Технико-экономическая оптимизация ТЭУ и систем теплоснабжения

Технико-экономическую оптимизацию теплофикационной ТЭУ и системы теплоснабжения рассмотрим на примере выбора оптимальной тепловой мощности ТЭЦ-ГТУ и ТЭЦ-ГПД, обоснование эффективного радиуса теплоснабжения .

В соответствии с стратегией развития энергетики РФ на перспективу намечается сооружение малых ТЭЦ (МТ) с газотурбинными (ГТУ) и двигателями внутреннего сгорания (ДВС), внедрение передовых технологий в системы транспорта теплоты, обеспечивающими повышение эффективности комбинированного производства тепловой и электрической энергии [2]. Для достижения наибольшего экономического эффекта тепловая мощность таких ТЭЦ должна выбираться оптимальной с учетом затрат в источник теплоты и тепловые сети.

Ниже предлагается методика и получены результаты оптимальной тепловой нагрузки малых ТЭЦ.

В качестве критерия эффективности принят прирост интегрального эффекта от применения комбинированной схемы энергоснабжения по сравнению с раздельной, руб :

, (1)

(2)

(3)

где - интегральные эффекты в комбинированную и раздельную схемы энергоснабжения, руб, С_Э, С_Q, С_т – тарифы на электрическую, тепловую энергию и топливо, руб/кВт*ч, руб/ГДж, руб/кг; Э, Q –годовой отпуск электрической и тепловой энергии потребителям, кВт*ч/год, ГДж/год; В_тэц, В_тэс, В_кот – расходы топлива на ТЭЦ, ТЭС и котельной, кг/год; - условно постоянные затраты в МТ, тепловые сети, ТЭС, котельную, электрические сети, руб/год; И_п, И_тп - стоимость перекачки теплоносителя и теплопотерь, руб/год; н – коэффициент, учитывающий налоги; Е – норма дисконта; - капиталовложения в МТ, тепловые сети МТ и котельной, ТЭС, котельную, электрические сети, руб; Т_сл- срок службы системы, год.

Подставляя выражения (2) и (3) в (1) получим прирост интегрального эффекта для рассматриваемых схем, руб :

(4)

где ΔИ_т – изменение топливной составляющей затрат в комбинированной системе по сравнению с раздельной, руб/год; - изменение условно постоянных затрат в источники, тепловые сети, перекачку теплоносителя, тепловые потери в комбинированной системе по сравнению с раздельной, руб/год; ΔК, ΔК_тс - изменение капиталовложений в источники и тепловые сети рассматриваемых схем, руб.

Изменение эксплуатационных затрат и капиталовложений определяется по выражениям:

, (5)

, (6)

, (7)

, (8)

, (9)

+ , (10)

, (11)

, (12)

где - стоимость топлива, сжигаемого на энергоустановках, руб/кг у.т., р_тэц, р_тэс, р_кот, р_тс – коэффициенты, учитывающие отчисления от капиталовложений на амортизацию, ремонт, обслуживание энергоустановок и сетей, 1/год; С_э, С_Q – стоимость электроэнергии и теплоты, руб/кВт*ч, руб/ГДж; - относительные затраты электроэнергии на перекачку теплоносителя; ΔQ_тп – изменение тепловых потерь в сетях, ГДж/год; у – отношение выработки электроэнергии к отпускаемой теплоте; α^г –годовой коэффициент теплофикации; η_э, η_тэс, η_эс, η_тс – электрические КПД МТ, ТЭС, электрических и тепловых сетей; η_пк, η_к –КПД пиковых котлов и котельной; - теплота условного топлива, кДж/кг у.т.

Стоимостные показатели элементов схемы рассчитаны по выражениям:

, (13)

, (14)

, (15)

, (16)

где k_эу, k_тэс, k_кот, k_пк, k_тс – удельная стоимость энергоустановки, котельной, пикового котла и тепловых сетей, руб/кВт.

Алгоритм определения оптимальной тепловой мощности состоит из следующих этапов: 1- ввод исходных данных, включающих схему теплоснабжения района, структуру и тепловые нагрузки потребителей, тип и технические характеристики источников энергоснабжения (ТЭЦ, КЭС, котельные), диапазон изменения тепловой мощности, стоимостные данные источников и сетей, тарифы на топливо, электроэнергию, теплоту, 2- выполнение гидравлического и теплового расчета сетей с определением диаметров, потерь давлений и теплоты, 3- расчет тепловой схемы ТЭЦ и определение годовых количественных показателей, 4- определение эксплуатационных и капитальных затрат, 5- вычисление прироста интегрального эффекта. Последовательно задаваясь значениями расчетных тепловых нагрузок вычисляют до достижения максимума экономического критерия, который определяет оптимальное расчетное значение тепловой мощности источника теплоснабжения .

Расчеты оптимальной тепловой мощности МТ с ГТУ выполнены для закрытой системы теплоснабжения, которая обеспечивает коммунально-бытовую нагрузку района города. Температурный график сети принят 115/70 ⁰С, климатические условия - Среднее Поволжье. Электрическая мощность ГТУ изменялась в пределах 12-50 МВт. Остальные данные приняты следующими: η_к=η_пк=0,92, η_тэс=0,36(ПТУ), η_гту=0,32-0,34, η_тс=0,95, =0,015, = 0,01, С_т =2-4 руб/кг у.т, С_э=1,5-3 руб/кВт*ч, k_эу=36000 руб/кВт, k_тэс=56000 руб/кВт, k_кот=k_пк= 3000 руб/кВт, k_тс =5,6 тыс.руб/кВт (для бесканальной прокладки с пенополиуретановой изоляцией), р_эу=0,18 1/год, р_кот=0,15 1/год, р_тс=0,05 1/год. Срок службы системы энергоснабжения принят равным 30 лет, Е=0,1. Результаты расчетов ( )^опт приведены на рис. 1,2.

Рис. 1. Изменение в зависимости от расчетной тепловой нагрузки МТ-ГТУ при С_т=3 руб/кг у.т

1- электрическая мощность МТ - 12МВт, 2 - 25МВт, 3 - 50МВт,

4- аппроксимирующая зависимость от и

Рис.2. Изменение в зависимости от Nэ

1- при С_т=2 руб/кг у.т., 2- при С_т=3 руб/кг у.т., 3- при С_т=4 руб/кг у.т.

Из рассмотрения рисунков видно, что в зависимости от электрической мощности МТ находится в пределах 50-200 МВт, что соответствует расчетному коэффициенту теплофикации 0,23-0,28. Оптимальная тепловая мощность достигается в результате изменения экономии затрат на топливо от теплофикации и роста стоимости МТ, тепловых сетей.

Для МТ с ДВС расчеты выполнены при следующих данных: N_э=5-20 МВт, k_мт=45000 руб/кВт, η_двс=0,38-0,4, η_тэс=0,36. Остальные данные приняты такими же, как и в предыдущих расчетах. Результаты расчетов ( )^опт приведены на рис.3,4.

Рис.3. Изменение от тепловой нагрузки МТ – ДВС при С_т=3 руб/кг у.т

1- Электрическая мощность МТ-ДВС - 5МВт, 2- 10МВт, 3 - 20МВт, 4- аппроксимирующая зависимость от и

Рис.4. Изменение в зависимости от N_э при различной стоимости

топлива

1- при С_т=2 руб/кг у.т., 2- при С_т=3 руб/кг у.т., 3- при С_т=4 руб/кг у.т.

Как следует из рисунков, расчетный коэффициент теплофикации находится в пределах 0,16-0,25, что соответствует покрытию нагрузки горячего водоснабжения потребителей. С ростом стоимости топлива и электрической мощности источника ( )^опт увеличивается.

Таким образом, присоединенная тепловая нагрузка МТ имеет оптимальное значение, которая определяется электрической мощностью источника или количеством теплоты, выработанной комбинированным способом, стоимостными характеристиками оборудования и тепловых сетей. Соответствующее оптимальной мощности расчетное значение коэффициента теплофикации находится в пределах 0,16-0,3. Поэтому энергоагрегаты МТ ( ГТУ без регенерации и ДВС) должны прежде всего обеспечивать нагрузку горячего водоснабжения. Покрытие остальной части теплового графика Россандера должно осуществляется от пиковых котлов. При установке на МТ ГТУ с регенеративным подогревом воздуха оптимальное значение присоединенной нагрузки и расчетного коэффициента теплофикации будет увеличиваться по причине роста экономии топливных затрат в комбинированную схему энергоснабжения и потребует дополнительного исследования.

Существующие системы теплоснабжения городов и поселков РФ характеризуются низкими показателями эффективности и надежности теплообеспечения потребителей и имеют значительный потенциал энергосбережения. С целью повышения энергоэффективности в этой сфере принят Федеральный закон №190 «О теплоснабжении». В соответствии с законом намечена разработка перспективных схем теплоснабжения муниципальных образований, которая предусматривают развитие источников и тепловых сетей на основе внедрения передовых энергосберегающих технологий, обеспечивающих эффективное и качественное теплоснабжение потребителей. При этом приоритетным направлением является внедрение когенерационных технологий, позволяющих получить экономию топлива и затрат по сравнению с раздельной схемой энергоснабжения.

Разработка перспективных схем теплоснабжения городов предусматривает техническое перевооружение действующих источников, сетей, теплопунктов, вывод из эксплуатации физически изношенного оборудования, переключение тепловых нагрузок потребителей между источниками и строительство новых на основе технико-экономических обоснований. Величина подключаемой тепловой нагрузки потребителей к источнику теплоты должна быть экономически обоснованной, определяющей радиус теплоснабжения.

Рассмотрим определение радиуса теплоснабжения на примере газотурбинной ТЭЦ (ГТ-ТЭЦ). В качестве критерия эффективности принята величина индекса доходности, руб./руб.:

Ι_д= , (1)

где R=C_Q Q+C_Э Э – выручка от продажи тепловой (Q) и электрической (Э) энергии, руб./год; C_Q, C_Э – тарифы на тепловую и электрическую энергии, руб./ГДж, руб./кВт∙ч; - эксплуатационные затраты по источнику энергоснабжения, тепловым сетям и теплопунктам, руб./год; н – коэффициент, учитывающий налог на прибыль; Е – норма дисконта; - приведенные капиталовложения в систему теплоснабжения, руб.; T – срок жизни системы теплоснабжения, год.

Выразим эксплуатационные затраты в виде

(2)

, (3)

где - стоимость топлива, руб./кг у.т.; - расход топлива на источнике теплоты, кг/год; - коэффициенты, учитывающие отчисления от капиталовложений на амортизацию, ремонты, обслуживание источника, сетей и теплопунктов, 1/год; - стоимость источника, сетей и теплопунктов, руб.; - тепловые потери в сетях, ГДж/год; - удельный расход электроэнергии на перекачку, кВт∙ч/ГДж.

Условием положительного эффекта от присоединения дополнительной нагрузки к источнику, определяющей эффективный радиус теплоснабжения, будет I_д>1. С использованием изложенного подхода проведены расчеты эффективного радиуса теплоснабжения от ГТ-ТЭЦ (2хГТ-009м+2хПК) для схемы, приведенной на рис. 1.

Рис.1. Схема тепловых сетей от ГТ-ТЭЦ

Изменение тепловой нагрузки при такой трассировке сети в зависимости от радиуса показано на рис. 2. Как видно из рисунка, с увеличением радиуса теплоснабжения тепловая нагрузка изменяется неравномерно. В расчетах I_д приняты следующие данные: С_т=3,3 руб./кг у. т., С_э=1,0-1,5 руб./кВт ч, С_т=292,3 руб./ГДж, р_ит=0,15, р_тс=0,05, р_цтп=0,06 1/год, КПД тепловой сети - 0,95, удельная стоимость ГТ-ТЭЦ - 1400 долл. США/кВт, Е=0,1 1/год, Т=30 лет, стоимость сетей определена по ФЭР-24-2001 с учетом коэффициентов удорожания. Результаты расчетов показаны в таблице, изменение индексов доходности в зависимости от радиуса теплоснабжения приведены на рис.2.

Рис. 2. Изменение тепловой нагрузки от радиуса теплоснабжения

Из рис. 1 видно, что при С_э=1 руб./кВт∙ч индекс доходности будет больше 1 при радиусе теплоснабжения более 1400 м, что соответствует нагрузке 69,8 МВт. С увеличением С_э до 2 руб./кВт·ч величина радиуса, обеспечивающего I_д >1 руб./руб., снижается до 700 м при нагрузке более 38,9 МВт. Максимальная тепловая мощность ГТ-ТЭЦ составляет 93 МВт. Согласно СНиП 41-03-2003 при выходе в аварийный режим одного из агрегатов ГТ-ТЭЦ (ГТУ или пикового котла) величина минимальной тепловой мощности источника должна быть не менее 87% и составляет 80,9 МВт. Для обеспечения требуемой надежности теплоснабжения предусмотрен перевод двух котельных в резерв.

Таким образом, минимальный радиус теплоснабжения определяется условием I_д>1 максимальный – тепловой мощностью источника теплоты с учетом норм резервирования.

Таблица

Результаты расчета эффективного радиуса теплоснабжения от ГТ-ТЭЦ

* числитель - при С_э=1 руб./кВт·ч, знаменатель - при С_э=2 руб./кВт·ч.

Рис. 3. Изменение индекса доходности от радиуса теплоснабжения