Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Котельнизация России – беда национального масштаба.
Часть 3

 

 Богданов А.Б. Заместитель начальника
департамента перспективного развития Омской ЭГК.
Аналитик теплоэнергетики.

 

Отсутствие  адекватного анализа издержек –  пятая причина котельнизации.

В предыдущих  статьях, было рассмотрены четыре  причины котельнизации нашего общества. Перевод на рыночные отношения требует гораздо более глубокого анализа первичных затрат при производстве, распределении и реализации для трех категорий энергетической продукции: тепловой, электрической и комбинированной энергии. Каждая из категорий в свою очередь состоит из трех видов энергетической продукции и услуг: а) потребленная энергия, б) заявленная текущая мощность, с) заявленная (оплачиваемая) мощность на долгосрочный период.

В этой статье рассматривается только затраты топлива для двух из девяти  видов  энергетической  продукции, с которыми мы традиционно привыкли сталкиваться, а именно: затраты топлива для обеспечения тепловой  мощности, и затраты топлива для обеспечения электрической мощности для случая комбинированного производства энергии на ТЭЦ. Затраты топлива и издержки связанные с остальными видами энергетической продукции будет рассмотрены  в последующих статьях.

        С  переходом к рыночным отношениям,  в практике работы сложных теплоэнергетических систем крупных городов  все чаще и чаще часто возникает  вопрос о выявлении наиболее экономичных способов производства энергии, возможных вариантах перераспределения электрической и тепловой нагрузки   между ТЭЦ и котельными. Вопрос определения топливной составляющей в затратах и соответственно распределения электрической и тепловой нагрузки между источниками энергии с различными технологиями производства энергии является сложной, многовариантной задачей вызывающей различные дискуссии[9].

Сложность решения задачи по определению технологического оптимума в регионе по потреблению первичного топлива обусловлена необходимостью оценки  различных технологий производства теплоты на ТЭЦ и котельных, допустимых сочетаний тепловой и электрической нагрузок на паровых турбинах, режимных  факторов работы теплоэнергетических систем. Конечно же, понятно, что в реальных условиях, кроме технологического оптимума на первое место так же выходят вопросы  как собственность, ограничения в поставке видов  топлива, социальная политика, энергетическая  политики в регионе. Но именно расходы топлива, (подчеркиваю именно расходы топлива, а не энергии) и заявленная (подчеркиваю именно заявленная, а не установленная) мощность являются теми ключевыми параметрами, относительно которые  и формируется  распределение постоянных, переменных издержек и накладных  расходов которые ложатся в основу формирования энергосберегающей тарифной политики в регионе.

      Теоретические подходы к решению задачи по распределению нагрузок заключаются в оценке  прироста расхода топлива на прирост отпускаемой энергии, однако материалов для практических расчетов распределения нагрузок с учетом ценности отработанного пара на  ТЭЦ в  настоящее время практически  нет[10].

        Для выявления степени перекрестного технологического (скрытого)  субсидирования топливом,  отражения  сути комбинированного производства тепловой и электрической энергии  и для практического решения задачи по суммарному снижению затрат топлива при производстве энергии ниже представлены результаты расчета энергетической характеристики ТЭЦ, основанной на  методе анализа относительного прироста топлива на прирост тепловой нагрузки.

 

Метод расчета относительного прироста топлива  на прирост тепла.

Предлагаемый метод основан на результатах математической обработки диаграммы  режимов турбины. Диаграмма режимов это универсальный инструмент, который  наглядно и однозначно  увязывает  все количественные  и качественные  энергетические показатели работы турбины. Количество параметров, определяющих тепловую экономичность теплофикационного турбоагрегата, сравнительно велико. Кроме основных количественных показателей, таких как: электрическая мощность генератора,  нагрузка отборов турбин,  расход пара на турбину  диаграмма режимов наглядно отражает  влияние качественных показателей, таких  как: давление и  температура острого пара, давление  пара в регулируемых отборах и (или) температура нагреваемой  сетевой воды, и т.д.   В этой статье,  в качестве примера для проведения качественного и количественного  анализа расхода топлива на тепло и на электроэнергию использована диаграмма режимов турбины Т–185/215-13-4. Уральского турбомоторного завода.[11]

Основными  параметрами турбины с  теплофикационным отбором пара типа "Т"  являются: расход свежего пара Gt,  электрическая  мощность Ne,  мощность теплофикационного отбора  Qtf,  температура  сетевой воды Тts.

Диаграмма  отражает все три возможных основных режима работы турбоагрегата:

1.    конденсационный режим работы турбоагрегата;

2.    теплофикационный режим работы по тепловому графику;

3.    комбинированный режим  работы по электрическому графику  с  пропуском пара в конденсатор.

 

На основании диаграммы режимов для различных сочетаний тепловой и электрической мощности подсчитаны расходы условного топлива  на  отпуск тепловой и электрической энергии для  3-х случаев обеспечения энергией: 

1.    Комбинированное производство тепла  и электроэнергии на ТЭЦ с турбиной Т-185/215-130, номинальной мощностью 185мВт, давлением 13мПа, температурой 555°С ;

2.    Раздельное производство а)электроэнергии от удаленной ГРЭС с турбиной К-300-240 мощностью 300мВт, давлением 24мПа, температурой 560°С и, б) тепловой энергии от местной  районной котельной;

3.    Раздельное производство а) электроэнергии на теплофикационной турбине Т-185/215 по конденсационному режиму и б) тепловой энергии в районной котельной.

 

Для учета  влияния показателей таких как: расход электрической  и тепловой энергии  на собственные  нужды, потери тепла с тепловым потоком,  прочие потери для всех  трех вариантов  принят единый обобщающий показатель – процент расхода топлива на собственные нужды Ksn, который принят в линейной зависимости от тепловой нагрузки блока.  При суммарной тепловой и электрической  нагрузке  837 ГДж/ч, (200Гкал/ч; 232МВт)  расход топлива на собственные нужды  принят равным 10.8%. С ростом нагрузки до 2093ГДж/ч (500Гкал/ч, 582МВт) процент расхода топлива на собственные нужды сокращен   до  5.8%. КПД котла брутто для всех вариантов расчета  принимается  неизменной   величиной,  равной  90%

С применением результатов математической обработки диаграммы режимов, посчитаны энергетические характеристики для турбины Т-185/215. Алгоритм расчета показателей показан  в таблицах 1-3.  Результаты  расчетов приведены  на  рисунках 1-4

 

Таблица 1.  Алгоритм расчета прироста топлива на прирост тепловой  нагрузки отборов турбин, (при постоянной электрической  нагрузке и при постоянной температуре сетевой воды)

              Электрическая мощность     -   const  Ne=215.3 МВт

              Температура  сетевой  воды -  const  Tts=80°С

1.Задаем мощность теплофикационного отбора:

МВт

372

326

279

232

186

140

93

46

2.Рассчитываем  расход условного топлива

тут/ч

85.83

84.75

83.67

82.58

81.48

80.36

79.24

78.11

3. Рассчитываем прирост топлива на прирост тепловой нагрузки

кг/МВт.ч

22.99

23.18

23.39

23.60

23.81

24.02

24.23

24.43

4. Принимаем удельный расход топлива на тепло*.

кг/МВт.ч

24.02

5. Убеждаемся в  постоянство удельного  расход топлива  на электроэнергию во всем диапазоне  тепловых нагрузок

г/кВт.ч

359

359

359

358

358

358

358

358

 6.Рассчитываем коэффициент полезного использования топлива  

 

%

 

84.08

 

78.40

 

72.56

 

66.63

 

60.51

 

54.24

 

47.80

 

41.17

·     Удельный расход топлива на тепло, во всем диапазоне тепловых  нагрузок от 46 до 372 МВт, принимается  равным среднему приросту топлива.

·     Результаты расчета удельного расхода топлива на тепло, при постоянной электрической нагрузке и постоянной температуре сетевой воды,  наносятся  на рис.1 и являются исходными при дальнейших расчетах расхода условного топлива на электроэнергию.

 

 

В расчетах принято  допущение, что в диапазоне нагрузок от 20 до100%,  удельный  расход топлива на  тепло принимается   равным  приросту удельного расхода топлива на прирост тепловой нагрузки.  Принятие такого допущения означает то, что потери с холостым ходом турбины относятся только на электроэнергию, а не на тепло. Это обосновывается назначением высокопотенциального энергетического оборудования на ТЭЦ. Энергетические котлы и паровые турбины предназначены только для получения высококачественной, превращаемой механической (электрической) энергии, а не для получения отработанного пара низких параметров. Для получения пара низких параметров достаточно сжигать топливо в котлах низкого давления.

Если же заказчики энергетических технологий  сознательно идут на ухудшение качества получаемой  механической (электрической)  энергии, как на примере с теплофикационными турбинами,  то это делается только с целью повышения  суммарного коэффициента полезного использования топлива при комбинированном производстве высококачественной электроэнергии и низкокачественной теплоты.

.

 

Таблица 2. Алгоритм расчета удельного расхода топлива на электрическую   мощность  (при постоянной тепловой  нагрузке  и при постоянной температуре сетевой воды).

   Мощность теплофикационного отбора- const Qts=140МВт  (120Гкал/ч, 502 ГДж/ч)    Температура  сетевой  воды - const Tts=80°С

1. Задаем  электрическую   нагрузку  турбины

МВт

220

200

180

160

140

120

100

80

2. Рассчитываем расход условного топлива

тут/ч

81.67

75.98

70.27

64.21

57.62

51.39

44.61

37.58

3 Принимаем удельный расход топлива на тепло*

кг/

МВт.ч

 

22.98

 

24.32

 

25.72

 

27.17

 

28.67

 

30.12

 

31.51

 

32.81

4. Считаем топливо-на тепло

т/ч

3.21

3.39

3.59

3.79

4.00

4.22

4.45

4.49

             -на электроэнергию

т/ч

78.46

72.69

66.68

60.42

53.92

47.17

40.16

33.09

5 Рассчитываем удельный расход топлива  на электроэнергию

г/кВт.ч

357

363

370

378

385

393

402

414

 6. Рассчитываем коэффициент полезного использования топлива 

 

%

 

54.09

 

54.83

 

 

55.87

 

57.31

 

59.29

 

62.05

 

65.97

 

71.77

*  Удельный расход топлива на тепло принимается равным значению   удельного  расхода  топлива на тепло при равной электрической нагрузке и температуре сетевой воды определенной по рис 1. Так  при Ne=215.3МВт –const;  Tts=80°С  bтэt=24.02кг/МВт.ч.

 

Для  сравнения конкурентных качеств теплофикационной турбины Т-185/215 работающей в чисто конденсационном  режиме,  на рис 2 также приведен  график  удельного расхода топлива на электроэнергию для  конденсационной турбины  К-300  с давлением пара 24мПа.  

 

Таблица 3.  Алгоритм расчета прироста топлива  на прирост температуры прямой сетевой воды.(при постоянной электрической и тепловой нагрузке)

        Электрическая мощность  - const        –  Ne=180 МВт

        Нагрузка отборов  - constQts=233МВт (200Гкал/ч, 837ГДж/ч)

1. Задаем температуру  сетевой воды

°С

120

110

100

90

80

2. Определяем расход  топлива

тут/ч

78.51

76.12

74.82

73.60

72.68

3. Прирост расхода топлива на прирост температуры на 10°С

тут/ч

2.39

1.3

1.22

0.92

0.94

4. Прирост топлива на прирост  температуры  сетевой воды 1°С

%/°С

0.314

0.173

0.166

0.127

0.131

5.Усредненный прирост в интервале 120-80°С

%/°С

0.2005

6 .Рост расхода топлива при  росте температуры от 80°С до 120°С

%

8.02

 

 

Основные  выводы из результатов расчета  по относительным приростам.

Первое. В отличии, от нормативного метода  предлагаемого официальной инструкции №268 от 4 октября 2005г,  «Порядок расчета и обоснования удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и котельных», удельные расходы топлива на  тепловую энергию и на электрическую энергию  определены путем прямого измерения  расходов топлива, на основании диаграммы режимов без применения каких либо поправочных коэффициентов ценности, корректирующих,  коэффициентов и т.д[12]

Второе. Удельный расход топлива на тепло и на электроэнергию, полностью отвечают первому и второму началу термодинамики, наглядно отражают экономичность топливоиспользования от качественного показателя температуры нагреваемой воды, и не совершенно  зависит от количественного показателя – величины теплофикационной нагрузки турбины.

Этот принципиальное отличие позволяет производить расчет расхода  топлива на комбинированное производство на ТЭЦ по универсальной формуле, отвечающей любому сочетанию тепловых и электрических нагрузок, предусмотренных диаграммой режимов: 

                      Вå = Вэ + Вт = bэt*N + bтt*Q,                               

    где bэt bтt - удельные  расходы топлива  на электроэнергию и тепловую энергию в зависимости от нагрузки турбины и температуры сетевой воды, определенные по  энергетическим  характеристикам на  рис 1,2.

 

 

Практические выводы по оценке расхода топлива.

1.  Перерасход топлива, при  отказе от теплофикации.

Энергетическая, тарифная политика в энергетике  региона  должна использовать уникальное качество комбинированного способа производства энергии и сокращать суммарное потребление топлива, за счет использования сбросного тепла от ТЭЦ, с использованием  тепловых сетей от ТЭЦ.  Так для рабочего  диапазона тепловых и электрических нагрузок прирост   расхода топлива на прирост тепла  составляет очень низкое значение  bтэt= 23-42 кг/МВт.ч, против  142-90кг/МВт.ч  по физическому методу и методу ОРГРЭС. Наглядно видно, что для отпуска дополнительной одной единицы тепловой энергии с сетевой водой до 80-120° требуется дополнительно всего 19-33% высококачественной первичной энергии с топливом. Это весьма  яркий показатель, который наглядно показывает о том, что при производстве комбинированной энергии на ТЭЦ, производство тепловой энергии  на ТЭЦ  обходится в 6¸3 раза с меньшими расходами топлива, чем на самых экономичных газовых котельных области.

До тех пор, пока в единой энергетической системе РАО «ЕЭС  России»  работает хотя бы одна ГРЭС (АЭС) со сбросом тепла в окружающую среду, или пока на  наших гидроэлектростанциях имеется дефицит воды, затраты топлива на ТЭЦ, необходимые для компенсации потребления тепла от ТЭЦ,  фактически в 6¸3 раз ниже,  чем затраты  топлива на такое же тепло от котельных! Стремление региональных властей, частных собственников, передать тепловые нагрузки на собственные котельные, при наличии  резерва тепловой мощности  на ТЭЦ  вызывают для региона  прямые потери первичного топлива от 81до 67% от расхода топлива сожженного на котельной.

 

2.  Перерасход топлива, при  работе  с низкими электрическими нагрузками

Результаты анализа расхода топлива на ТЭЦ (и ГРЭС) наглядно показывают о том, насколько не выгодно работать с низкими электрическими нагрузками на турбинах. Так снижение электрической нагрузки от максимальной величины в 100% (215МВт),  до минимальной  величины 20%  (40МВт)   вызывает:

·    рост удельного расхода топлива на электроэнергию на 19-64% с 358 до 425г/кВт.ч при 80°С и с 380 до 625г/кВт.ч при 120°С.

·    рост удельного расхода топлива на тепло на 55-60%  (с 23.2 до 36 кг/МВт.ч при температуре 80°С и с 25.8 до 41.4 кг/МВт.ч  при температуре 120°С).

Это и есть очень важный технологический и экономический  вывод. Чем больше снижается загрузка ТЭЦ, тем быстрее,  в квадратичной зависимости, падает экономичность производства энергии на ТЭЦ и на ГРЭС.   

 

3.  Перерасход топлива, обусловленный обеспечением системной надежности.

Наглядно видно,  во что обходится обеспечение системной надежность из-за стремления работать большим числом турбин с частичной нагрузкой в так называемом «горячем резерве». Так стремление производителей энергии обеспечить надежность оборудования ТЭС за счет взаимного резервирования турбин,  при разделении 100%  нагрузки на одной турбине,  на две турбины  с нагрузкой по 50%. Рост удельного расхода топлива  при этом поднимается на 10% с 358 до 396г/кВт.ч. Это и есть скрытая плата, выраженная в перерасходе топлива за обеспечения системной надежности, которая в квалифицированном виде, должна формироваться в тарифной политике как плата за резерв.

 

4.  Экономия топлива, при обеспечении потребителя теплом с более низкой температурой.

     Для ТЭЦ региона крайне выгодно  обеспечивать  низкотемпературный отпуск тепла. Понижение температуры сетевой воды, (при постоянной электрической нагрузке  и постоянной тепловой нагрузке)   приводит к  повышению  экономичности по использованию топлива от 0.127 до 0.314 % на 1°С. 

Так рост температуры  сетевой воды  от 80°С до 120°С вызывает:

·    рост удельного расхода топлива на тепло  на 9-14% (с 23.2 до 25.8 кг/МВт.ч  при 220МВт электрических и с 36 до 41.4 кг/МВт.ч,  при 40МВт электрических).

·    рост удельного расхода на электроэнергию на 17–47% (с 358 до 380 г/кВт.ч при 220МВт электрических  и с 425 до 625г/кВт.ч при 40МВт электрических).

    Наглядно видно, что одним из самых эффективным перспективным  направлением развития энергосберегающей энергетики региона, должно стать повсеместный переход от качественного регулирования отпуска тепла в теплосеть с температурным графиком 150/70°С,   на количественное  регулирование с температурным графиком 100/30°С. В этом направлении имеется самый настоящий, неосвоенный  «Клондайк  энергосбережения», в энергетике России!

          Именно жители являются самыми выгодными потребителями тепла от ТЭЦ и обеспечивают максимальную эффективность производства. города для теплоснабжения не нужно высоких температур, выше 95°С. Применение абсорбционных тепловых насосов установленных в тепловых сетях, применение системы  низкотемпературного отопления, массовое внедрение индивидуальных тепловых пунктов, индивидуальных регуляторов тепла типа Данфосс,  является одними из самых эффективных энергосберегающих технических и экономических решений в теплоэнергетической системе крупного города, позволяющих  реально экономить топливо.

 

 

5.  Миф  о неэкономичности теплофикационных турбин ТЭЦ.

Анализ экономичности теплофикационной  турбины Т-185/215-130 при работе в конденсационном  режиме, в сравнении  с конденсационной турбиной К-300-240 (рис 2) показывает, что  при максимальной нагрузке 215МВт  снижение экономичности составляет 9.3% (364 против 333г/кВт.ч).  При минимальной нагрузке в 40МВт  снижение экономичность составляет  всего 5.8%  (450 против 425 г/кВт.ч).

Этот технологический вывод показывает о необоснованности однозначного ограничения (отказа) на  выработку электроэнергии  на ТЭЦ в конденсационном режиме  и преимущественного распределения электрической энергии  на ГРЭС. С учетом потерь энергии (топлива) при дальнем транспорте электрической энергии, производство электроэнергии на теплофикационных турбинах ТЭЦ  и конденсационных турбинах  ГРЭС – практически равноэкономичны!  

Именно перекрестное технологическое субсидирование создало устойчивый миф о значительной неэкономичности конденсационных режимов на ТЭЦ против конденсационных режимов на ГРЭС и позволило заложить в нормативные документы  дискриминационные требования по возможности  выхода ТЭЦ на оптовый рынок конденсационной электроэнергии.

 

 

Примеры расчета регионального экономического эффекта при перераспределении тепловых нагрузок.

Ниже приведенные примеры являются весьма наглядными и эффективными пособием для высшего топ – менеджмента электрогенерирующих компаний: финансового директора, для директора по коммерции, технического директора показывающим направления энергетической политики, с целью сокращения издержек при производстве тепловой и электрической энергии на ТЭЦ.

 

Пример 1.

Определить прирост экономичности  работы ТЭЦ  при росте  электрической нагрузки  от 130МВт до 200МВт, а) при неизменной  нагрузке отборов турбин 232МВт (200Гкал/ч)  б) при изменении температурах сетевой воды 80°С  и 120°С.

 

 

после  изменения нагрузки

до  изменения нагрузки

 

 

 

N=200 МВт     

Q=232 МВт

  N= 130 МВт

  Q= 232 МВт

а)Экономия с ростом  электрической  нагрузки

Температура   теплосети 80°С

     на эл.энергию

Вээ

72.4

50.18

200(0.386-0.362) = 4.8

     на тепло

Втэ

5.64

6.77

232(0.0292-0.0243) = 1.14

     Сумма

Вå

78.04

56.95

Экономия  5.94

Температура   теплосети 120°С

     на эл.энергию

Вээ

77.6

56.55

200(0.435-0.388) = 9.4

     на тепло

Втэ

6.38

7.77

232(0.0335-0.0275) = 1.39

     Сумма

Вå

83.98

64.32

Экономия 10.79

б)   Экономия   за счет  снижения  температуры сетевой воды от  120°С  до  80°С  

     на эл.энергию

Вээ

5.2

6.37

 

     на тепло

Втэ

0.74

1.00

 

     Сумма

Вå

5.94  

7.37 

 

При постоянной  тепловой  нагрузке отборов турбин 232МВт, рост электрической нагрузки при температуре 80°С, ведет к экономии топлива на 5.94т/ч  (7.6% от 78.04т/ч), а при температуре 120°С экономия составляет 10.79т/ч (12.8%от 83.98т/ч). 

Наглядно видно,  что прирост электрического потребителя, при неизменной тепловой нагрузке ведет к двойной выгоде: не только рост рынка сбыта электроэнергии от  130 до 200мВт, но и росту термодинамической экономичности на 7.6-12.8%. И наоборот,  потеря электрического потребителя ведет к двойной экономическому ущербу. 

Так же,  наглядно видно,  во что обходится  качество теплоснабжения! Рост температуры сетевой воды при неизменной тепловой нагрузке отборов турбины 232МВт  ведет к росту  расхода топлива. При электрической нагрузке 200МВт  рост составил 5.94 т/ч (7.6%). а при 130МВт  рост составил 7.37т/ч (12.9% от 56.95т/ч)

При  неизменной тепловой и электрической нагрузке,  рост температуры сетевой воды приводит к снижению экономичности производства. Удельный прирост топлива на тепло возрастает от 24.3 до 33.5 кг/МВт, но и в этом случае прирост удельного расхода топлива на тепло на ТЭЦ будет в 5-4 раз меньше, против  прироста  топлива на котельной - 135-142кг/МВт.

 


 

Пример 2.  Определить затраты на содержание  вращающего «горячего» резерва на ТЭЦ при переходе от работы одной турбины Т-185 с полной нагрузкой (пример1)   N=200 МВт и Q=232МВт, на работу двумя  турбины с частичными  нагрузками. Две  турбины 2*100=200МВт  и 2*116 = 232МВт (200Гкал/ч) при температуре сетевой воды 120°С.

     на эл.энергию

Вээ

2*100*0.465=93.0

93.0-77.6=15.4

     на тепло

Втэ

2*116*0.036=8.35

8.35-6.38=1.97

     Сумма

Вå

101.35

17.37  

Из примера 2, наглядно видно, что резервирование работы оборудования,   "размазывание"  электрической и тепловой  нагрузки на  две  турбины, ведет к очень большому перерасходу топлива до 20.7% на 17.37т/ч (20.7% от 83.98т/ч).  Наглядно видно, во что обходится вращающийся резерв  в виде двух турбин.

Именно этот факт,  о росте затрат топлива  на 20.7% для обеспечения  горячего резерва,  остается неизвестным и не учитываемым как при формировании энергетической политики региона, так и при формировании тарифной политики на тепловую и электрическую энергию для многих электрогенерирующих компаний и для регулирующих органов.

 

Пример 3.  Определить региональный экономический эффект в  экономии топлива при  передаче тепловой нагрузки от котельной к теплофикационным отборам ТЭЦ.

Исходные условия:

·     Передаваемая нагрузка котельной: ΔQ=69.8МВт (60Гкал/ч).

·     Исходная загрузка турбины с электрической нагрузкой  N = 150МВт  и тепловой нагрузкой отборов Q=232МВт (200Гкал/ч), 

·     Температуре тепловых сетей  Т= 80°С

Рассмотреть два варианта передачи нагрузки.

Вариант А) Без учета дополнительной выработки электроэнергии на тепловом  потреблении, когда электроэнергии  не требуется.

Вариант Б) С учетом дополнительной выработки электроэнергии на тепловом потреблении, когда  рост производства электроэнергии на ТЭЦ  ведет к сокращению  перетока  электроэнергии от конденсационной ГРЭС.

Решение  по варианту  А)  Без учета дополнительной выработки электроэнергии

 

N=150МВт     

Q=232МВт

Q кот.=69.8МВт

   N= 150МВт

   Q=301.8МВт

   Q кот.=0.0

Экономия,

перерасход

топлива

    на эл. энергию

Вээ

57.3

57.3

0.0

    на тепло

Втэ

6.54

8.5

+1.96

 Сумма  ТЭЦ

Вå

63.84

65.8

+1.96

       Котельная

Втэ

9.9

0.0

-9.9

ТЭЦ и котельная

Вå

73.74

65.8

экономия -7.94

Приведенный пример наглядно отражает суть теплофикации.  Именно передача дополнительной тепловой нагрузки ведет к значительной экономии топлива по системе "ТЭЦ-Котельные" и в целом для региона ТЭЦ даже не заметит рост расхода топлива на прирост тепловой нагрузки отбора. 

При добавке нагрузке теплового потребителя 30% на теплофикационные отборы,  расхода первичного топлива для обеспечения отпуска тепла увеличится  всего на 3.1%. Прирост расхода топлива на ТЭЦ составляет 1.96т/ч, а  вот котельную можно полностью остановить!  Суммарная экономия  по системе "ТЭЦ-Котельная" составляет 7.94т/ч или 80.2% от расхода топлива на котельной 9.9т/ч!

 

Вариант Б)  С учетом дополнительной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении котельной ΔN=ΔQкот*W=69.8МВт*0.43=30МВт. В качестве примера принято снижение  нагрузки на Ермаковской  ГРЭС  с 200 до 170МВт.

 

N=150МВт     

Q=232 МВт

Q кот.=69.8МВт

NГРЭС=200МВт

N= 180МВт

 Q=301.8 МВт

 Q кот.=0.0

NГРЭС=170МВт

экономия,

перерасход

  топлива

на эл. энергию

Вээ

57.3

66.6

 

  на тепло

Втэ

6.54

7.79

 

  сумма ТЭЦ

Втэц

63.84

74.39

+10.55

        В котельная

Вкот

9.9

0.0

-9.9

        В ГРЭС

Вгрэс

67.6

58.48

-9.12

Вååтэцкотгрэс

Вåå

141.34

132.87

-8.47

И в этом случае, так же наглядно виден технологический смысл и экономическая суть теплофикации. Экономия топлива  увеличилась с 7.94т/ч до  8.44т/ч, что составляет  85,2% от топлива израсходованного на котельной.  Расход топлива на ТЭЦ при этом  возрастет на 10.55т/ч (16.5% от 63.84т/ч) но при этом полностью остановится котельная 9.9т/ч, и разгрузится Ермаковской   ГРЭС на 9.12т/ч (13.5% от 67.6т/ч) 

 

Выводы.

1.    В статье приведены расчет затрат топлива для двух из девяти видов энергетической продукции: на электрическую мощность и на тепловую мощность при комбинированном способе производстве на ТЭЦ, позволяющий адекватно оценить размеры скрытого (технологического) перекрестного субсидирования  топлива на различные виды энергии.

2.    Метод определения относительного прироста топлива на тепло,  по сути является универсальным методом, который дает  количественную оценку  экономичности работы производства комбинированной энергии в зависимости от качественных показателей - температуры нагреваемой сетевой воды,  (давления в теплофикационных, производственных отборах), степени электрической загрузки турбины, без зависимости от теплофикационной нагрузки паровой турбины.

3.    На конкретных численных примерах наглядно показано бессмысленность и бездарность строительства квартальных и крышных котельных в центре тепловых нагрузок городов. Котельнизация – процесс передачи  тепловых нагрузок от традиционных теплофикационных турбин ТЭЦ на квартальные, крышные котельные  ведут к бесполезному перерасходу топлива не менее 67-81% от расхода топлива на котельных! В некоторых режимах работы ТЭЦ,  даже не почувствуют дополнительного прироста топлива.

4.    Резервирование работы оборудования, при перехода на частичные режимы, работа с низкими нагрузками, стремление обеспечить надежность работы ТЭЦ за счет  работы на двух  турбинах с нагрузкой 50%, вместо одной турбины  с нагрузкой 100% обходится  перерасходом топлива не менее чем 20%

5.    Перевод ТЭЦ и потребителей тепла от качественного регулирования отпуска тепла от ТЭЦ с температурным графиком  150/70°С на количественное регулирование путем изменения расхода сетевой воды на ТЭЦ, с минимально низким температурным графиком  на уровне 100/30°С, регулирования теплопотребления у потребителя с установкой регулятора расхода на каждой батарее,  при прочих равных  условиях, обеспечивает экономию топлива по региону  не менее 10÷8%

6.    ТЭЦ, региону  необходимо бороться за тепловых потребителей.  Работа с низкими электрическими нагрузками ниже 50%  является одним из самых значительным показателем, вызывают квадратичное  снижение термодинамической эффективности  и соответствующий перерасход топлива на 55-60%.

7.    ТЭЦ и ГРЭС по сути являются равноэкономичными источниками электрической энергии по конденсационному циклу производства. Для допуска ТЭЦ на оптовый рынок конденсационной энергии, необходимо выявить и устранить технологического перекрестного субсидирования

8.    Пока в России  работает хотя бы одна ГРЭС, АЭС со сбросом тепла в атмосферу, или пока на гидроэлектростанциях имеется дефицит запаса воды,  работа любой, котельных   ведет к бессмысленной потере  топлива, не менее чем 81-67% от сожженного топлива на котельной.

 

 

             Богданов  Александр  Борисович.                  2 июня 2006года

 


Котельнизация России – беда национального масштаба.Ч-4

 Богданов А.Б. Заместитель начальника департамента перспективного

развития Омской ЭГК. Аналитик теплоэнергетики.

 

Коэффициент полезного использования топлива потребителя тепловой и электрической энергии -  КПИТ потребителя

 

 

 

Приведенные выше расчеты, по определению прироста расхода топлива на прирост потребления тепла позволяют значительно глубже отразить технологию производства комбинированной энергии на ТЭЦ, и позволяют однозначно оценить издержки при производстве тепловой и электрической энергии на ТЭЦ.  Однако полной картины по экономичности и эффективности производства и потребления энергии по региону они не показывают.  В предыдущих статьях было отмечено, что  основным показателем по оценке эффективности производства энергии  на ТЭЦ является удельная выработка электроэнергии  на тепловом потреблении -W [мВтэлектрических/мВттепловых],  [мВт/Гкал]

 

  кроме  удельный расход топлива на тепло и на электроэнергию для случаев комбинированного производства энергии совершенно недостаточно и он не отражает полной картины эффективности по производству особенно по потреблению тепловой и электрической энергии в регионе.

Наиболее полным и обобщающим  показателем, отражающим степень экономии топлива в регионе является  коэффициент полезного использования топлива (КПИТ) потребителя.

 

 – hти.  (Рис.3,4,5)

                hти= (N+Q)/(B*8.139)                                       (9)

Где:

·     N, Q –производимая, (потребляемая) электрическая и тепловая мощность   ТЭЦ [МВт]

·     B= Bээ +Bтэ   [тут/час]– суммарный расход  топлива затраченный на производство электрической и тепловой мощности

·     8.139 = 7/0.86  [МВт.ч/тут] переводной коэффициент, показывающий, сколько можно получить электрической  энергии при 100% использовании (без потерь) одной тонны условного топлива

В общем случае hти КПИТ определяется зависимостью

        КПИТ потребителя        hтипот =F (СхПт, N, Q, T,  P)                        (10)

        КПИТ производителя        hтипро =F (СпПр, N, Q, T,  P)                        (11)

Где:

·     СхПт – схема потребления  тепловой и электрической энергии определяющая суммарный расход топлива B при комбинированном или раздельном  способе  производства энергии

·     СпПр – способ производства тепловой или электрической энергии  определяющий суммарный расход топлива B при комбинированном или раздельный способе  производства тепловой и электрической энергии ;

·     Т –температура отпускаемой сетевой воды от турбины

·     Р– давление пара отпускаемого от турбины

 

     КПИТ– это  универсальный  показатель, характеризующий эффективность топливоиспользования как в целом теплоэнергетической системы,  так и отдельных ее элементов– производителей и потребителей  тепловой и электрической энергии. КПИТ является комплексным  показателем, который характеризует   способность тепло энергетической системы к производству и потреблению  комбинированным способом  тепловой и электрической   энергии.

На рис 3,4,5 наглядно видно влияние показателей на эффективность  использования топлива –КПИТ:

·     от способа потребления тепловой и электрической энергии (рис.4);

·     от способа  производства тепловой и электрической энергии (рис.3);

·     от сочетания тепловой и электрической нагрузки как для комбинированного  производства энергии (рис.3);

·     от температуры сетевой воды для теплофикационной турбины (рис.3,5)      Для раздельного  способа производства  тепловой и электрической  энергии  температура сетевой воды не влияет на экономичность производства (рис 4)

 

 

Расчет экономии  топлива  от способа производства и потребления  энергии.

Пример 5. На существующих  котельных г. Омска, за 30 лет сформирована  нагрузка теплового потребителя 600Гкал/ч (2512ГДж/ч; 698МВт). Рассчитать экономию топлива при счет сокращении перетока эл. энергии 350 МВт от Ермаковской ГРЭС,  при строительстве новой ТЭЦ.

Вариант А) Раздельное производство  электроэнергии  на  Ермаковской  ГРЭС с двумя турбины К-300 с электрической нагрузкой 2*175=350МВт. Производство тепла на двух  котельных  с тепловой нагрузкой  2*349=698МВт в г. Омске. По рисунку 4  определяется  КПИТ при раздельном производстве тепловой и электрической энергии. hти=55.8%  Необходимый расход  топлива при этом  составит 230.6т/ч

Вариант Б) Комбинированное производство энергии на ТЭЦ в Омске. По рисунку 3  определяется  КПИТ при комбинированном производстве тепла  ТЭЦ в г .Омске с двумя турбинами Т-185 с нагрузкой 175МВт и 349МВт  с нагревом воды  80°С  hти=83.0 %  Необходимый расход  топлива при этом  составит 155т/ч. Экономия топлива  составит 75.6т/ч. Пример  наглядно показывает, что  для Омска экономия топлива за счет организации  комбинированного производства и потребления энергии  за год  будет не менее 393 тыс. тут/год.

 

Степень организационного и технического совершенства потребителей тепловой и электрической энергии может  определяться по коэффициенту полезного использования топлива – КПИТ потребителя. В  настоящее время КПИТ пока не используется, отсутствует методика расчета эффективности для  потребителей  и для производителя тепловой и электрической энергии. КПИТ - это объективный  показатель энергетической эффективности, который необходимо использовать для  нормирования энергопотребления  для  крупных потребителей тепловой и электрической энергии, для формирования энергосберегающей политики предприятий, региона, города.

 

 

 

 

 

 

 

Это потребленная энергия, заявленная мощность, и долгосрочный резерв заявленной мощности для трех видов энергии: тепловая, электрическая и комбинированная энергия.  В этой статье рассматривается только два вида энергетической  продукции, с которыми мы традиционно привыкли сталкиваться: тепловая  мощность и электрическая мощность. О определении издержек для  остальных семи видах энергетической продукции (три  вида энергии: комбинированной теплоэлектрической энергии, комбинированной мощности,  и  долгосрочном резерве комбинированной мощности  рассмотрим в отдельной статье)

 

 

 

1.    На основании технического анализа необходимо разрабатывать технологические нормативы,  организационные и технические мероприятия, направленные на повышение экономичности работы технологического  оборудования ТЭЦ.

 

 

Продолжение статьи в следующем номере.

 

О сравнении результатов расчета и других методов анализа расходов топлива.

Представление результатов  расчета удельных расходов топлива на  единицу тепла и электроэнергии выраженной   в одной  физической величине [г/квт.ч] = [кг/Мвт.ч] позволяет наглядно  выразить суть различий   раздельного и комбинированного производства тепловой и электрической энергии на 1 МВт.ч энергии при различных технологиях производства энергии  и различных методах  анализа затрат топлива на производство энергии..

 

Табл.4 Сравнение издержек топлива на производство одной единицы энергии при различных способах производства и распределения.

 

Затраты топлива

Относительное отношение затрат

Вээ/Втэ

 

Метод отнесения затрат

Втэ

на теплоту

Вээ на электроэнергию

 

кг/Гкал

кг/МВт.ч

кг/мВт.ч

 

Раздельное производство энергии

Котельная

ГРЭС

 

 

165

141.9

340

2.4

Комбинированное производство энергии  на ТЭЦ.

"Физический  метод"

применяемый до 1992года.

170

146

141

0.97

"Метод ОРГРЭС"- существующий нормативный метод

110

94.6

235

2.5

"Метод эквивалентной КЭС" применяемый в западных странах для экономических расчетов

 

42.6

 

36.6

 

340

 

9.3

"Метод относительных приростов" допустимый к применению  только для анализа  издержек топлива.

 

26.5

 

22.8

 

365

 

16.0

 

При раздельном способе  производства энергии  на 1 МВт.ч электрической энергии  требуется в 2.4 раза больше  топлива чем на тепловую энергию.  При  «физическом  методе» распределения топлива затраты топлива на равную единицу  электрической энергии  составляют 0.97 от затрат топлива на тепловую энергию. По «Методике ОРГЭС» соотношение  затрат топлива на электроэнергию  и теплоэнергию  искусственно восстановлено  до значения 2.5.

«Метод относительных приростов», допустимый только для анализа топливных издержек,  отражает технологию работы  теплофикационных турбин, и  показывает, что для производства единицы  электрической энергии затраты топлива  возрастают  в 1.08раза  с 340 до 365г/кВт.ч, а на производство тепловой энергии сокращаются в 6.22 раза с 141.9 до 22.8 кг/мВт.ч. Наглядно видно, что с учетом качества  энергии на равное количество тепловой и электрической энергии соотношение прироста затрат топлива на прирост тепла в 16 раз меньше, чем  на прирост электроэнергии. Это ключевой момент в понимании издержек топливной составляющей. В  следующих номерах журнала будет приведен парадоксальный пример, показывающий, что при определенном  сочетании  цены на тепловую и на электрическую  энергию, станции выгодно отпускать тепло  даже  без его оплаты. Тепловые потери  все равно приносят выгоду для ТЭЦ.

«Метод  эквивалентной ГРЭС»[13], применяемый только  для экономических расчетов в европейских странах, предусматривает  равенство затрат топлива на электроэнергию, производимую по теплофикационному и конденсационному циклу по 340г/кВт.ч. При этом оставшееся экономия топлива относится на удешевление тепла. Удельный расход топлива на тепло сокращается в 3.87раза  с 141.9 до 36.6 кг/МВт.  Затраты топлива на производство равного  количество электрической и тепловой энергии  составляет как  9.3 к 1.

 

Литература

 

Дьяков А.Ф. "Принципы формирования тарифов при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии".  "Энергетик"  №4 2001г

Денисов В.И. "Метод формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию" Теплоэнергетика №3 2001г. стр58-61.

Б огданов А.Б. "Теплофикация –золушка энергетики". «Энергетик» №11,  2001. стр5–10.

Богданов А.Б. "Теплофикация –национальное богатство России" "Энергия" №10 2001г

2.    В отличие от физического метода, удельный расхода топлива на тепло  зависит только от качественного показателя – температуры нагреваемой воды и не зависит от количественного показателя –величины теплофикационной нагрузки турбины. Именно уровень температуры, а не расход сетевой воды качественно определяет  экономичность работы  ТЭЦ

3.    Работа теплофикационной турбины Т-185/215 в конденсационном  режиме на  9.3% менее экономична в сравнении с конденсационной турбиной К-300 при максимальной нагрузке. При низких электрических нагрузках экономичность турбоустановки  снижается  всего  на 5.8%.  Работа теплофикационной турбины в конденсационном режиме равнозначна  режиму отпуска тепла с температурой сетевой воды 45°С и с удельным расходом топлива на тепло равным нулю.

4.    Проведение  расчетов в одной системе единиц   для тепловой и  электрической энергии показывает реальную разницу  затрат топлива на единицу  конечной продукции от ТЭЦ. Расходы топлива на 1 МВт тепловой энергии в 9-16 раз меньше расхода топлива на 1 МВт электрической энергии. Наглядно видна неэффективность  использования высококачественной  электроэнергии  для нужд отопления.

5.    В системе  анализа и нормирования расходов топлива необходимо внедрение дополнительного показателя эффективности топливоиспользования - коэффициента полезного использования топлива КПИТ. Этот показатель должен быть применен отдельно как для потребителя -  КПИТ потребителятак отдельно для производителя тепловой и электрической  энергии – КПИТ производителя.

 

 

 



[9] Материалы дискуссии "О теплофикации"   в журналах "Электрические станции"  1989,  № 11;    1990,  №8;  1991,  №4;  1992, №6; 1993, №8   "Теплоэнергетика"  №1   1989;  №2   1989;  №2-7 1993г,  №12  1994;

[10] Цоколаев И.Б. «Оценка энергетической эффективности совместного производства электроэнергии и теплоты» Автореферат на соискание ученой степени доктора технических наук. Институт энергетики и автоматики Академии наук республики Узбекистан. Ташкент 2005г.

 

[11] Бененсон Е.И. Иоффе Л.С "Теплофикационные паровые турбины" Москва "Энергия" 264с

 

[12] Астахов Н.Л. «Некоторые методы распределения расхода топлива энергетических котлов ТЭС  между электроэнергией и теплотой. В сборнике статей «Инновации в энергетических технологиях» ИПК государственных служащих. том 3. Москва 2002г.

[13] Шаргут Я.Я. "Распределение затрат на производство тепла и электроэнергии на ТЭЦ" Теплоэнергетика 1994г №12 стр. 62-66