1.2. Энергетическая эффективность теплофикации

Теплофикацией называется форма централизованного теплоснабжения на базе комбинированного производства тепловой и электрической энергии (ТЭ и ЭЭ), которая осуществляется на тепловых электростанциях, называемых теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

Энергетическая эффективность теплофикации оценивается по экономии топлива, получаемой при сопоставлении её со схемой раздельного производства ТЭ в крупной котельной (котельных) и ЭЭ на конденсационной электростанции (КЭС). Идеальные циклы КЭС, котельной и ТЭЦ (оборудованной паровыми турбинами с противодавлением), в схемах раздельного и комбинированного энергоснабжения представлены на рис. 1.4 в Ts-диаграмме [3].

КЭС	Котельная	ТЭЦ

Рис. 1.4. Идеальные циклы производства ТЭ и ЭЭ в схемах раздельного и комбинированного энергоснабжения

На циклах приведены основные энергетические характеристики КЭС, котельной и ТЭЦ, кДж/кг:

• q , q и q - удельный подвод теплоты на КЭС, в районной котельной (РК) и на ТЭЦ, кДж/кг;

• l и l - удельная работа цикла на КЭС и ТЭЦ, кДж/кг;

• q и q - удельный отвод теплоты в конденсатор на КЭС и тепловому потребителю в котельной и на ТЭЦ, кДж/кг;

• е_xq - удельная эксергия теплоты для теплового потребителя, т.е. та часть возможной работы цикла, которая не реализована вследствие необходимости производства теплоты на ТЭЦ при давлении p_т > p_к, кДж/кг.

Рис. 1.4 наглядно иллюстрирует условие сопоставимости обеих схем, т.е. обеспечение одинакового отпуска ТЭ (Q_Т, кВт) и ЭЭ (Э, кВт) в тепловые и электрические сети при соответствующих расходах топлива на КЭС (В_КЭС), в котельной (В_К) и на ТЭЦ (В_ТЭЦ). Следовательно, экономия топлива при теплофикации составит, кг/с

ΔB = (В_КЭС + В_К) - В_ТЭЦ. (1.1)

Анализ уравнения (1.1) можно производить с использованием энергетических или эксергетических характеристик, что по существу не меняет результаты анализа. Поскольку в технической отчётности котельных, КЭС и ТЭЦ используются энергетические характеристики, они и будут использованы в дальнейшем.

Наиболее проста и наглядна оценка экономии топлива при теплофикации по коэффициенту полезного использования топлива (КПИТ) нетто η , представляющему собой отношение полезного отпуска ТЭ и (или) ЭЭ к теплоте использованного топлива ВQ , где Q - низшая удельная теплота сгорания топлива, кДж/кг. Тогда с некоторыми упрощениями коэффициент полезного использования топлива нетто для КЭС, котельной и ТЭЦ (рис. 1.4) можно представить в виде (КПИТ – в долях единицы)

η = Э / (В_КЭС Q ) = η η η η η (1-φ ) = η (1-φ ), (1.2)

η = Q_Т / (В_К Q ) = η η (1- φ ) = η (1- φ ), (1.3)

η = (Э+ Q_Т) / (В_ТЭЦ Q ) ≈ η η η (1-φ ) = η (1-φ ), (1.4)

где η , η , η - КПД брутто котлов КЭС, РК и ТЭЦ; η , η , η - коэффициент теплового потока КЭС, РК и ТЭЦ; η - термический КПД цикла Ренкина (с учётом регенеративного подогрева питательной воды); η - внутренний относительный КПД паровых турбин; η , η - электромеханический КПД (произведение механического КПД на КПД электрогенератора) КЭС и ТЭЦ; φ , φ , φ - относительный расход энергии (ЭЭ и ТЭ) на собственные нужды КЭС, РК и ТЭЦ; η , η , η - КПИТ брутто КЭС, РК и ТЭЦ.

В таблице 1.4 приведены ориентировочные значения КПИТ брутто и нетто КЭС, РК и ТЭЦ (в долях единицы), полученные с использованием данных годовых отчётов действующих электростанций ОГК и ТГК¹ в зависимости от начальных параметров пара и вида сжигаемого топлива (Приложение 1.КР).

Таблица 1.4

КПИТ брутто и нетто КЭС, РК и ТЭЦ

Показатель	Энерго-источник	Начальные параметры пара и вид топлива*
		12,75 МПа, 555 ° С		12,75 МПа, 540/540 ° С		23,5 МПа, 540/540 ° С
		ГМ	Т	ГМ	Т	ГМ	Т
КПИТ брутто	КЭС			0,386	0,374	0,420	0,407
	РК	0,892	0,853	0,892	0,853	0,892	0,853
	ТЭЦ**	0,896	0,867	0,897	0,868	0,898	0,869
КПИТ нетто	КЭС			0,363	0,342	0,409	0,383
	РК	0,865	0,814	0,865	0,814	0,865	0,814
	ТЭЦ**	0,865	0,824	0,861	0,820	0,857	0,817
* ГМ – газомазутное, Т – твёрдое. ** При теплофикационной выработке ЭЭ (при работе по тепловому графику)

Данные таблицы 1.4 показывают, что теплофикация обеспечивает более эффективное использование ТЭР в целом по ТЭК России. Обусловлено это отсутствием в турбинах с противодавлением типа Р холодного источника (конденсатора) с потерями в нём или сведением их к минимуму в турбинах с регулируемым отбором и конденсацией преимущественно типа ПТ и Т (за счёт минимизации пропуска пара в конденсатор и утилизации его теплоты для подогрева сетевой, добавочной или подпиточной воды).

Однако при этом необходимо обеспечить достаточно стабильный отпуск теплоты от ТЭЦ в суточном, сезонном и годовом разрезе. К сожалению, даже на промышленных ТЭЦ с трёхсменным режимом теплопотребления эта задача трудновыполнима, о чём свидетельствуют графики теплопотребления по предприятиям различных отраслей промышленности (рис. 1.5).

Рис. 1.5. Осреднённые графики технологического теплопотребления предприятий различных отраслей промышленности (1 – нефтехимической, 2 – химической, 3 – нефтеперерабатывающей, 4 – целлюлозно-бумажной, 5 – чёрной металлургии, 6 - цветной металлургии, 7 – машиностроительной и лёгкой)	Рис. 1.6. Удельная теплофикационная выработка электроэнергии (начальные параметры пара на ТЭЦ: 1 – 3,5 МПа, 435 °С; 2 – 8,83 МПа, 535 °С; 3 – 12,75 МПа, 555 °С; 4 – 12,75 МПа, 540 / 540 °С; 5 – 16,7 МПа, 540 / 540 °С; 6 - 23,5 МПа, 540 / 540 °С)

Обычно на промышленно-отопительных ТЭЦ устанавливают по 3-5 турбин типа ПТ и Т в зависимости от расчётного отпуска теплоты по технологическому пару и сетевой воде. На таких ТЭЦ летняя нагрузка по сетевой воде может составлять всего 20-25 % от расчётной при одновременном снижении нагрузки по технологическому пару. Выработка ЭЭ на пониженном теплопотреблении оказывается недостаточной для обеспечения потребностей предприятия. В результате летний режим вынужденно сопровождается значительной конденсационной выработкой ЭЭ (Э ) с η , значение которого сближается с η , что приводит к снижению эффективности теплофикации.

Поэтому в годовых отчётах ТЭЦ наряду с общей выработкой электроэнергии Э принято выделять теплофикационную выработку Э_Т, которая соответствует требуемому отпуску теплоты Q_Т при отсутствии потерь теплоты в конденсаторе, а также конденсационную выработку теплоты Э , которая необходима по условиям обеспечения требуемых электрических нагрузок предприятия и энергосистемы и вырабатывается на потоке пара, поступающего в конденсатор. ТЭЦ работает по тепловому графику нагрузок, если Э = 0, или по электрическому (диспетчерскому) графику нагрузок, если Э > 0. Т.е. в общем случае

Э = Э_Т + Э = э Q + Э , (1.5)

где э = Э_Т / Q_Т - удельная теплофикационная выработка ЭЭ, (кВт·ч)/ГДж., которая является важным показателем эффективности теплофикации (рис. 1.6) [1].

Чем больше э (Э_Т)_, тем выше эффективность теплофикации. При этом уровень экономии топлива тем значительнее, чем совершеннее котлотурбинное оборудование ТЭЦ и, в частности, выше начальные параметры пара перед турбинами и температура регенеративного подогрева питательной воды перед котлами, а также ниже давление пара в регулируемом отборе (табл. 1.5).

Таблица 1.5

Удельная теплофикационная выработка электроэнергии

э	Тип турбины (группа начальных параметров пара на рис. В.6)
	Р-102/107-130/15 (3)	ПТ-140/165-130/15 (3)		Т-185/220-130 (3)	Т-180/210-130 (4)	Т-250/300-240 (6)
		П-отбор	Т-отборы
(кВт·ч)/ГДж	69,4	76,4	148,8	152,4	159,2	170,6
(кВт·ч)/Гкал	291	320	623	638	667	714
(кВт·ч)/(кВт·ч)	0,250	0,275	0,536	0,549	0,573	0,614

Сопоставление данных рис. 1.6 и табл. 1.5 свидетельствует о следующем:

• Рис. 1.6 описывает качественные закономерности, но точные значения э устанавливаются по результатам расчёта тепловой схемы ТЭЦ на рассматриваемом режиме.

• Повышение начальных параметров и применение промежуточного перегрева пара сопровождается ростом э . Так в турбинах с промежуточным перегревом пара Т-180/210-130 и Т-250/230-240 переход с докритического (12,75 МПа) на сверхкритическое давление (23, 5 МПа) приводит к росту э со 159,2 до 170,6 (кВт·ч)/ГДж или с 667 до 714 (кВт·ч)/Гкал, т.е. на 7 %.

• Повышение давления пара в регулируемом отборе приводит к снижению э . Например, в турбине ПТ-140/165-130/15 э для П-отбора с давлением 1,5 МПа и Т-отборов со средним давлением 0,12 МПа составляет 76,4 и 148,8 (кВт·ч)/ГДж или 320 и 623 (кВт·ч)/Гкал, т.е. отличается в 1,95 раза.

Детальный анализ влияния различных факторов на экономию топлива при теплофикации обычно производится с использованием удельных расходов условного топлива¹ (УТ) для КЭС, котельных и ТЭЦ. Методика их расчёта подробно изложена в основном учебнике по изучаемой дисциплине [1] и ряде др. учебников. В основе этой методики лежит «Физический метод», в соответствии с которым вся экономия от теплофикации относится на ЭЭ. Наиболее полная версия этого метода представлена в РД 34.08.552-93². В соответствии с ним общий расход УТ на ТЭЦ В распределяется между отпущенной ЭЭ (В ) и ТЭ (В_Т), т.е.

В = В + В_Т = (В + В ) + В_Т = b Э + b Q , (1.6)

где В и В - расход топлива на теплофикационную и конденсационную выработку ЭЭ; b и b - средневзвешенные значения удельного расхода условного топлива на отпуск ЭЭ и ТЭ.

При этом b и b рассчитывается по формулам, кг/ГДж (кг/Гкал)

b = 10³/ (Q η ) = 34,12 / η (= 142,9 / η ), (1.7)

b = (b Э + b Э )/Э = b э_Т + b (1 - э_Т), (1.8)

где η - по формуле (1.4) или для предварительной оценки принимается по табл. 1.4 (т.е. b соответствует режиму работы ТЭЦ без конденсационной выработки ЭЭ); э_Т = Э_Т / Э и э_К = 1 - э_Т = Э_К / Э – доли теплофикационной и конденсационной выработки ЭЭ на ТЭЦ; b и b – удельные расходы условного топлива на отпуск ЭЭ по теплофикационному и конденсационному циклу, рассчитываемые по формулам, кг/(МВт·ч):

b = 3600/ (Q η ) = 122,8 / η , (1.9)

b = 3600/ (Q η ^к) = 122,8 / η ^к, (1.10)

а η ^к – КИПТ на ТЭЦ при работе по конденсационному циклу, который рассчитывается по формуле (1.2) с учётом фактической эффективности конденсационной выработки ЭЭ на ТЭЦ.

Обычно при одинаковых начальных параметрах пара η ^к ниже η . В ориентировочных расчётах b можно принимать по [1, (рис.1.5)], а соответствующее значение η ^к - рассчитывать по формуле (1.10).

Результаты расчётного анализа показывают, что в диапазоне изменения э_Т от 0,5 до 1 среднегодовые значения КПИТ нетто современных ТЭЦ составляют 56…61 % при э_Т = 0,5 и 82…0,87 % при э_Т = 1, что существенно выше КПИТ нетто современных КЭС (34,2…40,9 % - табл. 1.4), обусловливая соответствующую экономию топлива при теплофикации.

При схеме раздельного энергоснабжения удельный расход условного топлива на отпуск ТЭ от котельной b рассчитывается по формуле

b = 34,12 / η (= 142,9 / η ), (1.11)

а удельный расход условного топлива на отпуск ЭЭ от КЭС b по формуле

b = 122,8 / η . (1.12)

с использованием формул (1.2-1.3) или данных табл. 1.4.

Уравнение (1.1) для расчёта экономии топлива при теплофикации можно записать следующим образом

ΔB = Э (b_КЭС - b ) + Q_Т (b_К - b ) = ЭΔ b + Q_Т Δ b = Δ В + Δ В . (В.13)

Начиная с 1996 г., отчёты ТЭС стали оформлять в соответствии с новой редакцией РД 34.08.552-95¹, которая базируется на «Методе ОРГРЭС» (МО). Этот метод вводился с целью повышения конкурентоспособности теплоты, отпускаемой от ТЭЦ, с теплотой от производственных или коммунальных котельных. Суть его состоит в перераспределения общего расхода топлива на ТЭЦ между отпуском ТЭ и ЭЭ с соответствующим уточнением отчётных значений удельных расходов условного топлива b и b (табл. 1.6). Данные табл. 1.6, свидетельствуют о заметном расхождении значений b и b , рассчитанных по обоим методам.

Таблица 1.6