double arrow

Пути повышения эффективности теплофикации

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)


Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями:  



Сейчас читают про: