Эффективность комбинированной выработки электрической и тепловой энергии
на газопоршневых, газотурбинных и парогазовых ТЭЦ.
Николаев Ю. Е., доктор техн. наук, Вдовенко И. А., инж.
Саратовский государственный технический университет
Рассмотрены варианты реконструкции существующих районных ТЭЦ с использованием высокоэффективного оборудования (газопоршневых, газотурбинных и парогазовых установок). При выборе варианта в качестве критерия экономической эффективности принят удельный прирост интегрального эффекта в комбинированную систему энергоснабжения по сравнению с раздельной, отнесенный к отпуску полезной тепловой энергии потребителю.
В настоящее время одной из важнейших проблем отечественной теплофикации является высокая доля (до 50 - 60 %) изношенного оборудования на паротурбинных установках (ПТУ) ТЭЦ [1]. В эксплуатации находятся ПТУ на начальные параметры пара 3-9 МПа и 400 - 500 °С, сжигающие дефицитный природный газ. Несмотря на перевод паровых турбин на работу с противодавлением, электростанции имеют низкие показатели тепловой экономичности, недостаточную надежность, высокую себестоимость электрической и тепловой энергии. Поэтому в последние 10-15 лет появилась тенденция к децентрализации энергоснабжения путем сооружения небольших котельных и покупки электроэнергии из энергосистемы. Сокращение тепловой нагрузки промышленных предприятий и жилищно-коммунального сектора дополнительно ухудшило энергетические и экономические показатели ТЭЦ, в связи с чем назрела острая необходимость их реконструкции с применением высокоэффективного оборудования (газопоршневых, газотурбинных и парогазовых установок).
На выбор варианта реконструкции существующих ТЭЦ оказывают влияние следующие факторы: электрические и тепловые нагрузки, ограничения на расход топлива, выдачу электрической мощности и в части вредных выбросов в окружающую среду, а также наличие свободной площадки для расширения главного корпуса. Кроме того, применение новых типов двигателей с более высокими значениями удельной выработки электроэнергии на базе отводимой теплоты по сравнению с ПТУ изменяет электрическую и тепловую мощности ТЭЦ, что необходимо учитывать при рассмотрении вариантов реконструкции. При избыточности производимой электроэнергии в городе целесообразно снижение электрической мощности ТЭЦ [2]. Исходя из вышеуказанного следует сделать вывод о необходимости рассмотрения вариантов реконструкции каждой ТЭЦ, учитывающей все местные условия и особенности энергоснабжения прилегающего района города.
Вместе с тем важна общая оценка экономической эффективности новых энергоустановок для комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ с учетом применения современных технологий транспорта теплоты. В качестве критерия экономической эффективности принят удельный прирост интегрального эффекта , руб./ГДж, комбинированной системы энергоснабжения по сравнению с раздельной, отнесенный к отпуску полезной тепловой энергии потребителю :
(1)
где
;
- годовое количество теплоты, использованное потребителем, МВтч; E – норма дисконта; Т – срок службы системы энергоснабжения, год.
При условии постоянства тарифов на электрическую и тепловую энергию прирост интегрального эффекта представим в виде
(2)
где - годовая экономия топливной составляющей затрат на комбинированную систему по сравнению с раздельной, руб./год; Ст - стоимость природного газа, руб./кг условного топлива; - изменения условно постоянных затрат на источники энергоснабжения, тепловые сети, перекачку теплоносителя, тепловые потери, оплату вредных выбросов в комбинированной системе по сравнению с раздельной, руб./год; н – коэффициент, учитывающий налоги; - увеличение приведенных капиталовложений в комбинированную систему по сравнению с раздельной.
Изменение топливной составляющей затрат
, (3)
где - годовой коэффициент теплофикации; – теплота сгорания условного топлива, кДж/кг; - КПД ТЭС, электрических сетей, комбинированной установки по выработке электроэнергии, котельной и тепловых сетей; - удельная выработка электроэнергии комбинированной установки; отношение стоимости топлива, сжигаемого на ТЭС, к стоимости природного газа.
В выражении (3) знак минус получается при >, знак плюс – при <.
Изменения условно постоянных эксплуатационных затрат на источники энергоснабжения и тепловые сети:
(4)
, (5)
где капиталовложения в ТЭЦ, котельные, ТЭС с электрическими сетями и тепловые сети, ТЭЦ и котельные, руб; - отчисления от капиталовложений на амортизацию, ремонт и обслуживание источников и сетей, год-1.
Изменения стоимости электроэнергии на перекачку теплоносителя и тепловые потери:
(6)
(7)
где , – стоимость электрической и тепловой энергии, руб./(кВтч) и руб./ГДж; , - удельные расходы электроэнергии на перекачку сетевой воды от ТЭЦ и котельных, кВтч/ГДж; - КПД тепловой сети ТЭЦ.
Изменение приведенных капиталовложений в комбинированную систему по сравнению с раздельной находим из выражения:
, (8)
где , , , , - коэффициенты, учитывающие увеличение капиталовложений при замене оборудования в течение срока службы системы теплоснабжения.
Приведенные капиталовложения определяем по формуле
(9)
где - капиталовложения в год t; - срок строительства, лет.
Изменение оплаты вредных выбросов
, (10)
где , - годовые расходы натурального топлива энергоисточниками, м3/год (кг/год); - удельные объемы продуктов сгорания, м3/м3 (м3/кг); nк - оплата к-го вредного выброса, руб./кг; Ск — концентрация к-го вредного ингредиента в продуктах сгорания, мг/м3.
Таблица 1
Показатель |
ТЭЦ |
ТЭС раздельной схемы |
||||
ГПД Caterpillar G3520 C |
ГТУ |
ПГУ на газе |
ПГУ на угле с газификацией |
ПТУ на угле |
ПГУ на газе |
|
Электрическая мощность, кВт |
2000 |
12000 |
900000 |
900 000 |
900 000 |
900000 |
Тепловая мощность, кВт |
1155 |
24000 |
900 000 |
- |
- |
- |
Электрический КПД, % |
36 |
34 |
51 |
47 |
42 |
51 |
Количество вредных выбросов, мг/м3: |
|
|
|
|
|
|
NO, |
250 |
50 |
50 |
50 |
250 |
50 |
СО |
500 |
300 |
300 |
300 |
600 |
300 |
Назначенный ресурс до капитального ремонта, ч |
60 000 |
60000 |
60000 |
60 000 |
120000 |
60000 |
Средний срок службы ТЭЦ, лет |
25 |
12 |
25 |
25 |
25 |
25 |
Удельные капитальные затраты, руб/кВт |
31 530 |
27600 |
25 500 |
41580 |
35 100 |
25 500 |
С помощью приведенных выражений выполнены расчеты эффективности комбинированных схем энергоснабжения с применением на ТЭЦ различных типов двигателей: газопоршневых (ГПД), газотурбинных (ГТУ), парогазовых (ПГУ) на природном газе при разном уровне электрической мощности. В раздельной схеме рассматривали ТЭС с ПТУ на твердом топливе, ПГУ на газе и твердом топливе с газификацией. В установленных в городе котельных предусматривалось сжигание природного газа. Технические характеристики применяемых энергоустановок приведены в табл. 1, результаты расчета схем в характерных режимах и в годовом периоде показаны в табл. 2, 3. Расчеты выполнены для условий Среднего Поволжья при закрытых системах теплоснабжения, температурном графике 110/70 °С, = 0,5. Отпуск теплоты от ТЭЦ — от энергоустановки и пикового водогрейного котла (ПК).
Таблица 2
Показатель |
Тип энергоустановки |
|||||
ГПД |
ГТУ |
ПГУ |
||||
Зима |
Лето |
Зима |
Лето |
Зима |
Лето |
|
Электрическая мощность, МВт |
4 |
1,2 |
48 |
16 |
900 |
135 |
Тепловая мощность установки, МВт |
4 |
1,2 |
90 |
27 |
900 |
135 |
Тепловая мощность установки с учетом ПК, МВт |
8 |
- |
180 |
- |
1800 |
- |
Расход условного топлива, кг/с: энергоустановкой ПК |
0,63 0,05 |
0,114 - |
4,82 3,44 |
1,6 - |
63,23 96,52 |
10,02 - |
Количество вредных выбросов, кг/ч: NOх СО |
5,2 14,0 |
0,98 2,6 |
78,0 278,0 |
77,0 46,7 |
543,0 2380 |
4,8 28,9 |
Таблица 3
Показатель |
Тип энергоустановки |
||
ГПД |
ГТУ |
ПТУ |
|
Отпуск электрической энергии, МВт • ч/год |
22,4 |
280 |
5041 |
Отпуск тепловой энергии, МВт • ч/год: |
|
|
|
энергоустановкой |
22,4 |
509 |
4980 |
ПК |
4,5 |
85 |
1027 |
Расход условного топлива, кг/год: |
|
|
|
энергоустановкой |
7 663 374 |
106 401 058 |
1 357 395 670 |
ПК |
628 285 |
12 051 977 |
141 364 216 |
Количество вредных выбросов, т/год: |
|
|
|
N0х |
23,91 |
382 |
2618 |
СО |
64,3 |
1491 |
11502 |
Таблица 4
Показатель |
Тип энергоустановки |
||
ГПД |
ГТУ |
ПТУ |
|
Затраты на топливо, млн. руб./год |
23,2 |
331,6 |
4196,5 |
Условно постоянные затраты с учетом тепловых сетей, млн. руб./год |
21,7 |
281,4 |
4939,8 |
Плата за вредные выбросы, млн. руб./год |
0,00643 |
0,11 |
0,715 |
Затраты на транспорт теплоты, млн. руб./год: |
|
|
|
стоимость тепловых потерь |
0,92 |
20,3 |
207,5 |
стоимость энергии на перекачку |
1,29 |
28,36 |
291,3 |
Удельный прирост интегрального эффекта, руб./ГДж |
48 |
47 |
106 |
В табл. 4 приведены результаты технико-экономических расчетов прироста удельного интегрального эффекта при сравнении комбинированной и раздельной схем энергоснабжения. В комбинированной схеме рассматривались ТЭЦ с двигателями различных типов, в раздельной — производство электроэнергии на газовой ПГУ ТЭС, теплоты - в котельных.
Перерасчет удельных капиталовложений при изменении мощности осуществлялся по степенным зависимостям [3]. В расчетах принято: удельная стоимость котельных на газе при тепловой мощности 2 МВт равна 3300 руб./кВт, тепловых сетей при мощности 100 МВт - 1600руб/кВт. Стоимость природного газа Ст = 3 руб./кг условного топлива, Сэ = 2,4 руб./(кВтч), CQ = 200 руб./ГДж, плата за вредные выбросы nN0х = 50руб/т, nсо = 260руб/т, E = 0,15.
Диаграмма изменения удельного прироста интегрального эффекта комбинированной системы по сравнению
с раздельной в зависимости от электрической мощности и типа энергоустановки в раздельной схеме:
1 – ПГУ на газе; 2 – ПГУ на угле с газификацией; 3 – ПТУ на газе; 4 – ПТУ на угле.
На рисунке показано изменение в зависимости от электрической мощности ТЭЦ при выработке электроэнергии в раздельной схеме на газовом и твердом топливе. Принято, что стоимость угля Ст = 2,2 руб/кг условного топлива.
Анализируя полученные результаты, следует отметить, что применение для энергоснабжения комбинированной выработки электрической и тепловой энергии всегда обеспечивает положительный экономический эффект в пределах 20 - 110 руб./ГДж. Наименьший эффект получается при использовании в раздельной схеме ТЭС с ПГУ на газе. Несмотря на меньшую стоимость угля, чем газа, экономический эффект по сравнению с раздельной выработкой электроэнергии и теплоты увеличивается из-за высоких капиталовложений в ТЭС при применении ПГУ и ПТУ.
Выводы
1. Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии на ТЭЦ экономически выгодна для всех новых типов двигателей (ГПД, ГТУ, ПГУ), несмотря на относительное снижение стоимости угля по сравнению с газом.
2. Наибольший удельный прирост интегрального эффекта от применения комбинированной схемы энергоснабжения достигается при использовании ГПД и ПГУ большой мощности.
Список литературы
1. Применение ПГУ на ТЭЦ / В.М.Батенин, Ю. А. Зейгарник, В. М. Масленников и др. — Теплоэнергетика, 2008, № 12.
2. Доброхотов В. И., Зейгарник Ю. А. Теплофикация: проблемы и возможности реализации в современных условиях. — Теплоэнергетика, 2007, № 1.
3. Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями: Монография / П. А. Шинников, Г. В. Ноздренко, В. Г. Томилов и др. — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005.