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.

Наибольший вклад в обоснование и методическое оформление физического метода был внесен А. С. Горшковым, Е. Я. Соколовым, Н. М. Зингером и другими известными специалистами в области теплофикации. Данный метод, при всем своем несовершенстве, выполнял роль отраслевого стандарта более 40 лет, получив закрепление также в стандарте Украины. Однако в 1998 г., под давлением экономических обстоятельств, основные положения физического метода претерпели определенные изменения. В новой редакции отраслевого стандарта [6] в формулы физического метода введена расчетная поправка, увеличивающая удельный расход топлива на отпуск электрической энергии и, соответственно, уменьшающая расход топлива на отпуск тепла. Вносимая поправка представляет собой половину расчетной экономии тепла, возникающей вследствие комбинированного производства электрической и тепловой энергии. Расчет поправки осуществляется по приближенным зависимостям, использующим метод коэффициентов ценности тепла на основе значений энтальпии пара в отборах турбины.

Новый стандарт внес определенные сложности в процедуру расчета показателей тепловой экономичности тепловых электростанций, сделав ее еще менее прозрачной, чем ранее, поскольку к ранее используемым параметрам технологического учета добавились дополнительные данные об энтальпии пара в отборах турбин. Физическая аргументированность новой расчетной процедуры также не возросла.

Однако достоинством нового стандарта явилось то, что его применение на практике позволило приблизить расчетные показатели электрических станций к физическим и экономическим реалиям. В частности, применение нового стандарта позволило частично устранить такой изъян физического метода, как кажущаяся неконкурентоспособность ТЭЦ по отпуску тепла по сравнению с современными газовыми котлами систем централизованного теплоснабжения. Вместе с тем, удельные характеристики ТЭЦ не достигли уровня конкурентности с современными газовыми котлами децентрализованного теплоснабжения, в частности, с домовыми (дворовыми и крышными) и поквартирными котлами и водонагревателями, свободными от потерь в магистральных и распределительных тепловых сетях централизованного теплоснабжения.

В связи с этим, в 2003 г. приказом Министра топлива и энергетики был введен очередной стандарт расчета показателей тепловой экономичности ТЭЦ, основанный на применении плавающих поправок в формулы физического метода, величины которых определяются индивидуально для каждой ТЭЦ и ТЭС исходя из реальных условий их работы. Минимальные значения данных поправок определяются в данном документе на основании термодинамического метода, разработанного в Институте общей энергетики Н АН Украины [7].

Сегодня становится понятной необходимость дальнейшего совершенствования отраслевых стандартов с целью их упрощения и приведения в соответствие с законами физики, поскольку в условиях продолжающегося роста цен на природный газ острота споров о справедливых тарифах на тепловую и электрическую энергию от ТЭЦ многократно усилится.

Вместе с тем, методические усовершенствования оценки показателей тепловой экономичности последних лет касаются, главным образом, паротурбинных установок, в то время как расчет показателей теплофикационных установок прочих типов, в частности, газотурбинных установок (ГТУ-ТЭЦ) остается неизменным с 50-х гг. прошлого столетия [8]. Судя по публикациям последних лет, оценки показателей ГТУ-ТЭЦ по физическому методу производятся и поныне, находя применение также и для оценки парогазовых ТЭЦ [9]. В то же время, в литературе отмечается необходимость усовершенствования методов оценки газотурбинных ТЭЦ ввиду неприемлемости дальнейшего использования физического метода в [10].

Новый подход к оценке показателей тепловой экономичности мини-ТЭЦ на базе газовых двигателей Один из методологических подходов, удовлетворяющих требованиям простоты, объективности и прозрачности расчета показателей тепловой экономичности установок и электростанций комбинированного производства всех типов, предложен ранее в работе [10], где обоснован общий подход к оценке показателей тепловой экономичности ТЭЦ на основе закона сохранения и превращения энергии.

Цель настоящей работы состояла в анализе методических особенностей практического применения данного подхода в случае мини-ТЭЦ на базе газовых двигателей.

В соответствии с [10] расчетные формулы разделения затрат приводной энергии на производство электрической и тепловой энергии для простейшей двупродуктовой когенерационной установки имеют вид:

Qe=Q0.(E/E0); QT=Q0.(E0-E)/E0,.

где E — фактическое производство электрической энергии; E0 — теоретическое производство электрической энергии или максимально возможная техническая работоспособность рабочего тела на входе в установку; Q — фактическое производство тепловой энергии; Q0 — фактический расход приводной энергии; Qe, QT — затраты приводной энергии на получение электрической и тепловой энергии соответственно.

В соответствии с результатами работы [10] разделение затрат топлива на комбинированное производство (отпуск) электрической и тепловой энергии с учетом технологических затрат и потерь электрической и тепловой энергии на собственные нужды следует производить по формулам:

Be=B.E/(E+щ.Q), (1).

BT=B.щ.Q/(E+щ.Q). (2).

Соответствующие удельные затраты топлива на отпуск электрической и тепловой энергии определены формулами:

be=B/(E+щ.Q), (3).

bT=B.щ/(E+щ.Q)=be.щ. (4).

Коэффициент щ, присутствующий в формулах (1−4), именуется коэффициентом термодинамической ценности тепла. Как это видно из (4), он представляет собой отношение затрат приводной энергии на получение одинаковых единиц тепловой и электрической энергии в данной установке.

Коэффициент ценности тепла определяется, в общем случае, формулой:

щ = (з0-зe)/(1-зe), (5).

гдез0 — предельный КПД установки комбинированного производства; зe — фактический электрический КПД.

Все показатели, необходимые для расчета удельных характеристик когенерационных установок, кроме величины предельного КПД, относятся к параметрам внешнего или коммерческого учета. Определение данных параметров не зависит от типа и особенностей конкретной установки и подчиняется соответствующим нормам и правилам коммерческого учета потребления топлива и отпуска электрической и тепловой энергии. Что касается предельного КПД, то определение данной величины является специфичным и требует знания общих данных, характеризующих тип и общие параметры конкретной установки.

Как известно, все установки комбинированного производства реализуют внешний или внутренний подвод тепла сгорания топлива. К установкам с внешним подводом тепла относятся традиционные паротурбинные установки электростанций, работающие по циклу Ренкина. Определение удельных характеристик таких установок рассмотрено кратко в работе [10], результаты которой в определенной степени пригодны и для оценки установок с внешним подводом тепла, работающих по циклам Стирлинга.

В настоящей работе рассмотрены наиболее распространенные теплофикационные установки с внутренним сгоранием топлива — газотурбинные, работающие по циклу Брайтона (горение при постоянном давлении) и газопоршневые, работающие по циклу Отто (горение при постоянном объеме).

Под предельным КПД теплофикационной установки понимается КПД ее идеализированного рабочего цикла, соответствующего работе установки в режиме производства только электрической энергии с отводом теплоты при температуре окружающей среды. Данный цикл изображен схематически на рис. 1.

Для установок с внутренним сгоранием величина предельного КПД определяется эффективностью идеализированных процессов подготовки и сжигания топлива:

з0=E0/Q0, (6).

где E0 — максимальная техническая работа (эк-сергия) продуктов сгорания топлива за вычетом энергии предварительного сжатия компонентов топливной смеси; Q0 — тепловой эффект реакции горения.

Величина максимальной технической работы двигателей со сжиганием топлива при постоянном давлении определяется формулой:

E0=H3-H1-T1.(S3-S1)-Lc. (7).

При этом работа предварительного сжатия компонент топливной смеси определяется формулой:

Lc=H2-H10. (8).

Для двигателей со сжиганием топлива при постоянном объеме эти величины определяются формулами:

E0=U3-U1-T1.(S3-S1)-Lc, (9).

Lc=U2-U10. (10).

В формулах (7−10) приняты следующие обозначения: H, U, S — энтальпия, внутренняя энергия и энтропия рабочего тела (топливной смеси и продуктов сгорания соответственно). Нижние индексы соответствуют точкам рабочих циклов, представленных на рис. 1. Верхний индекс «0» соответствует суммарным свойствам компонент топливной смеси (топлива и влажного воздуха).

Инженерные расчеты КПД циклов двигателей внутреннего сгорания проводят обычно для условно замкнутого цикла таких машин, принимая во внимание малость различий термодинамических свойств продуктов сгорания и компонент исходной топливной смеси.

При этом предельный КПД всех циклов внутреннего сгорания может быть выражен единой формулой:

з0=1-(T1/Q0).(S (T3, p3)-S (T2, p2)). (11).

Теплота реакции горения определяется в (11) по низшей рабочей теплотворности топлива:

Q0=B.Qнр. (12).

Данная формула содержит величину теоретической температуры горения, подлежащую расчету, исходя из фактических значений параметров работы анализируемой установки.

Точный расчет температуры горения, представляющий определенную сложность, удобно выполнять на компьютере с использованием технических характеристик анализируемой установки, перечисленных в табл.1.

Алгоритм расчета предельного КПД установки состоит в следующем. Теоретическая температура горения при постоянном давлении может быть определена из уравнения теплового баланса процесса горения как функция температуры предварительного сжатия:

По величине теоретической температуры горения T3 производится последовательный расчет энтальпии и энтропии сгоревшей топливной смеси, предельного термического КПД, а затем — коэффициента термодинамической ценности тепла по формуле (5).

Функциональные зависимости термодинамических свойств компонент топлива и продуктов сгорания от температуры получены методом аппроксимации табличных данных, представленных в [11].

Расчет цикла постоянного объема производится так же, однако вместо энтальпий используются соответствующие значения внутренней энергии газов.

В качестве примера на рис. 2 представлены результаты расчета зависимостей предельного КПД газотурбинного цикла Брайтона на природном газе от степени повышения давления и коэффициента избытка воздуха.

Результаты расчета коэффициентов термодинамической ценности тепла, как и расчетные оценки удельных характеристик ряда практически используемых газотурбинных установок НПО «Заря-Машпроект», проведенные на основании расчетов предельных КПД, представлены в табл. 2.

Из представленных данных видно, что величины коэффициентов ценности тепла для всех рассмотренных установок, несмотря на существенные различия в параметрах их работы, близки к 0,5.

Таблица 2. Расчет коэффициентов ценности тепла по данным газотурбинных установок НПО «Заря-Машпроект».

Соответствующие расчеты предельных КПД установок цикла Отто на природном газе представлены на рис. 3.

Расчеты коэффициентов термодинамической ценности тепла и удельных показателей некоторых когенерационных установок на основе газопоршневых двигателей с использованием найденных значений предельного КПД цикла Отто показывают, что характерные величины коэффициентов ценности тепла для таких установок изменяются в пределах 0,6−0,7. При этом для ориентировочных расчетов показателей таких установок может быть принят коэффициент ценности 0,65.

Следует отметить, что графическая форма выражения предельных КПД установок циклов Брайтона и Отто имеет отображение в виде аппроксимационных зависимостей логарифмического вида, пригодных для установок на определенном виде топлива.