Проблемы развития систем теплофикации городов

Э

НЕРГОСБЕРЕЖЕНИ

I

УДК 697.1:621:311

ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ СИСТЕМ ТЕПЛОФИКАЦИИ ГОРОДОВ

А.И. АНДРЮЩЕНКО, Ю.Е. НИКОЛАЕВ, Б.А. СЕМЕНОВ

Изложена разработанная методика оценки эффективности теплофикационных систем. Приведены расчеты достигаемой экономии топлива и прироста интегрального экономического эффекта, его зависимость от КПД тепловых сетей, доли конденсационной выработки на ТЭЦ и ряда стоимостных факторов. Даны рекомендации по дальнейшему развитию систем теплофикации городов.

Во многих городах европейской части страны, использующих для энергоснабжения природный газ, в последние годы все заметнее проявляется тенденция к децентрализации теплоснабжения путем сооружения новых автоматизированных теплогенераторов, крышных и групповых котельных. Такое решение в ряде случаев приводит к сокращению эксплуатационных затрат на отопление, что объясняется увеличением КПД котлов на природном газе до 9092%, повышением надежности и качества теплоснабжения, отсутствием потерь в тепловых сетях и от перетопа зданий. Стоимость теплоснабжения от местного источника теплоты в ряде случаев оказывается соизмеримой или меньшей, чем в централизованных системах [1].

Традиционные системы теплофикации городов на базе паротурбинных ТЭЦ с протяженными тепловыми сетями, насосными подстанциями в последние годы снизили свою эффективность в результате износа основного оборудования и тепловых сетей, сокращения теплопотребления промышленными предприятиями, недостаточного выделения средств на их содержание и ремонт. Вследствие этого в современных условиях традиционные системы теплофикации от крупных паротурбинных ТЭЦ не обеспечивают должной экономичности и надежности теплоснабжения потребителей.

Вместе с тем, полная децентрализация теплоснабжения городов не является рациональной по причине сокращения комбинированной выработки электроэнергии и теплоты, являющейся главным источником экономии топлива [2]. В этом отношении полезным является опыт ведущих зарубежных стран, где сочетается комбинированный способ производства энергии с децентрализацией теплоснабжения за счет сооружения ТЭЦ малой и средней мощности на основе газотурбинных и парогазовых технологий, а также создания новых конструкций тепловых сетей, полной автоматизации регулирования теплопотребления [3]. Этот опыт должен быть широко использован и в нашей стране, что обеспечит повышение экономического уровня отечественных теплофикационных систем путем их модернизации и реконструкции.

Наиболее правильное решение вопросов, связанных с выбором наивыгоднейшего варианта развития или реконструкции таких комплексов, может быть получено при системном подходе, учитывающем реальные взаимосвязи отдельных факторов их экономичности. Обобщенное решение этой задачи для вновь проектируемой системы городского теплоснабжения может быть

© А.И. Андрющенко, Ю.Е. Николаев, Б.А. Семенов Проблемы энергетики, 2003, № 5-6

получено следующим образом. Сначала рассмотрим определение результирующей экономии топлива в энергосистеме, которую обеспечивает каждый из конкурирующих вариантов. В качестве базового предлагается использовать вариант раздельной выработки электроэнергии на загородных КЭС, а теплоты - в наиболее совершенных децентрализованных источниках, не имеющих тепловых сетей. Для упрощения выкладок принимается, что во всех альтернативных вариантах расходуется один и тот же вид топлива.

При таком подходе экономия топлива ДВк, ту.т./год, в теплофикационной системе, достигающаяся за счет комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ, определится выражением

ДВт? =ВгКэс +Вгдц - Вгтэц ,

где Вгкэс,Вдц,В"тэц - годовые расходы топлива на КЭС в децентрализованных

источниках и на ТЭЦ, требуемые для отдачи потребителям заданных количеств теплоты и электроэнергии, ту.т./год.

Необходимо особо отметить, что количество отпускаемой теплоты потребителям во всех альтернативных вариантах должно быть не только одинаковым, но и рассчитываться по внутриквартирной оптимальной теплоотдаче. Таким способом учитывается существующее превышение отдаваемого количества теплоты в тепловых узлах жилых домов над его потребным количеством при совершенной системе регулирования.

Для наиболее корректной оценки указанной экономии топлива от

теплофикации здесь учитываются не только сетевые потери вырабатываемой на ТЭЦ теплоты и расход электроэнергии на привод ее сетевых насосов, но и других видов энергии на подстанциях тепловых сетей, а также на компенсацию утечек сетевой воды. С учетом вышеизложенного суммарная годовая выработка электроэнергии и теплоты на ТЭЦ, МВт.ч/год, ГДж/год:

эг

эг = этф , эр = эпол

^тэц ~ ^тэц ^тэц ~ 9 ' '

птц

Ог = Отф + О р = О-пол

*£тэц ~ *£тэц т *£тэц ~ тэц 9 ' '

пищ

тс

где ЭтэЦц,Э^^эц,Э^ол - выработка электроэнергии на ТЭЦ комбинированным,

раздельным способом с учетом расхода на собственные нужды (без сетевых и подпиточных насосов) и полезное годовое электропотребление, МВт.ч/год;

Пэсц ,Птсц - КПД электрических и тепловых сетей ТЭЦ;

Отэц, О-пюц, О-пол - выработка теплоты на ТЭЦ комбинированным, раздельным

способом и полезное теплопотребление района, ГДж/год.

Для оценки эффективности регулирования тепловой нагрузки абонентов введен коэффициент

єрег _

йпол

факт

О-факт — фактически потребляемое абонентами годовое количество теплоты при

заданном способе регулирования теплопотребления, ГДж/год.

Тогда КПД тепловых сетей ТЭЦ примет вид

птэц &факт птс _

а

тэц

Согласно исследованиям [4] 8рег зависит от многих характеристик зданий, степени оснащенности их приборами автоматического регулирования. При центральном качественном регулировании тепловой нагрузки Врег = 0,8 — 0,9, а

при полной автоматизации регулирования величину Врег можно довести до 0,96.

В случае использования квартирных теплогенераторов Врег »1.

Требуемый расход топлива на ТЭЦ, необходимый для покрытия заданных нагрузок Опол, Э^ол, можно [5] рассчитать по формуле,

вгтэц=вэтф+вр+ва=—

ц э э а ОР„тэц„ц

Чнчтс

рег

ат

Ктф лу ит

пР

ПР

где ВЭгф,Вр,ВО — годовые расходы топлива на ТЭЦ для комбинированной выработки электроэнергии и теплоты, электроэнергии и теплоты раздельным способом, ту.т./год; Он — низшая рабочая теплота условного топлива, МДж/ту.т;

&т — годовой коэффициент теплофикации ТЭЦ; К^ — коэффициент

использования теплоты топлива при комбинированной выработке двух видов энергии на ТЭЦ; утф - удельная выработка электроэнергии на тепловом

___ эр /

потреблении; Эр = тэ,у г — отношение конденсационной выработки

/ °тэц

электроэнергии к годовому отпуску теплоты ТЭЦ; Пэ ,пО — КПД раздельной

выработки электроэнергии и теплоты на ТЭЦ.

Полезно используемое потребителями годовое количество выработанной на ТЭЦ электроэнергии, МВт.ч/год,

этэц _ (эг — э

Эпол _ \этэц энас пэс

тэц _

Этф + эр - э

тэц тэц

зит

нас

тэц Пэс !

Эзи^т тг\тт

нас — расход электроэнергии подпиточными, сетевыми насосами 1ЭЦ и насосных станций, МВт.ч/год.

Выражая (7) через относительные показатели, имеем, МВт.ч/год,

Эг = О г

^пол

„тэц

Пэс

„тэце., чтс Ерег

ц-(

атутф

— —.зит

+ Эр — Энас

)

-гзит Э Энас = Эн

от:

тэц

Затраты топлива на раздельную выработку такого же количества полезной

теплоты децентрализованными теплоисточниками

и

полезной

электроэнергии на КЭС (Э^ол) при альтернативном варианте энергоснабжения можно рассчитать по выражению, ту.т./год,

О

Вкэс + Вдц = '

2пол

он

_тэц

Пэс

атутф + Эр — Э

зит

нас

„кэс мтэц „ц мкэс Чэс Лтс ерег пэс

„дц Рдц

'О рег

где ,Щс — КПД по выработке электроэнергии на КЭС с учетом собственных

нужд и ее электрических сетей; цО — КПД децентрализованных источников. Подставляя (6) и (10) в (1), после преобразований получим, ту.т./год:

ДБ К =

Ь

он

= — (а

кэс I ; Пэ 4

птэци тэц

7>тс ьрег + Уэс ь — W „дц~дц пкэс

О рег эс

т утф

— —зит

+ Эр — Энас

W -

ат

Ктф

(/(И

Пр

пО

При этом относительная экономия топлива

дв тф =

ЛВ тф

= 1 —

W

дц

„тэц и тэц

Чтс ьрег + Чэс ь „дидц кэс

пО Врег Пэс

Пример 1. Рассчитаем реальную экономию топлива при теплофикационной выработке электроэнергии и теплоты на ТЭЦ с турбиной Т-110-130 в зависимости

от КПД тепловой сети при следующих условиях: аТ = 0,9; утф = 0,55;

Эр = 0 - 0,84; п?сЧ = 0,95; 1]™° = 0,9; Э^ = 0,02 - 0,03; К^ = 0,85; г/э = 0,3; Пор = 0,89. В качестве альтернативной примем систему, состоящую из квартирных теплогенераторов с пРр) = 0,9 - 0,92 и КЭС с цКЭС = 0,36. Величину

ерег примем для централизованного теплоснабжения равной 0,83 и для

децентрализованного от квартирных теплогенераторов - 1,0. Результаты расчетов

/ „ . \

относительной экономии топлива

показаны на рис. 1. Как видно из

рисунка, ее величина очень сильно зависит от г/гпсЧ и Эр, изменяясь от 3,5 до 23%. Наибольшее ее значение достигается при Эр = 0 и наименьшее - при

Эр = 0,84, что соответствует эксплуатации турбин ТЭЦ с конденсационной

выработкой электроэнергии. Оснащение зданий системами автоматического регулирования их теплопотребления позволяет увеличить экономию топлива на 2,5-5%.

0,3

0,2

0,1

^1

-г: . ~ . — — — _ - - - У2

— Т->3

,78 0,82 0,86 тэц 0,90 0,94 0,98

Лтс ”

Рис.1. Влияние КПД тепловой сети на относительную экономию топлива от комбинированной выработки электроэнергии и теплоты на ТЭЦ:

1 - Эр = 0, 2 - Эр = 0,2, 3 - Эр = 0,84

-----------соответствует е‘рег = 0,96 ;......... е'рег = 0,83

Вместе с тем, окончательное решение о применении той или иной системы теплоснабжения должно быть экономически обосновано. Первым условием экономического превосходства одного варианта над другим является

положительная величина достигаемого прироста чистого дисконтированного дохода (интегрального эффекта), руб,

ДДин = 2 ДИt

t=1

(1 + h 1 + Е

(1 - н)-ДК,

где ДИ(- снижение эксплуатационных затрат при использовании комбинированной схемы энергоснабжения потребителей от ТЭЦ в год 1 руб/год; Ь - темп инфляции; Е - норма дисконта; ДК - дополнительные приведенные капиталовложения в систему энергоснабжения от ТЭЦ, руб; Тсл - срок службы системы, год; н -коэффициент, учитывающий налоги.

Соответственно имеем:

ДИt =ДИт - рДК,

ДК = Ктэц + Ктс + Кцтп + Кнс + Кабв + Кавт +

+ КЭСэц - ККэс - Кдцтг - ДКгс - ДКгрп - КэсС,

грп

где р - усредненный коэффициент, учитывающий отчисления от капиталовложений на амортизацию, ремонт, обслуживание и прочие эксплуатационные затраты в целом по системе энергоснабжения, 1/год; Ктэц,

Ктс , Кцтп , Кнс , Кабв , Кавт, КэсЦ, Кэс , Кдцтг , Ккэс, ДКгс, ДК грп -капиталовложения в ТЭЦ, тепловые сети, центральные тепловые пункты, насосные станции, абонентские вводы, системы автоматического регулирования, электрические сети ТЭЦ и КЭС, децентрализованные теплогенераторы, КЭС, дополнительные капиталовложения в газовые сети и газораспределительные пункты, руб.

Допуская в период нормальной эксплуатации ДИt = const и вынося его за знак суммы выражения (15), получим, руб,

ДДин =ДИта-ДК(1 + ра),

где

а =

1 + h

\E - h j

1 -

1 + h 1 + E )

(1 - «).

При различных стоимостях топлива в комбинированной и раздельной системах отношение ДДин к Р^ол представляет собой прирост удельного интегрального эффекта, руб/ГДж,

CJI

___ ГдЧ

Д Дин =

Рр

птэч „Ч Птс ь

рег

пр

дц „др

скэс пТЭЧ стэЧ Ст Чэс ^ - Ст ^

рег

сдц „кэс Ст чэс

С

дЧ

ДА

- ТР ,

+

где сПп ,СЩ^4,Сэ - стоимости топлива на месте потребления в децентрализованных источниках, на ТЭЦ и КЭС, руб/ту .т.; ДА - разность удельных капиталовложений в комбинированную и раздельную схемы,

отнесенные к расчетной тепловой нагрузке, руб/МВт; тр - число часов использования расчетной тепловой нагрузки, ч/год.

Пример 2. Рассчитаем величину ДДин при разных КПД тепловой сети в условиях теплоснабжения от паротурбинной ТЭЦ с турбинами Т-110-130 на природном газе. Изменение осуществлялось путем нанесения тепловой

изоляции и уменьшения потерь с утечками сетевой воды. В альтернативном варианте на КЭС и в децентрализованных теплогенераторах сжигался природный

газ в ценах 2002 года. В расчетах принято р =0,15-0,2; Т = 3200 ч/год; Е =0,1; Тсл =30 лет. Капиталовложения определены по [6,7] с введением коэффициентов удорожания, равных 26-30 [8]. Результаты расчетов приведены на рис. 2. Как видно из рисунка, при выработке электроэнергии на тепловом потреблении (Эр = 0) и отсутствии эффективного регулирования систем теплопотребления

(ерег = 0,83) положительный прирост ДДин достигается при гТи4 > 0,84 -0,9

(зависимость 1). Внедрение автоматического регулирования теплопотребления

(„рег = 0,96) приводит к увеличению ДДин на 1,5-1,6 руб/ГДж (зависимость 2).

Конденсационная выработка электроэнергии в летний период обусловливает снижение прироста интегрального эффекта на 2-3 руб/ГДж (зависимость 3). Принимая во внимание низкий КПД тепловых сетей в

существующих системах теплофикации (чШи4 < 0,8 [9]), распространенную практику конденсационной выработки электроэнергии на ТЭЦ в летний период, приходим к выводу, что действующие ТЭЦ на докритические параметры пара не обеспечивают должного уровня экономической эффективности централизованного теплоснабжения.

Пример 3. Для сравнения рассмотрим эффективность комбинированного энергоснабжения в перспективных ценах (2010 г.) по следующим вариантам: 1 -КЭС на твердом топливе, городская ТЭЦ на докритические параметры пара, сжигающая газ; 2 - КЭС и загородная ТЭЦ на твердом топливе с закритическими параметрами пара; 3- КЭС на твердом топливе, парогазовая ТЭЦ на газе за городом; 4 - парогазовые КЭС и ТЭЦ за городом. Децентрализованные теплогенераторы во всех вариантах используют природный газ. Стоимость угля и природного газа приняты равными 1500 и 2400 руб/ту.т. [9]. Транспорт теплоты от ТЭЦ до потребителей осуществляется с использованием новой технологии бесканальной прокладки трубопроводов в пенополиуретановой изоляции с КПД

0,95-0,96, коэффициент в1р^ег = 0,96. Загородная ТЭЦ на твердом топливе размещается на удалении 10 км от городской черты. Стоимость элементов

системы теплоснабжения на перспективу оценена при темпах роста

капиталовложений в пределах 5-10% в год. Результаты расчетов АД ин в

зависимости от суммарной полезной тепловой нагрузки потребителя приведены на рис. 3. Из рисунка видно, что использование паротурбинных ТЭЦ на докритические параметры пара при перспективных ценах на газ не обеспечивает должной эффективности комбинированной схемы. Сжигание твердого топлива на

КЭС и загородной ТЭЦ дает прирост АД ин в пределах 15-38 руб/ГДж.

Наибольший прирост эффективности при использовании комбинированной схемы получается в случае установки на ТЭЦ парогазовых блоков и сжигании на КЭС твердого топлива (вариант 3). Применение природного газа на парогазовых

КЭС и ТЭЦ понижает АД ин до 72-94 руб/ГДж. Особо следует отметить, что при

сравнении комбинированной и раздельной схемы энергоснабжения, когда в качестве источников теплоты рассматриваются индивидуальные и групповые

теплогенераторы, изменяется характер зависимостей АД ин от тепловой

нагрузки. С ростом последней величина достигаемого эффекта понижается, что определяет экономическую целесообразность сооружения комбинированных источников небольшой тепловой мощности.

Рис.2. Влияние КПД тепловой сети на прирост удельного интегрального эффекта в комбинированную схему энергоснабжения по сравнению с раздельной в ценах 2002г.:

1 - Эр = 0, ерег = 0,83, 2 - Эр = 0, ерег = 0,96, 3 - Эр = 0,84,гцег = 0,83

Рис.3. Изменение прироста удельного интегрального эффекта от полезной тепловой нагрузки потребителя:

1 - КЭС на твердом топливе (т. т.), городская ТЭЦ с докритическими параметрами пара на газе; 2 - КЭС и загородная ТЭЦ на т. т. с закритическими параметрами пара;

3 - КЭС на т. т. ТЭЦ-ПГУ за городом; 4 - КЭС - ПГУ, ТЭЦ-ПГУ за городом

Таким образом, в перспективе при сооружении ТЭЦ на сверхкритические параметры пара и переводом их на сжигание твердого топлива обеспечивается заметное увеличение интегрального эффекта и экономическая выгода теплофикации. При этом конденсационная выработка электроэнергии на ТЭЦ должна быть минимальной. Строительство внутригородских паротурбинных ТЭЦ на природном газе приводит к увеличению его расхода по сравнению с котельными и является нецелесообразным. Вместе с тем, при наличии природного газа в достаточном количестве наиболее выгодным является их сооружение на базе парогазовых установок [10]. Это объясняется тем, что удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении по сравнению с паротурбинными ТЭЦ почти удваивается. Одновременно уменьшаются удельные капиталовложения, тоже почти в 2 раза. Для улучшения экологической обстановки в городе такие ТЭЦ также необходимо строить вдали от города и обеспечивать покрытие ими только базовой части тепловой нагрузки [2].

Выводы

1. Действующие в нашей стране централизованные системы теплоснабжения от внутригородских ТЭЦ большой мощности на докритические параметры пара при наличии больших потерь в тепловых сетях не обеспечивают необходимой экономичности.

2. В перспективе, когда цены на газовое топливо приблизятся к мировым, может быть достигнут значительный экономический эффект при строительстве загородных ТЭЦ с закритическими параметрами пара на твердом топливе, покрывающих только базовую часть тепловой нагрузки.

3. Наибольший экономический эффект при наличии газообразного топлива можно достигнуть при сооружении ТЭЦ с парогазовыми установками.

Summary

This scientific work describes the method of evaluation of effectiveness of the heat exchange systems. Calculations of raw materials expenditure cut and integral economical effect increase is calculated and shown here, and its dependence on the efficiency and on the portion of the condensation work out of the heat power stations and number of other influencing factors as well. This work also gives certain recommendations on the development of the cities’ heat supplying systems.

Литература

1. Теплоснабжение страны на грани.../Б.Ф. Реутов, В.Г. Семенов, А.В. Наумов и др.//Энергия: экономика, техника, экология. - 2002. - №1. - С.3-8.

2. Андрющенко А.И. Комбинированные системы энергоснабжения// Теплоэнергетика. - 1997. - №5. - С.2-6.

3. Андрющенко А.И. Важнейшие проблемы теплоэнергетики России//Изв. вузов. Проблемы энергетики. - 1999.- №5-6. - С.3-12.

4. Семенов Б.А. Оптимизация параметров теплоиспользования в системах централизованного теплоснабжения городов: Автореф. дисс. докт. техн. наук. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2002. - 39 с.

5. Андрющенко А.И., Семенов Б.А. Оценка экономии топлива в системе энергоснабжения городов от снижения теплопотребления зданий//Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплекса. Общенаучные вопросы: Сб. научн. тр. Отдела Энергетики Поволжья РАН. - Саратов: Сарат.гос.ун-т, 2001. - С.33-43.

6. Качан А.Д., Яковлев Б.В. Справочное пособие по технико-экономическим основам ТЭС. - Минск: Высшая школа, 1982. - 318 с.

7. Курицын Б.Н. Оптимизация систем теплогазоснабжения и вентиляции. -Саратов: Сарат. гос. ун-т, 1992. - 160 с.

8. Карапетян И.Г., Файбисович Д.Л. Об укрупненных стоимостных показателях развития электрических сетей//Энергетик. - 2002. - №5. - С.2-13.

9. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. - М:Мин.топлива и энергетики РФ. - 2000. - 441 с.

10. Андрющенко А.И. Системная эффективность бинарных ПГУ-

ТЭЦ//Теплоэнергетика. - 2000. - №12. - С.11-15.

Работа выполнена при финансовой поддержке Министерства образования РФ © Проблемы энергетики, 2003, № 5-6