности ТЭЦ в неотопительный период
В весенне-летний период отопительная нагрузка отсутствует, теплофикационные отборы закрыты (за исключением отборов, из которых покрывается производственная нагрузка и нагрузка горячего водоснабжения), в результате турбины вынуждены работать по конденсационному режиму.
Поскольку bтэцк > bкэс , встает вопрос о целесообразности производства на ТЭЦ в неотопительный период электроэнергии по конденсационному режиму.
В случае, если на ТЭЦ производится конденсационная выработка энергии, в энергосистеме возникает пережог топлива по сравнению с расходом топлива на выработку такого же количества электроэнергии на КЭС с меньшим удельным расходом топлива.
В случае отказа от использования в летний период конденсационной выработки энергии на ТЭЦ, в энергосистеме на КЭС должна быть дополнительная мощность, дублирующая конденсационную мощность ТЭЦ.
При проектировании ТЭЦ обоснование целесообразности производства конденсационной выработки энергии на ТЭЦ исходит из следующего:
Выработка электроэнергии в энергосистеме разбивается на две части:
Эсист∑ = Эconst + Э0,
где Эconst - постоянная по величине и по структуре часть выработки энергии системы;
Э0 - постоянная по величине, но меняющаяся по структуре выработка электроэнергии.
В случае, если уменьшается Эктэц, на такую же величину увеличивается выработка электроэнергии на дублирующей КЭС.
Э0 = Эктэц + Э0
Оптимальной структуре Э0 соответствуют минимальные дисконтированные затраты на производство электроэнергии.
З0 = Зтэцк + Зкэсдубл
Минимизация затрат достигается при условии равенства нулю первой производной от затрат на выработку электроэнергии по конденсационному режиму на ТЭЦ (Эктэц).
Условие отказа от использования выработки электроэнергии на ТЭЦ по конденсационному режиму формулируется следующим образом: если удельные дисконтированные затраты на прирост Эктэц превышают удельные дисконтированные затраты на прирост выработки на дублирующей КЭС, то использование конденсационной выработки ТЭЦ в неотопительный период нецелесообразно.
В случае противоположного соотношения удельных дисконтированных затрат целесообразно использовать в энергосистеме в неотопительный период конденсационную выработку энергии на ТЭЦ.
* Здесь и далее рассматривается амортизация производственных основных средств (ОПС)