Размещено на http://www.allbest.ru/

Объединенный институт высоких температур РАН (ОИВТ РАН)

В.М. Батенин, заместитель директора,

д.т.н. Ю.А. Зейгарник, заведующий отделом,

д.т.н. В.М. Масленников, заведующий отделом,

к.т.н. Ю.Л. Шехтер, старший научный сотрудник,

г. Москва

1. Анализ перспективы развития теплофикации и централизованного теплоснабжения

При анализе перспективы потребления тепловой энергии в России большинство оценок сходятся в том, что как общее потребление тепла, так и объемы централизованного теплоснабжения будут расти весьма умеренно (темпы роста до 2030 г. составят не более 1% в год). Это будет связано с реализацией энергосберегающей политики в области потребления тепловой энергии, структурными изменениями в экономике, увеличением доли малоэтажного жилья, использующего автономное теплоснабжение, стагнацией численности населения в стране. При этом, несмотря на серьезный рост автономных источников тепла в абсолютном измерении, преобладание централизованного теплоснабжения сохранится.

Умеренный рост или даже неизменность теплового потребления будут характерны и для российских крупных городов (мегаполисов) с преобладанием многоэтажной застройки в городской черте, где рост потребления тепловой энергии с увеличением численности населения будет практически компенсироваться энергосбережением в ЖКХ и выводом промышленных предприятий за пределы города.

Более 50% централизованного тепла в России производится на ТЭЦ. Ожидаемая «стабилизация» потребления централизованного тепла проявится в том, что имеющаяся тепловая мощность существующих ТЭЦ в перспективе окажется достаточной для обеспечения тепловой энергией большинства крупных городов. Более актуальным является вопрос старения оборудования действующих ТЭЦ и определение рациональных путей его модернизации и замещения. теплофикация электроцентраль реконструкция

В последние два десятилетия в мировой энергетике произошли существенные сдвиги в техническом уровне энергетических установок. В обычной тепловой энергетике - это крупномасштабное распространение парогазовых установок (ПГУ) с электрическим КПД на уровне 55-60% при использовании природного газа и совершенствование паротурбинных установок (ПТУ) с ростом их КПД (эл.) на 4-5% (абсолютных). Это требует определенного переосмысления и корректировки ряда вопросов теплофикации и централизованного теплоснабжения в целом [1, 2].

Суть проблемы состоит в следующем. Рост КПД электрогенерирующей установки ведет к тому, что на базе каждого 1 кДж теплоты сгорания топлива вырабатывается примерно 0,5-0,6 кДж электроэнергии (подчеркнем, что выработка электроэнергии - наиболее универсального и качественного вида энергии - является основным назначением любой электрогенерирующей установки). Тем самым, для нужд теплоснабжения (с учетом потерь тепла с уходящими газами) остается всего лишь 0,4-0,3 кДж. Это не делает теплофикацию (комбинированную выработку электрической и централизованной тепловой энергии) лишенной смысла. Она, как и прежде, существенно увеличивает коэффициент использования тепла топлива (КИТТ) и снижает стоимость выработки электроэнергии и тепла, хотя и в меньших относительных размерах, чем на станции с менее экономичными электрогенерирующими установками.

В то же время на отопительной ТЭЦ соотношение отпускаемых электроэнергии и тепла, заметно изменяясь в годовом и суточном разрезах, все же является достаточно предопределенным. Более того, исходя из требований надежности снабжения теплом жилищных, коммунальных и промышленных объектов, расчетная (максимальная) тепловая мощность отопительной ТЭЦ определяется достаточно редко реализуемым условием - необходимостью обеспечения потребителя требуемым количеством тепловой энергии при сравнительно непродолжительной (несколько суток) расчетной минимальной температуре окружающего воздуха. С учетом сегодняшних реалий для средней полосы Европейской части страны это отношение расчетных тепловой и электрической мощностей ТЭЦ составляет примерно 3:1. Эта располагаемая тепловая мощность ТЭЦ в среднем используется лишь наполовину, но она в значительной степени определяет и структуру оборудования ТЭЦ, и, в известной мере, ее технико-экономические показатели. Поэтому при реконструкции действующих отопительных ТЭЦ прежде всего приходится исходить из сохранения их существующих тепловых мощностей.

2. Сравнение вариантов реконструкции ТЭЦ

В таблице приведено сравнение технических показателей нескольких вариантов реконструкции ТЭЦ. Эти оценки носят в известной мере иллюстративный характер, т.к. окончательные заключения, безусловно, должны делаться на базе детального технико-экономического анализа.

Вариант 1 отвечает типовым характеристикам ТЭЦ, сегодня находящихся в эксплуатации и построенных на базе теплофикационных паровых турбин типа Т-100 (электрической мощностью Нэ=100 МВт) с КПД преобразования тепла топлива в электроэнергию в конденсационном режиме 36%. Соотношение номинальных тепловой и электрической мощностей ТЭЦ примерно равно 3,5:1. Мощность пиковых котлов, приходящаяся на каждую турбину Т-100, составляет 180 МВт и практически равна тепловой мощности отборов этой турбины. Выработка тепловой энергии зимой оценивалась по средней зимней тепловой нагрузке, равной 1,7Нэ Зимой в часы работы ТЭЦ с электрической нагрузкой, ниже номинальной, из-за снижения расхода пара в турбину часть тепловой нагрузки передается на пиковые котлы, доля которых в суммарной выработке тепловой энергии за сезон составляет около 30%. Летом тепловая нагрузка определяется потребностями горячего водоснабжения и составляет 0,4 Нэ. Она полностью покрывается паром отборов турбин.

Расчет эффективного КПД при комбинированной выработке электроэнергии и тепла производился по известной формуле физического распределения тепла по видам энергии, удобной для сравнения ТЭЦ с вариантом раздельной выработки электричества и тепла на конденсационной станции (КЭС) и котельной:

где E - количество выработанной электроэнергии; Qт тепло сжигаемого топлива; Nт - количество тепловой энергии, отданного потребителю; з_к=0,92 - КПД котельной (пикового котла). Эта формула, разумеется, непригодна как основа коммерческих отношений с потребителями, но правильно отражает энергетические балансы установок комбинированной выработки электро- и теплоэнергии. В рассматриваемом варианте среднегодовая экономия топлива по сравнению с вариантом «ПТУ-КЭС (з_эл=36%) + котельная» составляет 183 г у.т./кВт.ч.

Обратим внимание, что годовой эффективный КПД выработки электроэнергии таким блоком благодаря работе на тепловом потреблении составляет з_эл^эф =78%. Средний зимний эффективный КПД - 88,4%. Летом, когда выработка тепловой энергии падает до нужд горячего водоснабжения, эффективный КПД снижается до 59%. В летний период в течение 3650 ч производится только около 28% годовой выработки электроэнергии.

Варианты 2-4 соответствуют разным условиям реконструкции отопительной ТЭЦ с установкой на ней ПГУ, обладающих более высоким коэффициентом преобразования тепла топлива в электроэнергию нежели турбина Т-100 (52-54% по сравнению с 36%), при этом принято типичное для современных ПГУ соотношение электрических мощностей газовой и паровой турбин 2:1.

Вариант 2 отвечает установке ПГУ на реконструируемой ТЭЦ при сохранении как отпуска тепла, поскольку сохраняется обслуживаемый потребитель, так и лимитируемой поставки природного газа в период осенне-зимнего максимума нагрузки (ОЗМ). В этом случае по условиям прохождения ОЗМ при неизменном расходе газа на 6% (до 94 МВт) снижается расчетная электрическая мощность ТЭЦ из-за увеличения на ПГУ потерь с уходящими газами, связанных с ростом коэффициента избытка воздуха в камере сгорания ГТУ по сравнению с топкой котла. Из-за снижения примерно на 2/3 по сравнению с вариантом 1 тепловой мощности отборов паровой турбины для сохранения номинальной (расчетной для ОЗМ) тепловой мощности ТЭЦ придется установить дополнительные пиковые котлы, увеличив их общую мощность со 180 до ~295 МВт в расчете на каждые 100 МВт электрической мощности.

Среднегодовой з_эл^эф ТЭЦ для варианта 2 выше, чем для варианта 1, и равен 82% в основном из-за более экономичной выработки электроэнергии в летний период (84,4% по сравнению с 59,5% в варианте 1). Летом потребная нагрузка горячего водоснабжения практически полностью обеспечивает работу такой ПГУ-ТЭЦ на тепловом потреблении.

По сравнению с вариантом 1 средняя годовая экономия топлива вариантом 2 составляет 10 г у.т./кВт.ч или 5000 т у.т./год.

Вариант 3 отличается от варианта 2 тем, что в нем увеличивается электрическая мощность, но из-за лимитирования расхода природного газа в период ОЗМ может быть покрыта меньшая расчетная тепловая мощность - 280 МВт. Мощность пиковых котлов при реконструкции остается неизменной - 180 МВт на каждые 100 МВт электрической мощности, а мощность отборов составит ~2/3 от таковой в варианте 1. То есть, этот вариант обеспечивает среднюю выработку тепловой энергии, но недостающая «резервная» на случай достаточно низких температур мощность передается в условиях единой тепловой сети на РТС или реконструируемая ТЭЦ достраивается дополнительными пиковыми котлами с расчетом их работы на резервном топливе (мазуте).

Расчетная электрическая мощность ПГУ в варианте 3 - 165 МВт. Среднегодовой эффективный КПД ПГУ з_эл^эф =80,9%. Он чуть ниже, чем в варианте 2,из-за снижения з_эл^эф как в зимний, так и в летний период вследствие меньшего числа часов выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

Среднегодовая экономия топлива по сравнению с вариантом «ПГУ КЭС + котельная» оказывается чуть ниже, чем в варианте 2 (76 г у.т./кВт.ч по сравнению с 80 г у.т./кВт.ч), однако за год вырабатывается значительно больше электроэнергии - 0,874 вместо 0,5 млн МВт.ч. ТЭЦ обеспечивает среднюю выработку тепловой энергии в течение большинства зим, хотя, повторим, необходимо гарантирование максимальной расчетной выработки тепловой энергии в холодные годы дополнительными мощностями на резервном топливе.

В варианте 4 условно сняты ограничения, связанные с лимитированием природного газа. Суммарная тепловая мощность ТЭЦ и соотношение между тепловыми мощностями отборов паровых турбин ПГУ и пиковых котлов оставлены теми же, что и в варианте 1. При КПД преобразования тепловой энергии в электрическую 52% это означает, что электрическая мощность ТЭЦ будет равна 300 МВт. В свою очередь, это приводит к тому, что такая ТЭЦ в годовом разрезе будет вырабатывать на тепловом потреблении меньше электроэнергии.

В итоге з_эл^эф такой ТЭЦ составит 71,3%, тогда как в трех рассмотренных выше вариантах он близок к 80% или даже превосходит их. В летний период з_эл^эф равен лишь 63,9%. Среднегодовая экономия тепловой энергии по сравнению с вариантом «ПГУ КЭС + котельная» снижается и составляет уже 56 г у.т./кВт.ч.

Вариант 5 приведен в качестве некоторого условного для иллюстрации преимуществ совместного производства электрической и тепловой энергии. Принято, что вся электроэнергия генерируется на конденсационной ПГУ с КПД 54% (условно принято, что КПД не зависит от нагрузки и параметров окружающей среды), а вся тепловая энергия генерируется в котельных в том же количестве, что и в варианте 1. При этом ограничения по топливу сняты.

Из приведенных данных таблицы видно, что вариант 5 (раздельная выработка электроэнергии и тепла) проигрывает как по среднегодовому удельному расходу топлива на выработку электроэнергии, так и по величине КИТТ всем альтернативным вариантам.

С увеличением коэффициента преобразования тепловой энергии в электрическую в ПГУ выгода от применения ТЭЦ по сравнению с вариантом «КЭС + котельная» перманентно снижается. Поэтому выбор оптимальной электрической мощности реконструируемой ТЭЦ с установкой на ней ПГУ и компенсацией потери тепловой мощности отборов паровых турбин пиковыми котлами или РТС нуждается в обстоятельном технико-экономическом анализе, разумеется, с учетом экологических факторов.

По-видимому, оптимальным является вариант, близкий к варианту 3, но он нуждается в некотором увеличении лимита газа, особенно в период обострения холодов.

В отдельных случаях, благодаря пониженным затратам на реконструкцию, оптимальной по стоимости производства электроэнергии может оказаться замена на действующих ТЭЦ ПТУ с достаточно высокими параметрами на аналогичные, но с модернизированными проточными частями, клапанами, котлами, вспомогательным оборудованием и тепловыми схемами и тем самым имеющими на 5-6% более высокий КПД (до 43%). Не следует также забывать, что если затраты на ремонт основного оборудования главного корпуса паротурбинной ТЭЦ за 100 тыс. ч работы составят 30-40% его начальной стоимости, то ремонт камер сгорания ГТУ с сопряженными элементами по фактическому состоянию после примерно 12,5 тыс. ч и их полная замена после 25 тыс. ч работы, как и высокотемпературного лопаточного аппарата ГТУ после 25 тыс. ч и 50 тыс. ч, соответственно, увеличивают стоимость ГТУ, как импортных, так и отечественных, в составе ПГУ примерно в 2-2,3 раза. Поэтому, тотальная замена теплофикационных паротурбинных энергоблоков на «более эффективные» парогазовые вряд ли целесообразна и требует детального экономического обоснования (по среднему годовому удельному расходу топлива варианты 1, 2 и 3 радикально не отличаются один от другого).

Заключение