Методические особенности оценки удельных характеристик теплофикационных установок на базе газовых двигателей

К.т.н. С.В.Дубовской, заведующий отделом № 4, Институт общей энергетики НАНУкраины, г. Киев, Украина

(по материалам научного сборника «Проблемы общей энергетики», печатается с изменениями и дополнениями)

Рассмотрены методические особенности расчета объективных показателей экономичности теплофикационных установок на базе газовых двигателей.

Введение

Развитие комбинированного производства электрической и тепловой энергии в мире характеризуется возрастающей ролью теплофикационных энергоустановок на базе газотурбинных, парогазовых и поршневых двигателей. Такие установки применяют как при создании новых и реконструкции существующих крупных ТЭЦ общего пользования, так и в качестве локальных источников для тепло- и электроснабжения небольших предприятий, жилых, торговых, офисных и промышленных зданий.

Предпочтительный выбор в пользу теплофикационных установок на базе газовых двигателей обуславливается их относительно невысокой стоимостью, малыми сроками строительства, простотой эксплуатации и другими факторами, выгодно отличающими такие установки от традиционных паротурбинных ТЭЦ.

Выбор оптимального варианта использования мини-ТЭЦ

Выбор оптимальных вариантов использования мини-ТЭЦ в собственном энергохозяйстве начинается, как правило, с анализа крайних случаев:

■ применение мини-ТЭЦ в качестве аварийно-резервного источника энергии (источника бесперебойного электроснабжения), вступающего в работу при отключении внешнего электроснабжения;

■ использование мини-ТЭЦ в качестве автономного стационарного источника тепло-, электроснабжения, обеспечивающего покрытие электрических и тепловых нагрузок при полном отключении от внешних тепловых и электрических сетей, либо при использовании данных сетей только в качестве аварийно-резервного источника энергоснабжения.

Применение мини-ТЭЦ для аварийно-резервного энергоснабжения оказывается, как правило, технически и экономически нецелесообразным из-за невозможности поддержания упорядоченных режимов отпуска тепловой энергии.

Вариант автономного энергоснабжения может быть приемлемым для отдельных объектов с равномерными суточными и сезонными тепловыми и электрическими нагрузками при наличии уже установленных аварийно-резервных источников. Однако для предприятий с одно- и двухсменным режимом работы, для объектов жилищно-коммунального хозяйства, коммерческой и социально-культурной сферы, имеющих неравномерные и несогласованные графики потребления электрической и тепловой энергии, устройство автономного энергоснабжения от мини-ТЭЦ, как правило, не оправдывает себя [1].

Объясняется это тем, что низкая степень загрузки оборудования автономных ТЭЦ на протяжении суток и года, его вынужденное использование в частичных режимах, иногда с получением лишь одного вида энергии, дублирование оборудования, установка согласующих тепловых и электрических аккумуляторов, требуют значительных капитальных вложений, медленно окупаемых вследствие заведомой неполноты использования установленного оборудования.

Кроме того, отключившись от внешних сетей ценой дополнительных инвестиций, владелец собственной мини-ТЭЦ оказывается в полной зависимости от внешних условий поставки топлива, что определяет высокие инвестиционные риски в связи с непредсказуемостью изменений таких условий даже в краткосрочной перспективе.

По изложенным причинам, приемлемым для среднего потребителя оказывается обычно вариант локального энергоснабжения, предусматривающий возможность совместной работы мини-ТЭЦ и внешних сетей с обменом энергией между ними. Такой вариант использования характерен, в частности, для существующих малых ТЭЦ (локальных ТЭЦ мощностью до 1 МВт и блок-ТЭЦ мощностью свыше 1 МВт) предприятий пищевой, агроперерабатывающей и других отраслей промышленности. Практически все малые ТЭЦ могут работать в режиме выдачи излишков мощности в сеть. Локальные ТЭЦ отдают энергию по индивидуальному графику, а блок-ТЭЦ находятся под оперативным управлением со стороны регионального диспетчерского центра. Преимущества варианта, предусматривающего энергообмен мини-ТЭЦ с внешними сетями, хорошо известны и сводятся к следующим.

Внешний отпуск излишков энергии повышает коэффициент использования установленной мощности мини-ТЭЦ, что снижает инвестиционную (капитальную) составляющую издержек на получение единицы энергии. Более полная загрузка оборудования сокращает время вынужденной работы мини-ТЭЦ в режимах частичной нагрузки и/или выработки энергии по раздельной схеме, что приводит к уменьшению эксплуатационных производственных издержек. Наряду с этим, реализация излишков энергии избавляет от выбора оборудования мини-ТЭЦ по величине соотношения тепловой и электрической мощности, вытекающего из специфики объекта энергоснабжения, что позволяет, в частности, применять оборудование с большим значением теплофикационного коэффициента, и соответственно, электрическим КПД. Поскольку производство электрической энергии на ТЭС обходится дороже, чем тепловой, и требует больших затрат топлива, увеличение теплофикационного коэффициента повышает доходность ТЭЦ, отнесенную к потреблению топлива, так же как и размер экономии топлива в системе в целом. Кроме того, внешний отпуск энергии способствует повышению надежности энергоснабжения потребителей региона размещения мини-ТЭЦ, снижению потерь во внешних сетях.

Таким образом, энергообмен мини-ТЭЦ с внешней сетью потенциально выгоден как ее владельцу, так и системе в целом, в отличие от вариантов автономного и частично автономного энергоснабжения.

Законодательством Украины предусматривается свободный доступ установок комбинированного производства электрической и тепловой энергии к внешним сетям для организации коммерческого отпуска энергии по регулируемым тарифам, согласованным с независимым государственным регулирующим органом, что положительно сказывается на количественном и качественном росте мини-ТЭЦ.

Вместе с тем, одним из факторов, в определенной степени сдерживающим владельцев мини-ТЭЦ от присоединения к внешним сетям, нередко является трудность согласования тарифов на внешний отпуск электрической и тепловой энергии с потребителями. Этот недостаток лежит сегодня в основе многих хозяйственных споров, препятствующих организации внешнего отпуска энергии от локальных источников с пользой для всех заинтересованных сторон.

Существующие методы разделения затрат топлива на отпуск электрической и тепловой энергии от ТЭЦ

Одной из основных причин, определяющих непрозрачность установления отпускных тарифов, является методическое несовершенство расчета удельных затрат топлива на отпуск электрической и тепловой энергии, определяющих основную часть отпускного тарифа.

Существующий стандарт расчета удельных характеристик ТЭЦ не вполне аргументирован физически, оперируя к тому же с данными внутреннего технологического учета, недоступными для непосредственного внешнего контроля, что зачастую вызывает сомнения в объективности определения отпускных тарифов у потребителей и согласующих органов. Кроме того, область применения действующего стандарта ограничивается паротурбинными установками и его механический перенос на установки прочих типов не представляется корректным.

Следует отметить, что внешние условия работы мини-ТЭЦ на базе газовых двигателей, по сути, не отличаются от условий работы паротурбинных ТЭЦ сходной мощности, что определяет необходимость оценки показателей эффективности ТЭЦ различных типов на основе единой методологии, аргументированной физически и ориентированной на использовании объективной информации о работе ТЭЦ, доступной производителям и потребителям энергии в рамках коммерческого учета энергоносителей.

Принципиальной особенностью комбинированного производства электрической и тепловой энергии является невозможность прямого разделения затрат топлива на отпуск электрической и на отпуск тепловой энергии в условиях эксплуатации, что вынуждает использовать при таких оценках расчетные методы разделения затрат. По условию сравнимости показателей эффективности (тепловой экономичности), расчетное разделение затрат топлива должно базироваться на единой физически мотивированной методологической базе, использующей наиболее общие закономерности преобразования энергии, присущие всем технологиям комбинированного производства.

Вопрос достоверной оценки показателей тепловой экономичности комбинированного производства электрической и тепловой энергии возник на рубеже XIX-XX вв. и наиболее интенсивно рассматривался на рубеже 40-50-х и 80-90-х гг. прошлого столетия. Термодинамические исследования 40-50-х гг. ХХ в. по тем или иным причинам не нашли практического признания, что способствовало принятию стандартного метода определения показателей тепловой экономичности ТЭЦ, исходя из практических соображений. Среди большого количества предложений такого рода был выделен подход [2, 3], основанный на допущении о равной ценности теплоты и работы, получаемых в теплофикационной паровой турбине, позволявшем отождествить КПД получения тепла с отработанным рабочим телом паровых турбин, соответствующему КПД получения тепла в парогенераторе, вырабатывающем пар для паровой турбины. Допущение, лежащее в основе данного подхода, входило в явное противоречие со вторым началом термодинамики, в частности с теоремой Карно о предельной эффективности тепловых машин, что отмечалось многими авторами [4, 5]. Тем не менее, данный подход был положен в основу так называемого физического метода расчета показателей тепловой экономичности электростанций комбинированного производства, официально утвержденного Министерством электростанций (МЭС) бывшего СССР. В литературе этот метод именуется также методом МЭС [4].

Принятие физического метода в качестве стандартного позволило радикально снизить удельный расход топлива на отпуск электрической энергии от ТЭЦ ценой соответствующего повышения удельного расхода топлива на отпуск тепла. В результате этого расчетная эффективность ТЭЦ по производству электрической энергии - наиболее востребованного товара в период послевоенной электрификации становилась недосягаемо высокой, что определяло приоритетность широкомасштабного использования ТЭЦ перед другими источниками электрической энергии. С другой стороны, КПД котлоагрегатов ТЭЦ существенно превышал КПД распространенного в то время печного отопления и малых кустарных индивидуальных и домовых котлов, что определяло определенный запас рентабельности ТЭЦ по отпуску тепла.

Cтраницы: 1 | 2 | 3 | следующая >>

скачать архив.zip(185 кБт)
Обсудить на форуме
Другие Статьи

Эта статья была опубликована в журнале "Новости теплоснабжения"

Один номер - 643,50 р
(бесплатная доставка почтой) заказать

Журнал «Новости теплоснабжения» - это практические рекомендации для оказания конкретной помощи теплоснабжающим организациям, промышленным предприятиям с самостоятельным тепловым хозяйством и соответствующим подразделениям административных органов, отвечающим за качество теплоснабжения. подробнее...