Термодинамический и статистический методы анализа энергоемкости ТЭЦ

А.Б. Богданов, аналитик-технолог, эксперт

СРО «Энергоаудиторы Сибири», г. Омск,

О.А. Богданова, инженер-теплоэнергетик,

НПП «Биотехпрогресс», г. Санкт-Петербург

Выработка электроэнергии на базе теплового потребления — самый главный показатель эффективности энергетики в целом

До настоящего времени анализу показателя «удельная выработка ЭЭ на базе теплового потребления» — W [МВт/Гкал] уделено совершенно недостаточно внимания. Именно применение этого показателя, совместно с коэффициентом полезного использования топлива КПИТ ТЭЦ, позволяет делать однозначные выводы не только о термодинамической и технологической, но и конкурентной эффективности теплофикационных турбин на рынке энергии. Еще в далеком 1953 г. председатель комиссии НТС В. В. Лукниций [3] записал: «…Использование только одного показателя КПД использования топлива не характеризует ни совершенство агрегатов станции, ни начальных параметров, ни параметров отпускаемого тепла потребителями. В качестве такого, весьма нужного показателя пользуются «удельной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении».

Выработка электроэнергии на тепловом потреблении существенно изменяется от принятого уровня технических решений. Так, для мини-ТЭЦ W=0,05−0,1 МВт/Гкал, для современных ТЭЦ высокого давления W=0,4−0,7 МВт/Гкал, для самых современных парогазовых установок она достигает значения 1,3−1,9 МВт/Гкал. Вопросам определения выработки на тепловом потреблении посвящены статьи [8−9].

Продолжим изучение результатов анализа диаграммы режимов турбины Т-185/215 (рис. 5) и рассмотрим результаты расчета удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении в зависимости от температуры сетевой воды после теплофикационной турбины (рис. 6).

На рис. 6 наглядно видно, что удельная выработка электрической энергии на базе теплового потребления может меняться от 0,38 до 0,67 МВтч/Гкал. Чем ниже температура сетевой воды, и чем выше степень загрузки турбины, тем больше можно получить комбинированной электроэнергии с КПИТ до 70−84%, вместо 29−37% на альтернативной ГРЭС. Именно выработка электроэнергии на базе теплового потребления Wтф является главнейшим показателем, характеризующим конкурентные свойства теплофикационных турбин. Важнее, чем даже КПД брутто комбинированной энергии теплофикационной турбины (рис. 5).

Принимать решение по эффективности той или иной технологии только по КПИТ у производителя энергии недопустимо! Необходимо сравнивать КПИТ для условий равенства потребления электрической и тепловой энергии для конечного потребителя. Для обеспечения условий равенства потребления энергии введем новое понятие — «U — относительная энергоемкость» потребления (производства) комбинированной энергии от ТЭЦ по отношению к энергоемкости потребления (производства) раздельной энергии от «ГРЭС+Котельная».

где расход топлива для ТЭЦ и для ГРЭС определяется:

Равенство потребляемой продукции как для комбинированного, так и для раздельного производства электроэнергии и тепловой энергии обеспечивается принятием равенства удельной выработки электроэнергии Wтэц в сравниваемых вариантах. В качестве реперной точки в сравниваемых вариантах принято:

¦ для замещающих котельной з_кот=88% или 162,3 кг у.т./Гкал;

¦ для замещающей ГРЭС з_ГРЭС=38% или 323,3 кг у.т./МВт.

Так, при равных КПИТ комбинированного производства для традиционной ТЭЦ и миниТЭЦ, равном 88%, техническая эффективность комбинированного производства разных технологий будет различная, и отличатся до 1,75 раза для ПГУ с W=1,4 против раздельного производства (1/0,58=1,75, см. рис. 7).

С введением понятия «U — относительная энергоемкость» комбинированного производства против раздельного производства мгновенно определяется высокая эффективность ПГУ высокими параметрами и невысокая эффективность мини-ТЭЦ с низкими параметрами газового и паросилового цикла:

¦ для потребителя комбинированной энергии от традиционной ТЭЦ с параметрами пара 130 ата и 560 ^ОС и удельной выработкой ЭЭ на базе теплового потребления W=0,6 МВт. ч/Гкал эффективность потребления комбинированной энергии в 1,32 раза выше, чем для миниТЭЦ c W=0,1 МВт. ч/Гкал (0,91/0,69=1,32 — см. рис. 7.).

¦ для потребителя комбинированной энергии от ПГУ ТЭЦ с W=1,4 МВт. ч/Гкал эффективность потребления энергии выше энергии от миниТЭЦ в 1,57 раза! (0,91/0,58=1,57 — см. рис. 7).

Нормируемые и ненормируемые виды энергетических товаров.

Рассмотрим схему энергетических потоков теплоэнергетической системы производства и потребления различных видов тепловой и электрической энергии от ТЭЦ, ГРЭС и котельной. Особо обращаю внимание читателя, что в отличие от принятого сегодня регулятором метода анализа, основанного на производстве и потреблении двух видов энергетического товара (тепловой и электрической энергии), все многообразие конкретной экономической оценки затрат на топливо при потреблении тепловой и электрической энергии необходимо свести к анализу производства и потребления трех основных нормируемых и двух вспомогательных ненормируемых потоков энергии.

Три основных вида энергетического товара, подлежащие нормированию, статистической отчетности и регулированию.

А. Комбинированная (комплиментарная) энергия и мощность (Sкомпл.) с долей электроэнергии Dээ) — это энергия (мощность), производимая турбоагрегатом (потребленная потребителем) в чисто теплофикационном режиме работы без сброса тепла в окружающую среду. Различие в названии определяется местом применения этого показателя. Комбинированная энергия — это технический показатель, характеризующий производство, а комплиментарная энергия — это показатель, характеризующий потребление. Сумма комбинированной энергии у производителя всегда равна сумме комплиментарной энергии у потребителя. По своему значению комбинированная энергия состоит из двух взаимно дополняемых (комплиментарных) видов энергии, и равна сумме теплофикационной электрической и теплофикационной тепловой энергии: Sтф=Nтф+Qтф. Основным признаком комплиментарной энергии является максимально высокая экономичность ее производства, составляющая до 75−83% практически для всех способов комбинированного производства энергии на ТЭЦ. Чем выше удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении Wтф=Nтф/Qтф (МВт/Гкал) в комплиментарной энергии, тем больше экономичной электроэнергии поставляется на конкурентный рынок.

Чтобы не путать комплиментарную (комбинированную) энергию с традиционными видами энергии, будем обозначать ее буквой S. За единицу измерения комплиментарной мощности можно принять как традиционную для России тепловую единицу [Гкал/ч], так и международную [МВт].

Именно внедрение в практику рыночных отношений и технико-экономических расчетов комплиментарной энергии как однозначно нормируемого вида энергетического товара с использованием существующей нормативный базы по теплофикационным турбинам, позволяет выявить и устранить абсурдные показатели в статистической отчетности 6-тп (скрытое перекрестное субсидирование топливом в энергетике крупного города) и создать инвестиционно привлекательные условия для внедрения топливосберегающих технологий.

B. Раздельная (конденсационная) электрическая энергия (мощность), произведенная со сбросом тепла в окружающую среду — Nразд. Основной характеристикой раздельной (конденсационной) электроэнергии является низкий коэффициент полезного использования топлива (КПИТ) при ее производстве. Так, для ТЭС низкого давления КПИТ составляет не более 20−28%, для ТЭС среднего и высокого давления КПИТ не выше 33−36%, для самых современных ГРЭС на сверхкритических параметрах пара КПИТ не более 37−39%. И только для самых современных парогазовых установок, сжигающих высококачественное топливо — природный газ, с температурами цикла до 1100−1150 ^ОС, работающих по чисто конденсационному способу производства, КПИТ поднимается до 53−56%.

C. Раздельная тепловая энергия, не участвующая в производстве электроэнергии — Qразд. Это тепло, полученное от непосредственного сжигания топлива в паровых и водогрейных котлах. Несмотря на довольно высокий коэффициент полезного использования топлива — 79−88% нетто. Именно сжигание топлива в котлах без производства электроэнергии в условиях российского климата является источником нерациональных потерь топлива в виде потери эксергии. Имея огромный потенциал, эксергия первичного топлива, пригодная для производства высококачественной электрической энергии, в отопительных котлах России, бездарно выбрасывается 75−80% в окружающую среду.

Два вспомогательных вида энергетического товара, не подлежащих нормированию и регулированию.

D. Смешанная электрическая энергия — это энергия, отпускаемая с шин электростанции в электрическую систему, которая равна сумме раздельной электрической и комбинированной электрической энергии: Nсум=Nразд+Nтф.

E. Смешанная тепловая энергия — это энергия, отпускаемая с коллекторов электростанции в тепловую систему, которая равна сумме раздельной тепловой и комбинированной тепловой энергии: Qсум=Qразд+Qтф.

Еще раз обращаем внимание читателя, что для вспомогательных (вторичных) видов энергии и мощности не требуется ни нормирование, ни регулирование основных технико-экономических и коммерческих показателей. Все многообразие необходимых показателей статистической отчетности определяется как арифметическая сумма бесконечного множества сочетаний нормируемых составляющих первичных (основных) видов энергии и мощности по раздельному и комбинированному способу производства и потребления.

Как считать и нормировать расход топлива с помощью графиков «КПИТ Нетто ТЭЦ» и «КПИТ электрического графика».

турбина топливо тепловой электроэнергия Как изменится энергоемкость топливоиспользования при снижении электрической нагрузки от 200 до 130 МВт при неизменной тепловой мощности 0сум=200 Гкал и температуре сетевой воды 80 ^ОС приведено в табл. 6.

Таблица 6.

Изменение энергоемкости топливоиспользования при снижении электрической нагрузки от 200 до 130 МВт при неизменной тепловой мощности Qсум=200 Гкал и темературе сетевой воды 80 ^ОС.

Как регулировать энергетику без перекрестного субсидирования Ярким примером подмены регулятором объективных первичных технологических показателей на субъективные вторичные показатели является политизированная статистическая отчетность о работе тепловых электростанций по форме 6-тп. Так, важнейший показатель — удельный расход топлива, определяющий развитие всех топливосберегающих технологий российской энергетики, включает в себя дефект скрытого субсидирования топливом электроэнергетики за счет потребителей тепловой энергии сбросного пара. При этом никого не смущает то, что в существующей отчетности включены такие абсурдные показатели как КПИТ тепловой энергии 108,4% вместо реального значения 80,4% и техническая безграмотность с КПИТ электрической энергии 45,6% вместо максимально достижимой величины не более 39,9%.

Именно недостоверная государственная статистическая отчетность по форме 6-тп, основанная на необъективных показателях вторичных документов, нарушающая объективные законы физики, искусственно завышающая эффективность производства электроэнергии за счет тепловых потребителей, в конечном итоге привела к отсутствию инвестиционной привлекательности для массового строительства ТЭЦ и мини-ТЭЦ.

Следующим ярким примером политизированного регулирования является отсутствие взаимно согласованных нормативных правовых актов эффективного функционирования на оптовых рынках электроэнергии, мощности и на муниципальных централизованных рынках теплоснабжения. Игнорируя «принцип неразрывности производства и потребления» комбинированной энергии ТЭЦ, регулятор энергетики путем скрытого перекрестного субсидирования перенес затраты на энергию и топливо в затраты на мощность и исказил рыночную суть конкурентного отбора мощности (КОМ) в получении адекватной платы за предоставляемую потребителям электрическую мощность!

Так рис. 5 однозначно показывает, что конденсационная электроэнергия ТЭЦ даже при частичной нагрузке по тепловой мощности всегда экономичнее самой лучшей конденсационной мощности электроэнергии ГРЭС (см. НТ № 7, с. 26, рис. 5. — Работа по электр. графику). Дело в том, что у комбинированной энергии с КПИТ нетто 69−83% уже учтены все потери, связанные с холостым ходом турбины, с электрическими и тепловыми собственными нуждами ТЭЦ. Поэтому прирост электрической нагрузки по электрическому графику (31,9−51,3%) в равных условиях (по топливу, по степени загрузки) будет всегда экономичнее удельных расходов самой экономичной ГРЭС с равными параметрами термодинамического цикла и даже ГРЭС с замыкающими затратами (КПИТ ГРЭС 28,9−36,7% с турбиной К300/240).