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 основанный 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 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.

• 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

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

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

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

• 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:

• расход пара на турбину Gt при работе по электрическому графику

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

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

• 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.

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.

• Для рабочего диапазона тепловых и электрических нагрузок прирост расхода топлива на прирост тепла составляет очень низкое значение! Всего 27-48 кг.у.т/Гкал.(рис 2) 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 (рис.2.) Рост температуры сетевой воды от 80° С до 120° С 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 80° С и с 30 до 48 кг.у.т/Гкал при температуре 120° С)

• 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 80° С и с 380 до 625гр.у.т/квтч при 120° С). Рост температуры сетевой воды с 80 до 120° С 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).

Вå =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 рис 1,2. В таблице 4 приведены примеры расчета расходов топлива на ТЭЦ.

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

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

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). (Рис.3,4)

h _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.

На рис 3,4 наглядно видно влияние показателей на эффективность использования топлива –КПИТ:

• от способа потребления тепловой и электрической энергии (рис.4);
• от способа производства тепловой и электрической энергии (рис.3);
• от сочетания тепловой и электрической нагрузки как для комбинированного производства энергии (рис.3);
• от температуры сетевой воды для теплофикационной турбины (рис.3) Для раздельного способа производства тепловой и электрической энергии температура сетевой воды практически не влияет на экономичность производства рис 4.

Степень влияния этих показателей приведена на примере табл.5

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?

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!

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.}

1. 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;
2. Бененсон Е.И. Иоффе Л.С "Теплофикационные паровые турбины" Москва "Энергия" 264с
3. Дьяков А.Ф. "Принципы формирования тарифов при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии". Энергетик 2001 №4
4. Шаргут Я.Я. "Распределение затрат на производство тепла и электроэнергии на ТЭЦ" Теплоэнергетика 1994г №12 стр. 62-66
5. Богданов А.Б. "Маргинальные тарифы на тепловую энергию". “Энергия” №5, 1998.
6. 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

Приложения с к статье