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, м333/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.