Размещено на http://www.allbest.ru/

Универсальная энергетическая характеристика ТЭЦ

Автор Богданов А.Б. www.exergy.narod.ru

Электронный адрес: exergy@list.ru

Омская ТЭЦ-6

В практике работы энергетических систем часто возникает вопрос о необходимости распределения электрической и тепловой нагрузки между тепловыми электростанциями, ТЭЦ и котельными. Вопрос распределения электрической и тепловой нагрузки различного качества является сложной, многовариантной задачей. Сложность решения обусловлена необходимостью анализа допустимых сочетаний тепловой и электрической нагрузок, режимных факторов, ограничений в поставке видов топлива. Хотя теоретические подходы к комплексному решению задачи известны, но материалов для практических расчетов по учетом качества тепла недостаточно. Существующие на сегодня нормативные документы, инструкции основанные на применении "физического" метода распределения затрат топлива на тепловую и электрическую энергию [1] не отвечают процессу производства энергии, совсем запутали технический анализ, поменяли местами причину и следствие, что в конечном итоге стало приводить к деградации высокотехнологичного способа производства энергии на ТЭЦ.

Для выявления сути комбинированного производства тепловой и электрической энергии и для практического решения задачи по снижению затрат топлива при производстве энергии представлены результаты расчета универсальной энергетической характеристики ТЭЦ, основанной на методе расчета относительного прироста топлива на прирост тепловой нагрузки.

Метод расчета относительного прироста топлива на прирост тепла

Метод определения прироста (МОП) топлива на прирост тепловой и электрической нагрузки основан на результатах математической обработки диаграммы режимов турбины. Диаграмма режимов является высокоточным инструментом, взаимно увязывающим 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, мощность теплового потребителя, расхода пара на турбину, диаграмма режимов 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 данной работе 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 (УТМЗ) [2](разработчики Е.И. Бененсон, ГД. Баринберг).

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

Диаграмма режимов для турбины типа "Т" выражается зависимостью

F [Gt, Ne, Qtf, Tts] = 0 (1)

Диаграмма отражает три основных режима работы турбоагрегата:

конденсационный режим работы турбоагрегата;

теплофикационный режим работы по тепловому графику;

совместный теплофикационно-конденсационный режим работы по электрическому графику с пропуском пара в конденсатор.

На основании диаграммы режимов для турбины Т-185/215 составлены математические уравнения, отражающие качественные и количественные базовые соотношения:

расход пара для конденсационного режима работы Gk в зависимости от электрической мощности турбины Nk

Gk(i)=A₁*Nk(i) + B₁ [тонн/час] (2)

максимальной электрической мощности на тепловом потреблении Ntf в зависимости от тепловой мощности теплофикационного отбора Qtf и температуры сетевой воды Tts

Ntf(i)= (A_2*Tts(i)+B₂)*Qtf(i) - (C_2*Tts(i) - D₂) [МВт] (3)

расход пара на турбину Gtf в зависимости от максимальной электрической мощности на тепловом потреблении Ntf и температуры сетевой воды Tts

Gtf(i)= (A_3*Tts(i)+B₃)*Ntf(i) - (C_3*Tts(i) - D₃)[ тонн/час] (4)

коэффициент взаимной связи тепловой и электрической мощности определяемый как отношение приростов возможной максимальной теплофикационной нагрузки тепловых сетей Qtf к приросту максимально возможной электрической мощности на тепловом потреблении к приросту Ntf в зависимости от значения электрической мощности Ne и температуры сетевой воды Tts

Ktfm(i) =Qtf (i)/Ntf(i) =(-0.035*Tts+0.04*Ne+13.2) [Гкал/МВт] (5)

расчетная электрическая мощность турбины Ntfr при работе по электрическому графику в зависимости от: электрической мощности Ne, нагрузки тепловых сетей Qts, температуры сетевой воды Tts и коэффициента связи взаимной связи электрической и тепловой мощности Ktfm:

Ntfr(i)=Ne(i)-(Qtf(i)-Qts(i))/Ktfm(i) (6)

расход пара на турбину Gt при работе по электрическому графику

Gt(i)= (A_4*Tts(i)+B₄)*Ntfr(i) - (C_4*Tts(i) - D₄) (7)

Разница между энтальпией пара Io и энтальпией питательной воды Iv в зависимости от расхода пара на турбину Gt

I(i)=(Io(i)-Iv(i))=(-0.000108*Gt(i)+0.6724) [ккал/кг] (8)

Где: A_j, B_j, C_j, D_j,-расчетные постоянные для i-j режимов работы турбины

На основании диаграммы режимов для различных сочетаний тепловой и электрической энергии подсчитаны расходы абсолютные величины расхода условного топлива на отпуск тепловой и электрической энергии для 3-х вариантов:

Комбинированное производство тепла и электроэнергии на ТЭЦ с турбиной Т-185/215-130;

Раздельное производство электроэнергии на ГРЭС с турбиной К-300-240 и раздельное производство тепловой энергии на районной котельной;

Раздельное производство электроэнергии на теплофикационной турбине Т-185/215 по конденсационному режиму и раздельное производство тепловой энергии на районной котельной.

Примеры расчета относительных приростов топлива на прирост нагрузки приведены в таблицах 1,2,3. Для учета влияния многофакторных 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. Так, при тепловой нагрузке 200Гкал/час процент расхода топлива на собственные нужды принимается 10.8%, а при нагрузке 500Гкал/час расход топлива на собственные нужды составляет 5.8%. Для всех вариантов расчета, кпд котла брутто принято постоянной величиной равной 90%

На основании вышеприведенных уравнений посчитаны энергетические характеристики для турбины Т-185/215, установленной на Омской ТЭЦ-5. Алгоритм расчета показателей показан в таблицах 1-5.

Таблица 1. Пример расчета прироста топлива на прирост тепловой нагрузки теплосети, при постоянной электрической нагрузке

Электрическая мощность принята постоянной - Ne=215.3 МВт Температура сетевой воды принята постоянной - Tts=80С
Нагрузка теплофикационного отбора	Гкал/час	320	280	240	200	160	120	80	40
Расход топлива	Т.у.т/час	85.83	84.75	83.67	82.58	81.48	80.36	79.24	78.11
Прирост топлива на прирост тепловой нагрузки	кг.у.т/Гкал	26.73	26.96	27.20	27.44	27.69	27.93	28.17	28.41
Удельный расход топлива на тепло.	кг.у.т/Гкал	27.57 Принимается равный среднему приросту топлива на тепло в интервале тепловых нагрузок
Удельный расход топлива на электроэнергию	гр/кВт*час	359	359	359	358	358	358	358	358
Коэффициент полезного использования топлива (КПИТ)	%	84.08	78.40	72.56	66.63	60.51	54.24	47.80	41.17

Проведя анализ многочисленных расчетов можно принять допущение, что в диапазоне нагрузок от 20 до100%, удельный расход топлива на тепло принимается равным приросту удельного расхода топлива на прирост тепловой нагрузки.

Принятие этого допущения означает согласие аналитиков топливоиспользования на то, что потери с холостым ходом турбины необходимо относить только на электроэнергию, а не на тепло. Этот согласие обосновывается логическим смыслом и назначением высокопотенциального энергетического оборудования. Так, высокопотенциальные энергетические котлы и паровые турбины предназначены для получения высококачественной, превращаемой механической (электрической) энергии, а не для получения отработанного пара низких параметров. Для получения низкокачественного пара низких параметров достаточно применить редукционно-охладительные установки (РОУ) или же сжигать топливо в котлах низкого давления. Если же заказчики энергетических технологий сознательно идут на ухудшение качества получаемой механической (электрической) энергии, то это делается только с целью повышения суммарного коэффициента полезного использования топлива при комбинированном производстве высококачественной и низкокачественной энергии.

Таблица 2 . Пример расчета удельного расхода топлива на электрическую мощность при постоянной тепловой нагрузке

Тепловая мощность принята постоянной - Q=120Гкал/час Температура сетевой воды принята постоянной - Tts=80С
Электрическая нагрузка турбины потребителя	Мвт	220	200	180	160	140	120	100	80
Расход топлива	тут/ч	78.46	72.69	66.68	60.42	53.92	47.17	40.16	33.04
Удельный расход топлива на тепло (принимается равным приросту)	кг.у.т/Гкал	26.73	28.28	29.91	31.59	33.34	35.17	37.08	37.45
Топливо: - на тепло	тут/ч	3.21	3.39	3.59	3.79	4.00	4.22	4.45	4.49
-на электроэнергию	тут/ч	78.46	72.69	66.68	60.42	53.92	47.17	40.16	33.09
Удельный расход топлива на электроэнергию	гр/кВт*час	357	363	370	378	385	393	402	414
Коэффициент полезного использования топлива (КПИТ)	%	54.09	54.83	55.87	57.31	59.29	62.05	65.97	71.77

Таблица 3. Пример расчета прироста топлива на прирост температуры сетевой воды при постоянной тепловой нагрузке и постоянной электрической нагрузке

Электрическая мощность принята постоянной - Ne=180 МВт Нагрузка сетевой воды принята постоянной - Qts=200Гкал/час
Температура сетевой воды	С	120	110	100	90	80
Расход топлива	Т.у.т/час	78.51	76.12	74.82	73.60	72.68
Прирост топлива на прирост температуры на 10С	т.у.т/час	2.39	1.3	1.22	0.92	0.94
Прирост топлива на прирост температуры 1С	%*С	0.314	0.173	0.166	0.127	0.131
Усредненный прирост в в интервале 120-80С	%*С	0.2005
Рост расхода топлива при 120С против 80С	%	(78.51-72.68)*100/72.68=8.02%

Выводы по анализу прироста удельных расходов топлива на тепло

Для рабочего диапазона тепловых и электрических нагрузок прирост расхода топлива на прирост тепла составляет очень низкое значение! Всего 27-48 кг.у.т/Гкал. против теоретически необходимого 143 кг.у.т./Гкал, что соответствует КПД 530-300% Данный пример является проявлением второго начала термодинамики и соответствует расчетам технико-экономических показателей по "эксергетическому" методу. Наглядно видно, что для отпуска дополнительной одной единицы тепловой энергии с сетевой водой 80-120 требуется всего 19-33% высококачественной первичной энергии с топливом! Этот результат не укладывается в рамки существующего нормативного документа по расчету тепловой экономичности работы ТЭЦ, опирающегося на "физический" метод [1];

Удельный расхода топлива на тепло (прирост) зависит только от температуры сетевой воды и от электрической нагрузки турбоагрегата. Рост температуры сетевой воды от 80С до 120С вызывает рост удельного расхода топлива на 9-14% (с 27до 30 кг.у.т/Гкал при 220мвт, и с 42 до 48 кг.у.т/Гкал при 40мвт) При снижении электрической нагрузки происходит значительный рост удельного расхода на 55-60% (с 27 до 42 кг.у.т/Гкал при температуре 80С и с 30 до 48 кг.у.т/Гкал при температуре 120С)

Удельный расхода топлива на тепло (прирост) зависит только от качественного показателя- температуры нагреваемой воды и не зависит от количественного показателя -величины теплофикационной нагрузки турбины.

Потеря экономичности теплофикационной турбины Т-185/215 при работе в конденсационном режиме по сравнению с конденсационной турбиной К-300. при максимальной нагрузке 215 мвт составляет 9.3% (364 против 333гр/квтч). При минимальной нагрузке в 40 мвт экономичность снижается всего на 5.8% (450 против 425 гр./квтч)

Повышение температуры сетевой воды при постоянной электрической и постоянной тепловой нагрузке приводит к снижение экономичности по использованию топлива от 0.127 до 0.314 % на 1 градус. (таблица 3)

Удельный расход условного топлива на электроэнергию (так же, как и на тепло) зависит только от двух показателей: а) от уровня электрической нагрузки и б) от температуры сетевой воды. Снижение электрической нагрузки от максимальной 215 Мвт до минимальной 40 Мвт вызывает рост удельного расхода топлива на 19-64% (с 358 до 425гр/квтч при 80С и с 380 до 625гр.у.т/квтч при 120С). Рост температуры сетевой воды с 80 до 120С вызывает рост удельного расхода на 17-47 % (с 358 до 380 гр.у.т/Гкал при 220 Мвт, и с 425 до 625гр.у.т/квтч при 40Мвт).

Удельный расход топлива на производство тепловой и электрической энергии находится в зависимости от качественного показателя - температуры нагреваемой сетевой воды и от электрической нагрузки. Этот вывод позволяет производить расчет расхода топлива на комбинированное производство по универсальной формуле:

В =В_ээ + В_тэ= b_ээt*N + b_тэt*Q , (8)

где b_ээt b_тэt - удельные расходы топлива на электроэнергию и тепловую энергию в зависимости от нагрузки турбины и температуры сетевой воды, определенные по универсальной энергетической характеристике. В таблице 4 приведены примеры расчета расходов топлива на ТЭЦ.

Табл. 4. Примеры расчета экономии расхода топлива при распределении мощностей для существующих источников (т.у.т.)

Пример 4.1 Определить изменение экономичности а)при снижении электрической нагрузки от 200 Мвт до 130 Мвт и б) при повышении температуры сетевой воды от 80 до 120С
		N=200 Мвт Q=200 Гкал/час	N= 130 Мвт Q=200 Гкал/час	а)Перерасход топлива при снижении электрической нагрузки
Температура теплосети 80С
на эл.энергию	Вээ	200*0.362=72.4	130*0.385=50.05	200(0.385-0.362) = 4.6
на тепло	Втэ	200*0.0285=5.7	200*0.0345=6.9	200(0.0345-0.0285) = 1.2
Сумма	В	78.1	56.95	Перерасход 5.8т.у.т или 5.89%
Температура теплосети 120С
на эл.энергию	Вээ	200*0.388=77.6	130*0.435=56.55	200(0.435-0.388) = 9.4
на тепло	Втэ	200*0.032=6.4	200*0.0396=7.92	200(0.0396-0.0392) = 1.52
Сумма	В	84.0	64.47	Перерасход 10.92т.у.т или 13%
б) Экономия за счет снижения температуры сетевой воды от 120С до 80С
на эл.энергию	Вээ	77.6-72.4=5.2	56.55-50.05=6.5
на тепло	Втэ	6.4-5.7=0.7	7.92-6.9=1.02
Сумма	В	5.9 или 7.55%	7.52 или 13.2%
Пример 4.2. Определить снижение экономичности работы ТЭЦ при работе с частичными нагрузками. В работе две турбины Т-185 по 2*100=200Мвт 2*100=200Гкал/час при 120С против работы одной турбины с нагрузкой 200Мвт и 200Гкал/час в примере 4.1
на эл.энергию	Вээ	2*100*0.465=93	93-77.6=15.4 или 19.8%
на тепло	Втэ	2*100*0.042=8.4	8.4-6.4=2.0 или 31.2%
Сумма	В	101.4	101.4-84=17.4 или 20.7%
Пример 4.3 Определить экономию топлива при передаче нагрузки котельной 60 Гкал/час на турбину N= 170 мвт и Q=200Гкал/час Т= 80С.
А) Без учета дополнительной выработки электроэнергии	N=150Мвт Q=200 Гкал/час Q кот.=60Гкал/час	N= 150Мвт Q=260 Гкал/час Q кот.=0.0
на эл. энергию	Вээ	150*0.382=57.3	150*0.382=57.3	0.0
на тепло	Втэ	200*0.0327=6.54	260*0.0327=8.5	+1.96
Сумма ТЭЦ	В	63.84	65.8	+1.96
Котельная	Втэ	60*0.165=9.9	0.0	-9.9
Сумма ТЭЦ и котельная	В	73.74	65.8	экономия 7.94 или 80.2% от передаваемого тепла
Б) С дополнительной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении	N=150Мвт Q=200 Гкал/час Q кот.=60Гкал/час	N= 180Мвт Q=260 Гкал/час Q кот.=0.0	Дополнительная выработкой электроэнергии на тепловом потреблении 60Гкал*0.5мвт/Гкал=30Мвт
на эл. энергию	Вээ	150*0.382=57.3	180*0.370=66.6	180(0.382-0.370)=2.16
на тепло	Втэ	200*0.0327=6.54	260*0.0302=7.85	260(0.0327-0.0302)=0.65
сумма			74.45	2.16+0.65=2.81
Итого: экономия с учетом дополнительной выработки энергии на тепловом потреблении составляет 10.75 т.у.т, что на 8.6% больше, чем было сожжено топлива на котельной - 9.9 тонн	2.81+7.94=10.75
Прирос топлива на дополнительно выработанную электроэнергию- 30 мвт на тепловом потреблении 60Гкал/час на ТЭЦ и на ГРЭС составил: а).на Т-185/215 Омской ТЭЦ-6 74.45-73.74 = 0.61т.у.т б).на К-300 в г. Ермаке 180*0.34-150*0.35=61.2-52.5 = 8.7 т.у.т

Пример 4.1. Видно, что рост температуры сетевой воды ведет к росту расхода топлива до 13%, но и в этом случае прирост удельного расхода топлива на тепло на ТЭЦ будет в 5 раз ниже, чем на котельной: 32.0 против 165кг/Гкал универсальный энергетический характеристика турбина

Пример 4.2 Наглядно видно насколько выгоднее работать как можно с большими электрическими нагрузками на турбинах. Не знание этого факта, приводит к "размазывание" электрической и тепловой нагрузки на две турбины, что в итоге ведет к перерасходу топлива на 20.7%. Потеря электрических и тепловых потребителей ведет к снижению технической экономичности в квадратичной зависимости, а экономические показатели при этом ухудшаются в кубической зависимости!

Пример 4.3 Как ни парадоксально, но наглядно видно, что передача тепловой нагрузки с котельных на турбины ТЭЦ вызывает экономию топлива даже больше, чем его необходимо для работы котельной - 108.6% На дополнительно выработанную электрическую мощность 30 мвт на теплофикационной турбине в г. Омске необходимо всего 0.61 т.у.т/ч, а для конденсационной турбине на Ермаковской ГРЭС надо 8.7т.у.т/ч

Коэффициент полезного использования топлива (КПИТ)

Опыт расчетов показывает, что применение таких показателей, как удельный расход топлива на тепло и на электроэнергию для случаев комбинированного производства энергии явно недостаточно. Наиболее полным и обобщающим показателем для выбора энергетической стратегии, обеспечения максимального экономии топлива, является коэффициент полезного использования топлива (КПИТ).

_ти= (N*0.86 +Q)/(B_ээ +B_тэ)*7 (9)

_ти =F (С_пП, С_хПр, N,Q,T, P) (10)

_ти- КПИТ - это универсальный показатель, характеризующий эффективность комбинированного потребления (производства) тепловой и электрической энергии в зависимости от:

С_пП - способа потребления тепловой или электрической энергии;

С_хПр - схемы производства тепловой электрической энергии;

N - электрической мощности;

Q - тепловой мощности;

Т. Р - температуры воды или давления пара для потребителя.

КПИТ является тем обобщающим показателем, который характеризует способность потребителя и производителя комбинированной тепловой и электрической энергии к выбору энергоэффективной технологии потребления и производства энергии.

Влияние показателей на эффективность использования топлива -КПИТ:

от способа потребления тепловой и электрической энергии;

от способа производства тепловой и электрической энергии;

от сочетания тепловой и электрической нагрузки как для комбинированного производства энергии;

от температуры сетевой воды для теплофикационной турбины. Для раздельного способа производства тепловой и электрической энергии температура сетевой воды практически не влияет на экономичность производства.

Степень влияния этих показателей приведена на примере табл.5

Табл. 5 Пример расчета экономии расхода топлива от способа потребления энергии (т.у.т.)

Пример 5. Определить экономию топлива за счет строительства Омской ТЭЦ-6 и счет сокращения перетока энергии 350 Мвт от ГРЭС, при наличии теплового потребителя 600Гкал/час.
		а) Раздельное производство	б)Комбинированное производство	Экономия
Сравниваются 2 варианта: а) Раздельно ГРЭС с двумя турбины К-300 с нагрузкой 175 Мвт и в Омске две котельных по 300 Гкал/час.б) Комбинированно на ТЭЦ- две турбины Т-185 с нагрузкой 175 Мвт и 300Гкал/час с нагревом до 80С.
КПИТ	%	55.8	83.0
Расход топлива	т.у.т/час	2*(175*0.86+300) / 0.558*7= 2*115.3=230.6	2*(175*0.86+300) /0.83*7= 2*77.5=155	230.6-155=75.6 или 48.8% от комбинированного способа

Пример 5 показывает, что для Омска сокращение расхода топлива за счет организации комбинированного потребления энергии в отопительный сезон составляет 400 тыс. тут/год.

Степень технического совершенства потребителей тепловой и электрической энергии должна определятся по коэффициенту полезного использования топлива _ти. КПИТ - это тот обобщенный универсальный показатель, который определяет степень технологической грамотности при решении задач по энергосбережению как для потребителей, так и для производителей тепловой и электрической энергии. В настоящее время в практике расчетов и нормирования коэффициент полезного использования КПИТ используется недостаточно широко. Отсутствуют методики расчета эффективности как для потребителей тепловой и электрической энергии - КПИТ_{потребителя,} так и для производителей тепловой и электрической энергии - КПИТ_{производителя}. Внедрение КПИТ_{потребителя} позволит на законном основании требовать снижение тарифов для тех потребителей, которые обеспечивает комбинированное производства тепловой и электрической энергии (население городов, промышленные предприятия, потребляющие тепло от ТЭЦ). И наоборот, те потребители, которые имеет низкое значение КПИТ, должны платить за энергию по самым высоким тарифам в 1.5-2 раза дороже!.

КПИТ - это тот показатель энергетической эффективности, который необходимо использовать для нормирования энергопотребления для крупных потребителей тепловой и электрической энергии, для формирования энергосберегающей политики предприятий, региона, города.

О методе формирования тарифов на тепловую и электрическую энергию

Существующие на сегодня методы распределения затрат (физический, энергетический) не отражают технологию производства и не отвечают рыночным экономическим условиям. Если физический метод и был допустим в период плановой экономии, когда совокупный эффект от работы ТЭЦ централизованно перераспределялся и выбор метода не имел принципиального значения, то с переходом к рыночным отношениям он совершенно недопустим. Эксергетический метод и предлагаемый метод относительных приростов, полностью отражают технологию производства, но также не отвечают рыночным условиям. Какой же выход из сложившейся ситуации?

Выход один: Технический анализ и отчетность при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии необходимо отделить от политического влияния.

Для анализа эффективности технологических схем, выбора технических решений, распределения тепловой и электрической энергии, для технической отчетности, необходимо использовать методы, полностью отражающие суть комбинированного производства энергии, такие как предлагаемый метод относительных приростов или эксергетический метод. Организационная и техническая политика энергосистем и ТЭЦ должна строиться на максимально использовании эффекта теплофикации.

Для решения экономических задач, связанных с определением себестоимости, цены на энергию, необходимо исходить из принципа равенства затрат на производство и транспорт электроэнергии относительно конечного потребителя. Принцип равенства означает что, затраты на производство и транспорт электроэнергии от ТЭЦ принимаются равны затратам на производство и транспорт электроэнергии от "эквивалентной КЭС" предложенным Вагнером в 1968г [4]. Оставшиеся экономия от комбинированной выработки энергии должна относится на удешевление производства и транспорт тепловой энергии от ТЭЦ. Метод "эквивалентной КЭС" полностью совпадает с методом распределения затрат, применяемый в США, где в 1978 г был введен закон PURPA. По этому закону стоимость электроэнергии производимой на ТЭЦ или на других источниках (ветровые, гидравлические, мини-ТЭЦ), необходимо оценивать по затратам на электроэнергию на крупных современных ГРЭС. Энергосистема обязана покупать электроэнергию у независимых потребителей по такой стоимости, которая соответствует стоимости сооружения и эксплуатации новой мощности в системе. Этот закон считается наиболее успешным энергетическим законом в истории США. Он обеспечил значительную экономию топлива, ускорил постройку новых ТЭЦ и альтернативных электростанций.

Почему высокотехнологичные ТЭЦ России стали неконкурентоспособными - об этом наглядно и убедительно написано в статье [3]. Это завышенные потери в магистральных, и особенно, в локальных сетях, это плановое государственное недофинансирование бюджетных организаций, это недостаточное развитие системы учета и контроля тепловой энергии и т.д. Но все это следствие, а причина заключается в том, что существующий метод анализа при формировании тарифов на энергию не отвечает всему разнообразию технологий производства тепловой и электрической энергии [5]. Беда в том, что планирование, учет и калькуляция электрической и тепловой энергии до настоящего времени основано на инструкции 1970 года, не отвечающей рыночным условиям.

Недостаток существующего ценообразования заключается в том, что цена не отражает качество энергии. Если для котельной нет принципиальной разницы, когда производится тепло - летом или зимой, то для ТЭЦ это различные технологии. Если летом для горячего водоснабжения можно использовать бросовое тепло, поступающее на градирни ТЭЦ, то зимой для отопления жилья отработанного тепла уже не хватает, и необходимо затрачивать дополнительные первичные источники энергии. Если же летом тепло от ТЭЦ не купят, то она все равно это тепло выбросит в окружающую среду, или же просто остановится в вынужденный резерв из-за отсутствия теплового потребления. Одна их основных ошибок существующего метода ценообразования заключается в том, что для простоты расчета рассчитываются не конкретные тарифы для характерных режимов энергоснабжения, а средневзвешенные, среднегодовые тарифы.

Абсурдность существующих тарифов заключается и в том, что цена не отражает количество потребленной энергии по времени [6]. Так, при равномерном потреблении 1000 Гкал в течение года достаточно источника тепла с мощностью 0.11 Гкал/час. Для производства этого же количества тепла, требуемого для того, чтобы обеспечить зимний максимум нагрузок за расчетную пятидневку требуется уже 8.3 Гкал/час. Разница мощностей установленного оборудования составляет 73-кратную величину. Соответственно нужны дополнительные специалисты, площади, оборудование. Оборудование находится в резерве 97% времени и работает только 3% времени, а стоимость покупки энергии одинакова в обоих случаях!

Согласно экономической теории для того, чтобы способствовать всеобъемлющему коллективному оптимуму в рыночных условиях, коммунальное предприятие-монополист (АО-энерго) должно придерживаться трех правил ценообразования: а) удовлетворение спроса; б) сведение к минимуму производственных затрат; в) продажа по маргинальной цене (по предельным издержкам). Про маргинальное ценообразование говорят только на курсах повышения квалификации, но утвержденных методических указаний по определению маргинальной цены различных для различных видов энергии пока нет.

Выводы

Универсальная энергетическая характеристика ТЭЦ, построенная на основании расчета относительного расхода топлива на тепло, позволяет осуществить качественный анализ технико-экономических показателей работы ТЭЦ, адекватно отражающие технологию комбинированного производства энергии. Метод относительного прироста позволяет наглядно выявить и оценить квадратичную зависимость технической экономичности и кубическую зависимость экономических показателей от уровня использования эффекта теплофикации

Существующая система нормирования технико-экономических показателей теплофикационных турбин, основанных на "физическом" методе распределения затрат, искусственно привязанных к количественным показателям, не отражают технологическую суть комбинированного производства тепловой и электрической энергии и не отвечает существующим рыночным условиям.

Предлагаемый в настоящей статье метод определения удельных расходов топлива на тепловую энергию, основанный на определении приростов топлива на тепло отвечает второму началу термодинамики, по сути отражает эксергетический метод расчета, но без применения дополнительных термодинамических величин таких как энтропия, эксергия. Метод относительного прироста дает качественную оценку экономичности работы тепловой схемы от качественных показателей - температуры нагреваемой сетевой воды, давления в теплофикационных, производственных отборах, степени электрической загрузки турбины.

В системе анализа и нормирования расходов топлива необходимо внедрение дополнительного показателя - коэффициента полезного использования топлива КПИТ. Этот показатель должен быть применен отдельно для потребителя - КПИТ_{потребителя,} и отдельно для производителя тепловой и электрической энергии - КПИТ_{производителя.}

На основании технического анализа необходимо разрабатываться технологические нормативы, организационные и технические мероприятия, направленные на повышение экономичности работы технологического оборудования. Применять же результаты технического анализа для решения экономических задач, связанных с определением цены тепловой и электрической энергии, без осмысления сути и смысла комбинированного производства энергии нельзя. Для решения экономических задач, связанных с определением себестоимости, цены на энергию необходимо исходить из принципа равенства затрат на электроэнергию с применением метода "эквивалентной КЭС"

ТЭЦ - это высокие технологии. Маргинальное ценообразование, отвечающее рыночным условиям с применением метода относительного прироста (МОП), отвечающей технологии производства энергии, позволит восстановить теплоэнергетику регионов на достойное место.

Литература

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;

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

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

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

Богданов А.Б. "Маргинальные тарифы на тепловую энергию". «Энергия» №5, 1998.

Богданов А.Б. "Теплофикации нет альтернативы. Виноват метод анализа" 25 страниц, 1999 г. Электронная версия на сайте РАО ЕЭС: http://www.rao-ees.ru/ru/energo_sber/teplo.htm

Аннотация

На основании анализа диаграммы режимов теплофикационной турбины построена универсальная энергетическая характеристика удельных расходов топлива на электроэнергию и тепловую энергию в зависимости от нагрузки и температуры сетевой воды, отвечающая второму началу термодинамики.

Размещено на Allbest.ru

...