Размещено на http://www.allbest.ru/

Об удельном расходе топлива на выработку ТЭЦ тепловой энергии

История

Первая ТЭЦ появилась в России 110 лет назад. Удельный расход топлива на производство тепла от нее принимался равным нулю, т.к. система отопления фактически выполняла функцию охлаждающего устройства, необходимого для производства электроэнергии. Включение и отключение отопительной нагрузки никак не влияло на расход топлива, используемого для выработки электроэнергии.

"По физике", такая же ситуация сохранилась до сегодняшнего дня применительно к противодавленческим паровым турбинам, используемым для целей теплоснабжения. Ее можно сравнить с отоплением салона автомобиля сбросным теплом двигателя, когда оно либо теряется в радиаторе (сухой градирне), либо полезно используется без влияния на расход топлива в двигателе.

В современных паровых турбинах пар срабатывается до давлений, соответствующих вакууму, и температура его оказывается ниже необходимой для подогрева сетевой воды. Для целей теплоснабжения приходится отбирать пар более высокого давления с некоторым снижением выработки электрической энергии. В соответствии с техническими характеристиками таких турбин, подключение дополнительной тепловой нагрузки приводит к увеличению расхода топлива на 45-60 кг/Гкал.

В конце 30-х годов прошлого века в СССР был принят физический метод разнесения экономии топлива между тепловой и электрической энергией (ранее метод МЭС). В соответствии с ним, основная часть экономии относилась на электрическую энергию, а удельные расходы по теплу были установлены на уровне 155 кг/Гкал. Так как стоимость и тепловой, и электрической энергии определялась не по рыночным принципам, применение физического метода преследовало не экономическую цель, а использовалось для доказательства преимуществ социалистического метода хозяйствования (экономичность выработки электроэнергии на советском оборудовании по сравнению с показателями электростанций США).

К средине 90-х годов РАО ЕЭС столкнулось с массовым отключением потребителей тепла. Анализ показал, что причиной является не только перекрестка между бытовыми и промышленными потребителями, но и чрезмерная топливная составляющая в тарифах на тепло, превышающая уровень замещающей локальной котельной (с учетом потерь в тепловых сетях). В результате был реализован постепенный переход к пропорциональному методу. Удельные расходы топлива по теплу снизились, а по электроэнергии выросли, но остались в теплофикационном режиме меньше, чем на ГРЭС или в среднем по отрасли.

Реальные режимы работы ТЭЦ

Существенной проблемой принятой отчетности и построенного на ней тарифообразования является то, что ТЭЦ рассматривается только как единое производство, хотя по факту, кроме совместного технологического цикла производства тепла и электроэнергии на большинстве станций присутствует и их раздельное производство.

Часть тепловой энергии вырабатывается либо пиковыми водогрейными котлами, либо энергетическими, с дросселированием давления пара и подогревом сетевой воды в пароводяных бойлерах. Региональные службы по тарифам, рассматривая ТЭЦ как единое целое, принимают к расчетам удельные расходы топлива по теплу как для комбинированной выработки. Превышение потребления топлива от производства тепла в режиме котельной приходится перераспределять на электроэнергию, и, если производство ее по сравнению с теплом небольшое, то удельные показатели потребления топлива на выработку электроэнергии оказываются запредельно высоки. тепловой топливо энергия

Получается парадоксальная ситуация - турбины "по физике", не зависимо от их возраста и рабочего давления, работают в суперэкономичном режиме, а "по экономике" получаются расточительными и убыточными.

Часть электрической энергии вырабатывается в конденсационном режиме как на ГРЭС, без полезного использования тепла и сбросом его в градирни, либо в водоем. В целом по стране половина отпуска электроэнергии от ТЭЦ производится без полезного использования сбросного тепла и теряется в градирнях или водоемах, а реально, в режиме комбинированной выработки, загружено только 1/3 мощности теплофикационного оборудования.

Проблема в том, что ТЭЦ изначально не предназначены для работы в базовом конденсационном режиме, и в нем всегда будут проигрывать по экономичности ГРЭС. Их нельзя и не надо сравнивать, у них просто другая задача. ТЭЦ строились исключительно для обеспечения совместных городских нагрузок по теплу и электроэнергии, с существенной экономией на топливе и сокращением потребности в федеральных ЛЭП.

Обычная ТЭЦ в конденсационном режиме крайне расточительна, соответственно, рынком такая электроэнергия закупается только в пиковые периоды потребления, а для участия в пике приходится держать оборудование во вращающемся горячем резерве, еще более увеличивая удельные расходы топлива. Только за счет повышения удельного расхода топлива на тепло обеспечить экономичность конденсационной выработки бесполезно.

С другой стороны, в теплофикационном цикле можно установить даже для паротурбинного оборудования расход топлива на выработку тепловой энергии на уровне 130 кг/Гкал и иметь весьма конкурентный уровень расходов топлива на производство электроэнергии 230-260 г/кВтч. Но за счет теплофикационной выработки невозможно обеспечить прибыльность всей мощности ТЭЦ, представляющей из себя большей частью чрезвычайно неэффективную конденсационную мощность.

Сегодняшние показатели

С 1990 года отпуск тепла от ТЭЦ общего пользования снизился в 2 раза, но еще большие потери - это не присоединившаяся нагрузка новых зданий, т.к. теплоснабжение их было обеспечено котельными и индивидуальными теплогенераторами (рост потребления 25% и 60% соответственно).

Удельные расходы топлива на производство тепловой энергии в среднем по всем ТЭЦ страны в последние годы вновь начали расти и уже достигли предельно допустимого уровня в 145 кг/Гкал. С учетом реальных сетевых потерь в 20%, это соответствует 181 кг на Гкал, отпускаемую потребителям, что существенно выше удельного расхода на современных индивидуальных котельных.

Дальнейшее повышение удельного расхода по теплу приведет к ускоренному строительству новых котельных, т.к. за удельными расходами подтянутся и тарифы. Достаточно было только заговорить на эту тему, и во всех ТЭО на строительство новых электростанций, как под копирку, появилась цифра "удельника" по теплу в 160 кг/Гкал.

Показателен пример 4-х ТГК, имеющих самые высокие удельные показатели на производство тепловой энергии. Сравнивая 2010 и 2007 годы, получаем следующие результаты:

Конечно, причины в разных городах отличаются, но тенденция показательна. Вроде бы выигрывая сегодня в доходах по теплу и зарабатывая больше на рынке электроэнергии, реально весьма быстро получаем снижение тепловых нагрузок (энергосбережение, не скомпенсированное новыми потребителями) и убыточность станций.

Заграничный опыт и применимость его для нас

В восточноевропейских странах, входящих в Евросоюз, проблему экономичности когенерационных источников давно решили, создав особые правила рынка. ТЭЦ в этих странах, как правило, работают в теплофикационном режиме, а конденсационная выработка считается "вынужденной генерацией", и на нее необходимо получить специальное разрешение.

Владельцы ТЭЦ могут продавать электроэнергию по прямым розничным договорам, либо участвовать в рынке. На всю электроэнергию, произведенную в комбинированном цикле, выдается дотация с помощью "зеленых сертификатов", обеспечиваемых за счет повышенных экологических платежей при использовании неэкономичных энергоустановок.

При регулируемых тарифах на тепловую энергию удельный расход топлива на ее производство определяется также отдельно для теплофикационного режима работы станции.

Перевод российских ТЭЦ на работу по тепловому графику потребует решения проблемы нехватки маневренных мощностей. На уровне ЕЭС эта проблема, в общем-то, решается, но существует большое количество локальных дефицитов, которые могут сегодня обеспечить только ТЭЦ, т.к. они находятся в центрах нагрузок.

Появление парогазовых циклов позволяет совершенствовать существующие ТЭЦ с достижением огромного диапазона регулирования и экономичности во всех режимах, включая пиковые, но процесс такой модернизации пока даже не рассматривается, хотя этот проект при учете всех эффектов имеет хорошую окупаемость.

Предлагаемый вариант

ТЭЦ, работающая в теплофикационном режиме, обязана быть успешной на рынке электрической энергии. Современными конкурентами для нее являются ГРЭС с ПГУ блоками, имеющими в номинальном режиме удельный расход топлива на уровне 240 г/кВт.ч. В реальных переменных режимах работы конденсационных ПГУ этот показатель составляет почти 300 г/кВт.ч. Давайте установим для теплофикационного режима всех ТЭЦ удельный расход топлива на выработку электроэнергии в 240 г/кВт.ч, и они в этом режиме будут конкурентоспособны при любой модели рынка.

Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии будет определяться только характеристиками оборудования. Чем ниже параметры пара паротурбинных ТЭЦ, тем ближе он будет к значениям для котельных. И, наоборот, для маневренной ТЭЦ с ПГУ циклами "удельник" будет ниже 100 кг/Гкал, что обеспечит их высокую конкурентоспособность и на тепловом рынке.

Необходимость работы неэкономичных ТЭЦ в конденсационном режиме должна рассматриваться только как вынужденная мера и должна оплачиваться рынком по условиям "вынужденной генерации".

Размещено на Allbest.ru