Повышение эффективности коммунальных систем теплоснабжения малых городов России путем сооружения ТЭЦ с газотурбинными и газопоршневыми установками

Повышение эффективности коммунальных систем теплоснабжения малых городов России путем сооружения ТЭЦ с газотурбинными и газопоршневыми установками Ю. Е. Николаев, профессор, А. Б. Дубинин, доцент, И. А. Вдовенко, ассистент, кафедра «Теплоэнергетика» СГТУ, г. Саратов В России из-за значительной протяженности территории до 28% населения проживает в более чем 900 малых и средних городах с населением до 100 тыс. чел. Их энергоснабжение, как правило, осуществляется по раздельной схеме, когда тепловая энергия производится муниципальными предприятиями на базе котельных, сжигающих органическое топливо, а электроэнергия приобретается у электроснабжающих компаний.

Высокая изношенность оборудования и зданий котельных, тепловых сетей, недостаточное финансирование коммунальных систем, медленное внедрение энергосберегающих технологий приводят к сверхнормативным потерям теплоты, перерасходу топлива, низкой надежности и качества теплоснабжения, высокой себестоимости производства тепловой энергии, часто превышающей установленные тарифы [1].

Повышение эффективности таких систем теплоснабжения возможно путем модернизации и нового строительства источников, сетей и тепловых узлов потребителей. Наибольший эффект достигается при сооружении когенерационных (теплофикационных) энергоустановок на базе газотурбинных (ГТУ), газопоршневых (ГПУ) и парогазовых (ПГУ) установок малой и средней мощности, обеспечивающих КПД использования энергии топлива до 85−90%, и относительную экономию топлива от комбинированного производства электроэнергии и теплоты 15−30%. Вместе с тем, при внедрении этих установок в существующие системы теплоснабжения необходимо учитывать ряд особенностей:

• 1. при одинаковой тепловой мощности c котельными расход топлива увеличивается в 1,8 — 2,5 раза в результате выработки электрической энергии;
• 2. при степени повышения давления воздуха в компрессоре свыше 10 требуется установка дожимных компрессоров топливного газа в ГТУ и ПГУ;
• 3. при работе по электрическому графику ГПУ и ГТУ без регенерации в летний период в результате резкого снижения тепловой нагрузки появляются потери от недоиспользования потенциала продуктов сгорания и уменьшение достигаемой экономии топлива;
• 4. требуют применения высококачественного топлива — природного газа;
• 5. по сравнению с котельными обеспечивают снижение себестоимости вырабатываемой теплоты (примерно в два раза);
• 6. имеют небольшой срок строительства (1−2 года);
• 7. возможно сооружение в непосредственной близости от потребителей, что снижает потери на транспортировку энергоносителей.

Несмотря на наличие противоречивых факторов сооружение таких энергоустановок, как правило, экономически эффективно.

При обосновании электрической мощности малых ТЭЦ необходимо учитывать максимальную нагрузку города, поскольку выработка избыточной электрической энергии приводит к дополнительной загазованности. Как показывают результаты обследования ряда малых городов отношение максимальной электрической нагрузки к тепловой находится в пределах 0,14 — 0,25 и зависит от структуры потребителей, расположенных в городе. Годовое соотношение расходуемой городами электроэнергии и теплоты составляет 0,16−0,36. Исходя из отмеченного, для центральной части России с развитой газификацией городов максимальная тепловая нагрузка в 3−6 раз больше электрической. Поэтому теплоснабжение малых городов должно осуществляться на базе когенерационных установок и отопительных котельных, работающих как в базовом, так и в пиковом режиме.

Выбор типа энергоустановок на малых ТЭЦ (ГПУ, ПГУ и ГТУ) определяется нагрузками и годовыми графиками энергопотребления. При обеспечении коммунально-бытовой нагрузки ГПУ и ГТУ без регенерации целесообразно покрывать базисную часть теплового графика Россандера с целью максимального использования теплоты отходящих тепловых потоков, пиковую нагрузку должны нести котельные. Наилучшие результаты достигаются при использовании регенеративных ГТУ, которые в отопительный период вырабатывают тепловую энергию без регенеративного нагрева воздуха, обеспечивая наибольшую экономию топлива от теплофикации, а в летний период — при минимальной тепловой нагрузке эксплуатируются с регенератором с высоким электрическим КПД. Применение ПГУ на малых ТЭЦ проблематично по причине более высокой стоимости их сооружения и удельной выработке электроэнергии на единицу отпускаемой теплоты. Такие энергоустановки должны сооружаться за городской чертой и иметь большую электрическую мощность, превышающую потребности города. Приведенные в статье подходы использованы при разработке перспективной схемы теплоснабжения города с населением 14 тыс. чел., расположенного в Центральном Федеральном округе.

Для сравнения вариантов необходимо выполнение условий их энергетической и социальной сопоставимости, предусматривающих одинаковый полезный отпуск потребителям мощности и энергии заданного качества; покрытие заданного графика нагрузок; обеспечение заданного уровня надежности электрои теплоснабжения.

На основании данных, предоставленных предприятием, эксплуатирующим систему теплоснабжения, рассмотрены два варианта модернизации: 1 — базовый вариант, предусматривающий замену физически изношенных котельных с КПД котлов ниже 80%, на оборудование, имеющее КПД не ниже 92%, 2 вариант — замена изношенных котельных и сооружение малой ТЭЦ на базе ГПУ. При этом из-за аварийного состояния строительных конструкций существующих котельных предусматривается строительство новых источников. Годовая экономия топлива для 1 варианта определяется по формуле, кг у. т./год:

газотурбинный установка модернизация теплоснабжение.

где Q — подключенная тепловая нагрузка, МВт; Q^р_н — низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг у. т.; з_до, з_после — КПД котельной установки до и после модернизации; ф_исп — число часов использования максимума подключенной нагрузки, ч/год; з_тс — КПД тепловых сетей.

Годовая экономия топлива для 2 варианта рассчитана по выражению, кг у. т./год:

где Qкот, Qтф — тепловая нагрузка котельных и ГПУ, МВт; ф_тф — число часов использования тепловой нагрузки ГПУ, ч/год; у — отношение электрической мощности ГПУ к тепловой; з_гпу, з_тэс — электрические КПД ГПУ и замещающей электростанции системы.

Знак перед скобкой в выражении (2) определяется электрическими КПД ГПУ и замещаемой ТЭС, при з_гпу<�зтэс — минус, з_гпу>з_тэс — плюс.

В расчетах экономии топлива приняты следующие данные: Q=35 МВт, з_до=0,8, з_после=0,92, з_тс=0,95, ф_исп=3100 ч/год, Q_кот=26,2 МВт, Q_тф=4,6 МВт, ф_тф=6800 ч/год, у=1, з_гпу=0,39, з_тэс=0,35. Величина достигаемой экономии топлива в первом варианте составит 2,2, во втором — 7,6 тыс. т у.т./год. Таким образом, наибольший энергосберегающий эффект получается при модернизации системы теплоснабжения по второму варианту.

Экономическая эффективность вариантов модернизации системы теплоснабжения рассчитана при удельных капиталовложениях в замену котельных в размере 2−3 млн руб./МВт в зависимости от тепловой мощности, удельной стоимости строительства ТЭЦ с ГПУ 46 500 руб./кВт. Кроме капитальных вложений в источники учтены затраты в их присоединение и замену тепловых сетей. Тарифы на природный газ, отпускаемую электрическую и тепловую энергию приняты на уровне 2012 г. равными соответственно 3,49 руб./кг у.т., 2,4 руб./кВт ч на шинах источника, 285 руб./ГДж на вводе к потребителю. В качестве критерия эффективности приняты суммарные дисконтированные затраты. Результаты расчетов представлены в таблице 1.

Таблица 1. Технико-экономические показатели сравниваемых вариантов схем теплоснабжения города.

На основании технико-экономического расчета можно сделать вывод, что 2 вариант модернизации системы теплоснабжения обеспечивает экономический эффект порядка 133,1 млн руб. за 15летний период эксплуатации. Итоговые показатели модернизации системы теплоснабжения приведены в таблице 2. Разделение расхода топлива в комбинированном производстве электрической и тепловой энергии выполнено пропорциональным методом [2]. По сравнению с существующим вариантом удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии снизился на 8,4 кг у.т./ГДж, что в относительных единицах составляет 17%. Себестоимость тепловой энергии на ТЭЦ определена вычитанием из суммарных эксплуатационных затрат по источнику и сетям стоимости продаваемой электрической энергии в энергосистему по тарифу 2,4 руб./кВтч. По сравнению с отпуском теплоты только от котельных себестоимость отпущенной потребителям тепловой энергии во втором варианте с учетом транспортной составляющей снизилась на 39%.

Таблица 2. Итоговые показатели модернизации системы теплоснабжения.

Суммарная годовая экономия затрат от приобретения электрической энергии у электроснабжающей компании и модернизации котельного оборудования составляет 30,83 млн руб./год. Полученные результаты должны рассматриваться как предварительные, требующие дальнейшего уточнения по мере изменения исходных данных.

• 1. Шарапов В. И., Орлов М. Е., Ротов П. В. Совершенствование технологий теплоснабжения городов/ В. И. Шарапов, М. Е. Орлов, П. В. Ротов // Вестник СГТУ. — 2004. — № 3 (4). — С.128−138.
• 2. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций/ С. Б. Цанев, В. Д. Буров, А. Н. Ремезов. — М.: МЭИ, 2006. 584 с.