На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Анализ и прогноз

01.05.2014 Выбор оптимального коэффициента теплофикации ПГУ-ТЭЦ

 

Выбор оптимального коэффициента теплофикации ПГУ-ТЭЦ

 

Современная Белорусская энергетическая система (БЭС) – сложный комплекс, включающий в себя электростанции, котельные и сети и связанный общностью режима работы на территории всей республики [1]. Благодаря структуре энергетических источников, сложившейся в советский период и сохранившейся до настоящего времени, а также реализации Государственной программы модернизации Белорусской энергосистемы на период до 2011 г. [2], БЭС характеризуется эффективным производством электрической и тепловой энергии. Это подтверждается значениями удельных расходов топлива на единицу отпускаемой продукции: 256,1 г у.т./кВт•ч и 167,57 кг у.т./Гкал в 2013 г., что на 17,2 г у.т./кВт•ч и 0,47 кг у.т./Гкал ниже показателей 2007 г. [1].

 

Development of the Belarusian power system till 2016 assumes construction of combined heat and power plant with gas and steam turbines (COGAS CHP).

The article shows results of optimization of coefficient of central heating of COGAS CHP on economic criterion of efficiency.

 

Сегодня установленная мощность электростанций БЭС составляет 8 506,2 МВт (без учета блок-станций). На долю ТЭЦ приходится около 50 % мощности. ТЭЦ можно классифицировать по типу применяемого теплового двигателя:

– ТЭЦ с паротурбинными установками (ПТУ);

– ТЭЦ с ПТУ, надстроенные газотурбинными установками;

– ТЭЦ с парогазовыми установками (ПГУ-ТЭЦ);

– ТЭЦ с двигателями внутреннего сгорания.

По состоянию на 1-й квартал 2014 г. в БЭС эксплуатировалось четыре ПГУ-ТЭЦ: Оршанская ТЭЦ, минские ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3, Могилевская ТЭЦ-3. В соответствии с Государственной программой развития Белорусской энергетической системы на период до 2016 г. планируется ввод ПГУ на Гомельской ТЭЦ-2, РК-3 на Жодинской ТЭЦ, а также строительство Брестской ТЭЦ [3]. В связи с этим оптимизация коэффициента теплофикации ПГУ-ТЭЦ становится актуальной задачей, так как именно этот показатель определяет электрическую мощность вводимого оборудования и всей ТЭЦ. В настоящей статье приводятся основные положения методики определения оптимального коэффициента теплофикации ПГУ-ТЭЦ и результаты исследований.

Расчетную тепловую нагрузку, покрываемую от ТЭЦ, представим в виде:

Qротп = Qротв + Qргвс, (1)

где Qротв – расчетная нагрузка отопления и вентиляции;

Qргвс – расчетная нагрузка горячего водоснабжения (ГВС).

Предположим, что

{Qротп = 1

Qргвс / Qротп = ρ, (2)

тогда из (2) следует:

Qротв = Qротп(1 – ρ). (3)

Продолжительность отопительной нагрузки можно аппроксимировать степенной функцией с помощью формулы Россандера [4]:

(4)

где f0 и f – коэффициент загрузки в начале и за весь отопительный период соответственно. Коэффициент f зависит как от климатологических характеристик района, так и от доли ГВС.

Преобразуя формулу (4), учитывая (2) и (3), получаем выражение относительной нагрузки отопления и вентиляции:

(5)

Долю пиковых водогрейных котлов в годовом отпуске теплоты запишем в виде [4]:

(6)

Используя определение часового коэффициента теплофикации, примем:

Qчпгу / Qчтэц = α, (7)

тогда из (7) следует, что

Qчпгу = αQчтэц. (8)

Таким образом, мощность пиковых водогрейных котлов равна:

Qчпвк = Qчтэц(1 – α), (9)

следовательно

{Qчтэц = 1

Qчпгу = α. (10)

С учетом выражений (2) и (10) долю водогрейных котлов в годовом отпуске теплоты представим в виде:

(11)

Из выражения (11) следует, что при коэффициенте теплофикации, равном единице, мощность водогрейных котлов, а также функциональное значение как пиковых источников полностью исключается.

Годовой отпуск теплоты от ТЭЦ запишем в виде:

Qгтоэдц = Qчтэцτтэксf, (12)

а годовой отпуск теплоты от ПГУ:

Qгпогду = Qчтэцτтэксf. (13)

Тогда число часов использования тепловой мощности (ЧЧИТМ) ПГУ будет выглядеть:

(14)

Максимальная продолжительность работы ПГУ в конденсационном режиме составит:

tкпгу = τтэкс – τтпгу. (15)

Другими словами, при увеличении коэффициента теплофикации растет установленная тепловая мощность ПГУ, снижается ее ЧЧИТМ и возрастает продолжительность работы в конденсационном режиме.

Работу ПГУ-ТЭЦ рассмотрим с точки зрения системного эффекта, выраженного в виде системной экономии топлива. В этом случае системная экономия топлива ∆Вс будет состоять из двух частей:

– экономии топлива в результате комбинированного производства тепловой и электрической энергии;

– экономии топлива в результате производства электрической энергии по более совершенному циклу.

Запишем системную экономию топлива с помощью выражения:

Вс = ∆В1 + ∆В2. (16)

Разумеется, второе слагаемое уравнения (16) может стремиться к нулю при модернизации замыкающей КЭС, направленной на повышение электрического КПД.

Часовую экономию топлива, полученную в результате комбинированного производства тепловой и электрической энергии, запишем как:

(17)

где bкэс – часовой расход топлива на КЭС;

bкот – часовой расход топлива на котельной;

bтэц – часовой расход топлива на ТЭЦ;

w – удельная выработка электроэнергии на полном тепловом потреблении ТЭЦ (УВЭ).

Часовые расходы топлива на КЭС, котельной и ТЭЦ выразим следующим образом:

(18)

bкот = 0,123 / ηкот; (19)

bтэц = 0,123α(w + 1) / k, (20)

где ηкэс, ηлэп, ηкот – КПД КЭС, электрических сетей и котельной соответственно;

k – коэффициент использования топлива ТЭЦ.

Выражение (17) справедливо при следующем условии:

кот = ηпвк

Эчкэс = Эчтэц

Qчкот = Qчтэц. (21)

Электрическая мощность, УВЭ и отпуск теплоты от ПГУ с учетом (10) связаны между собой формулой

Эчтэц = wα. (22)

Годовую экономию топлива в результате комбинированного производства с учетом выражения (14) запишем в виде:

(23)

Часовую экономию топлива в результате производства электрической энергии по более совершенному циклу представим как:

(24)

Предположим, что конденсационная и теплофикационная мощности ПГУ имеют соотношение:

Эчконд / Эчтэц = γ. (25)

Далее выразим конденсационную мощность ПГУ из уравнения (25), учитывая (22):

Эчконд = Эчтэцγ = wαγ, (26)

а КПД ТЭЦ по производству электроэнергии запишем как:

ηтэц = 0,123Эчконд / bтэц. (27)

В свою очередь, учитывая выражения (20), (28) и (27), допустимо приближенно записать, что:

ηтэц ≈ γk / (1 + 1 / w). (28)

Используя (28), выражение (23) будет выглядеть следующим образом:

(29)

Годовую экономию топлива в результате повышения эффективности производства электроэнергии с учетом всех выкладок окончательно можно представить как:

(30)

Таким образом, дополнительный приток инвестиций в случае ввода ПГУ-ТЭЦ запишем в виде:

∆П = ∆ВсЦпг, (31)

где Цпг – цена природного газа.

Рассмотрим пример расчета оптимального коэффициента теплофикации ПГУ-ТЭЦ. Предполагаем, что ввод ПГУ осуществляется на территории действующего энергетического объекта. Рассмотрим два сценария реализации ПГУ:

1. ПТУ с конденсационной установкой (ПГУ-ТЭЦ (т));

2. ПТУ с противодавлением (ПГУ-ТЭЦ (р)).

В качестве замыкающей КЭС рассматривалась Лукомльская ГРЭС с удельным расходом топлива на отпуск электроэнергии 311,5 г у.т./кВт•ч [5], что соответствует электрическому КПД 39,5 %. Основной критерий эффективности – максимум чистого дисконтированного дохода (ЧДД):

ЧДД → max. (32)

Исходные данные для выполнения расчетов представлены в таблице.

Таблица

 

Исходные данные для расчета оптимального коэффициента теплофикации

Параметр

Численное значение

Расчетная температура наружного воздуха, °С

–24,0

Температура внутри помещения, °С

18,0

Температура начала отопительного периода, °С

8,0

Коэффициент загрузки

0,380

Продолжительность отопительного периода, ч

4 752,0

Коэффициент теплофикации часовой, %

10,0–70,0

Продолжительность работы ТЭЦ, ч

7 000,0

Соотношение К и Т мощности

1,00–1,15

УВЭ ТЭЦ, %

90,0–130,0

Электрический КПД КЭС, %

39,5 / 48,0

КПД ЛЭП, %

95,0

КПД котельной, %

92,0

Цена природного газа, долл.

300

НДС, %

20,0

Амортизация, %

4,0

Отчисления на обслуживание, %

1,5

Налог на прибыль, %

24,0

Ставка дисконтирования, %

10,35 / 8,0

Расчет эффективности инвестиций выполнялся в соответствии с Правилами по разработке бизнес-планов инвестиционных проектов [6]. Результаты расчетов оптимального коэффициента теплофикации представлены на рис. 1 и 2.

 

 

 

На рис. 1 и 2 результаты расчета выражены в процентах относительно показателей ПГУ-ТЭЦ с УВЭ 130 % при максимальной величине оптимального коэффициента теплофикации. Анализ графического материала, представленного на рис. 1 и 2, говорит о том, что величина оптимального коэффициента теплофикации зависит от принимаемого критерия оптимальности, так как, помимо экономического критерия, может рассматриваться энергетический, представленный в виде системной экономии топлива:

Вс → max. (33)

Оптимальные коэффициенты теплофикации ПГУ-ТЭЦ, определенные по экономическим критериям (ЧДД), меньше значений, определенных по энергетическим критериям (системной экономии топлива). При постановке задачи, записанной в виде выражения (32), экономически обоснованные коэффициенты теплофикации для ПГУ-ТЭЦ (р) меньше, чем для ПГУ-ТЭЦ (т) (рис. 2). Для ПГУ-ТЭЦ (р) максимальное значение коэффициента теплофикации соответствует значению 28,8 %, в то время как для ПГУ-ТЭЦ (т) – 53,5 %.

Дополнительно было определено отклонение ЧДД в зависимости от отклонения коэффициента теплофикации от оптимального значения для ПГУ-ТЭЦ с УВЭ 130 %. Это представлено на рис. 3.

 

 

Из анализа графического материала рис. 3 следует, что на изменение ЧДД в пределах ±4 % влияет отклонение коэффициента теплофикации от оптимальной величины для ПГУ-ТЭЦ (т) в пределах ±10 %, а для ПГУ-ТЭЦ (р) – в пределах ±5,5 %.

Известно, что к реализации принимаются проекты с индексом доходности больше единицы [6]. Чем выше величина этого показателя, тем больше отдача каждой вложенной денежной единицы. Следует отметить, что в представленных расчетах имеется одно значимое допущение – величина ставки дисконтирования, принятая на уровне 10,35 %. В действительности данную величину допускается принимать на уровне ставки рефинансирования, установленной Национальным банком Республики Беларусь [7], которая по состоянию на 16 апреля 2014 г. составляла 22,5 % [8]. Как показывают расчеты, в сложившейся экономической ситуации индекс доходности от реализации строительства ПГУ-ТЭЦ не превышает единицу даже при достижении максимальных значений УВЭ. К концу 2014 г. запланировано снижение ставки рефинансирования до 14–16 % [9]. Исходя из этого, в расчетах принималось, что ставка дисконтирования равна ставке рефинансирования (по состоянию на 2008 г. – 10,35 %) [8].

Еще один фактор, влияющий на эффективность инвестиций, – обновление основных производственных фондов БЭС. Например, после ввода блоков ПГУ на Лукомльской и Березовской ГРЭС, для которых электрический КПД может достигать 60 %, эффективность теплофикации существенно снизится, а конденсационная выработка на ТЭЦ станет нецелесообразной, что подтверждает приведенное выше выражение (24). В такой ситуации высокоэкономичные конденсационные блоки ПГУ следует эксплуатировать в базовом режиме, а регулирование графика электрических нагрузок необходимо осуществлять всеми крупными электростанциями системы. По этой причине под замыкающей КЭС надо понимать виртуальный объект с удельным расходом топлива на отпуск электроэнергии (электрическим КПД), характерным для объединенной энергосистемы. Результаты расчетов оптимального коэффициента теплофикации ПГУ-ТЭЦ для БЭС с удельным расходом условного топлива на отпуск электроэнергии за 2013 г. (условно соответствует электрическому КПД замыкающей КЭС на уровне 48 %) при ставке дисконтирования на уровне 8 % представлены на рис. 4–5. Отклонение ЧДД, наблюдаемое при отклонении коэффициента теплофикации от оптимального значения, для ПГУ-ТЭЦ с УВЭ 130 % и КПД замыкающей КЭС 48 % представлены на рис. 6.

 

 

 

 

Анализ рис. 4–6 позволяет сделать следующие выводы:

1. Оптимальный коэффициент теплофикации изменяется в узком диапазоне численных значений и практически не зависит от типа паровой турбины в составе ПГУ, а конденсационная выработка на ТЭЦ, использующих природный газ, становится неконкурентоспособной и допускает строительство ПГУ-ТЭЦ (р) даже при высоких УВЭ (более 130 %).

2. В случае повышения электрического КПД замыкающей КЭС развитие теплофикации становится менее привлекательным и требует субсидий государства в виде снижения ставки рефинансирования либо в виде специальных условий кредитования для строительства ТЭЦ. На рис. 7 представлена зависимость изменения внутренней нормы доходности (ВНД) от коэффициента теплофикации при строительстве ПГУ-ТЭЦ.

 

 

Учитывая сценарий развития БЭС, отраженный в Госпрограмме развития Белорусской энергосистемы до 2016 г., а также результаты расчетов оптимального коэффициента теплофикации ПГУ-ТЭЦ, полученные в ходе исследования и представленные на рис. 4 и 5, можно констатировать, что задача совершенствования источников систем теплоснабжения выходит за рамки отраслевой проблемы и требует экономической поддержки государства.

 

Выводы

 

1. Существует оптимальный коэффициент теплофикации ПГУ-ТЭЦ, определяемый по экономическому критерию эффективности – максимуму ЧДД, который в статических условиях для Белорусской энергосистемы преимущественно зависит от удельной выработки электроэнергии на полном тепловом потреблении.

2. Утвержденный сценарий развития Белорусской энергетической системы приводит к тому, что развитие теплофикации становится менее привлекательным, а конденсационная выработка на ТЭЦ, использующих природный газ, неконкурентоспособной.

Таким образом, задача совершенствования источников систем теплоснабжения выходит за рамки отраслевой проблемы и требует экономической поддержки государства в виде снижения ставки рефинансирования либо разработки специальных условий кредитования для строительства ПГУ-ТЭЦ.

 

Литература

 

1. http://www.energo.by/okon/p32.htm.

2. Государственная комплексная программа модернизации основных производственных фондов Белорусской энергетической системы, энергосбережения и увеличения доли использования в республике собственных топливно-энергетических ресурсов на период до 2011 г. Указ Президента Республики Беларусь от 15.11.2007 г. № 575.

3. Государственная программа развития Белорусской энергетической системы на период до 2016 г. Постановление Совета Министров Республики Беларусь от 08.10.2013 г. № 892.

4. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / Под ред. В. Я. Гиршфельда. – 3-е изд. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 328 с.

5. Сайт чашникской районной газеты «Чырвоны прамень». – http://www.chyrvonka.by/?p=6858.

6. Правила по разработке бизнес-планов инвестиционных проектов. Постановление Министерства экономики Республики Беларусь от 31.08.2005 г. № 158.

7. Методика оценки эффективности инвестиций в реальные проекты. М. Аль Момани // Банковский вестник. – 2006. – № 28/357.

8. Сайт Национального банка Республики Беларусь. – http://www.nbrb.by/statistics/sref.asp.

9. Основные направления денежно-кредитной политики Республики Беларусь на 2014 г. Указ Президента Республики Беларусь от 31.12.2013 г. № 586.

 

Максим БОГДАНОВИЧ,
кандидат технических наук, инженер ИООО «Зарубежэнерго-проект-Минск»

 

(Статья поступила в редакцию 28.04.2014 г.)

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком