|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Котельнизация россии – беда наци. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.Комбинированное потребление энергии от ТЭЦ - фундамент энергосбережения Богданов А.Б. Заместитель начальника департамента перспективного развития Омской ЭГК. Аналитик теплоэнергетики. 1. Легко и трудно отстаивать идеи энергосбережения. Написание данной статьи «Котельнизация России- беда национального масштаба» представляет собой определенную особенность и двойственность в понимании и изложении сути комбинированного производства энергии. Описывать и защищать идеи энергосбережения представленные в этой серии статей одновременно и легко и трудно. Легко, потому, что особенность и преимущества комбинированного способа производства тепловой и электрической энергии открыты и освоены более 80 лет назад. Ничего, принципиально нового с научной и с технологической стороны за это время не добавилось. Легко, потому, что не только умом, но и сердцем чувствуешь суть неразрывного процесса превращения высокопотенциальной тепловой энергии острого пара в высококачественную механическую (электрическую) энергию– эксергию, а низкокачественную тепловую энергию в тепло окружающей среды- анергию. Легко, потому что знаешь, что производство электроэнергии, это очень дорогое удовольствие, при котором более 60-70% топлива, в виде отработанного тепла выбрасывается в окружающую среду, и только в самых современных парогазовых энергетических установках, ТЭЦ с ПГУ безвозвратные потери топлива снижены до уровня 45%. Трудно, потому что из-за политического в управлении в энергетике, в нашем обществе сложились доходящие до абсурда так называемые регулируемые рыночные отношения. «Энергетики, которые играют в политику», за предыдущие 55 лет и особенно за последние 14лет, сформировали незыблемую нормативную и правовую база, обслуживающую прежде всего интересы федеральной электроэнергетики, за счет региональной теплоэнергетики. Трудно, потому что сложившаяся система централизованного управления и нормирования, напрочь убила потребность и возможность самостоятельного анализа и является фундаментом перекрестного технологического и социального субсидирования потребителей электроэнергии за счет потребителей тепловой энергии, одного вида энергетической продукции за счет другого вида. Трудно, потому, что за многие десятилетия в обществе сложился стереотип мышления того, что тарифная политика в энергетике региона определяется только технология производства электроэнергии на ГРЭС или тепловой энергии на котельной, совершенно без учета технологии потребления энергии. Трудно, потому, что в теплоэнергетике в России из-за дешевизны и доступности топлива, из-за отсутствия эффективного собственника учитывающего особенности российского климата, принимающего самостоятельные решения, а не просто копирующего опыт Запада, из-за упрощенного понимания технологии, произошло искусственное разделение неразрывного процесса производства энергии на ТЭЦ на а)электроэнергетический бизнес и б) прочие виды, в том числе так называемый тепловой бизнес, который якобы может «эффективно помогать электроэнергетическому бизнесу». Трудно, потому что в государственных органах, регулирующих и надзирающих за деятельностью энергетики (Минэкономразвития, Минприроды, Ростехнадзор, РЭК, ФСТ и т.д.) нет административной (уголовной) ответственности за ущерб нанесенный государству, потребителям тепловой и электрической энергии в виде потери 39% топлива, при отказе от теплофикации. Трудно, потому, что управление энергетикой осуществляется не профессионалами-аналитиками теплоэнергетиками, которые умом и сердцем чувствуют издержки энергетического производства, а менеджерами от политики, без опыта аналитической работы крупных энергетических систем и ТЭЦ, позволяющими себе руководить тем, чего не знаешь. 2 Показатели производства комбиэнергии на ТЭЦ и мини-ТЭЦ. В первой части статьи приводились сравнительные данные по экономичности производства тепловой и электрической энергии в единой технологической установке на ТЭЦ. Внимательный и критичный читатель наверняка обратил внимание на новое понятие, такое как комбинированная теплоэлектроэнергия ТЭЦ– Sкомби, с долей электроэнергии dээ [о.е.]. Для однозначности суждений в последующих расчетах комбинированную теплоэлектроэнергию будем называться комбиэнергией. Взаимная связь между выработкой на тепловом потреблении W и долей электроэнергии в комбиэнергии зоны действия ТЭЦ и мини –ТЭЦ отражена на рис 1. В отличии от ГРЭС и котельных где производится один вид продукции, ТЭЦ производит три вида выходного продукта с совершенно различной экономической эффективностью: а) электрическая энергия произведенная по конденсационному циклу – Nконд; б) тепловая энергия от котлов, РОУ– Qкотл; с)– комбиэнергия Sкомби от паровых и газовых турбин с содержанием доли электроэнергии – dээ[о.е]. Комбиэнергия – это вид тепловой и электрической энергии. получаемый в единой технологической установке в комбинированном цикле производства (в паровой или газовой турбине) на базе теплового потребления, без сброса тепла в окружающую среду. Численно значение комбиэнергии S равно сумме вырабатываемой тепловой- Q и электрической энергии - N, измеренной в одной системе измерения. S=Q+N [мВт]; [Гкал/ч]; [мВтч]; [Гкал] и т.д. Расчет количества производства и реализации комбинированной теплоэлектроэнергии ТЭЦ млжет производиться как в традиционных для России единицах измерения [Гкал], так и в традиционных для западных стран [мВт.ч]. (см рис.1 и табл.1) Табл.1 Удельные расходы топлива на комбиэнергию ИЭЦ, тепловую и электрическую энергию ГРЭС и котельных. Перерасход топлива при переходе от комбинированного потребления к раздельному раздельное энергопотребление Комбиэнергия от ТЭЦ электроэнергия ГРЭС Nконд тепловая энергия котельных Qкотл удельная выработка - W комбиэнергия ТЭЦ - Sкомб кг/мВт кг/мВт кг/Гкал мВт/Гкал кг/мВт кг/Гкал % ГРЭС + Котельная 331.5 144.2 167.7 0,0 - - - Мини ТЭЦ 13ата 712.2 149,6 173,9 0,234 149.6 173.9 20,3 ТЭЦ 130ата 366.0 148,3 172,4 0,62 148.3 172.4 38,6 ПГУ 90ата 218.9 129,2 150,2 1,4 129.2 150.2 91,7 Главным отличием анализа термодинамической эффективности производства с применением комбиэнергии на ТЭЦ заключается в том, что при анализе работы ТЭЦ исключены неоднозначные показатели эффективности такие показатели как: а) удельный расход топлива на тепловую энергию от ТЭЦ, и б) удельный расход топлива на электрическую энергию от ТЭЦ. Полностью исключается технологическое и социальное перекрестное субсидирование между тепловой и электрической энергией на ТЭЦ, которое более 55 лет является неразрешимой задачей для советских и российских теплоэнергетиков. Наглядно и однозначно видно, что комбиэнергия на ТЭЦ-130ата с удельной выработкой на тепловом потреблении W=0.62 мВт/Гкал, производится с затратами топлива 148,3кг/мВт.ч, что в 2.2 раза экономичнее чем производство электроэнергии на ГРЭС-331,5кг/мВт.ч. По технологической сути производство комбиэнергии – Sкомби=149.6 кг/Гкал на ТЭЦ равноэкономично производству тепловой энергии Qкотла=149.6 кг/Гкал. В итоге, на базе теплового потребления одного потребителя - «донора энергосбережения» от ТЭЦ экономится 38.6% первичного топлива для 7.9 жителей региона (см. 1-ю часть статьи). 3. Технологические показатели потребления комбиэнергии от ТЭЦ. Для анализа потребления городским потребителем комбиэнергии, в качестве примера рассмотрим потребление тепловой и электрической энергии одним жителем. Примем усредненную величину потребления электрической энергии - 0,75мВтч/год, тепловой энергии-9Гкал/год. Таким образом потребление комбиэнергии для одного жителя составляет S=Q+N=9/0.86 + 0.75 =11.22мВт/год с долей электроэнергии d=0.067. Этот пример наглядно показывает, что российский житель из 100% потребляемой энергии, потребляет высококачественной электроэнергии всего 6.7%. Остальные 93,3% энергии необходимые для отопления дома он может использовать в виде отработанного тепла от ТЭЦ или ГРЭС, которое все равно будет выброшено от градирен в атмосферу. Исходя из анализа данных в рис 2 и табл. 2 следует что; 1. Каждый городской житель, потребляя 93,3% низкокачественной энергии отработанного пара от современной ТЭЦ -130ата, обеспечивает производство электроэнергии по комбинированному способу не только для себя - 6.7%, но и для других потребителей электрической энергии региона 34.5-6.7=27.8% 2. Вопреки распространенному мнению, что бюджетный потребитель, городской житель, теплицы, детские садики потребляющие тепло от ТЭЦ якобы являются датируемыми потребителями технический анализ показывает, что именно они обеспечивают производство экономически выгодной электрической энергии для всех других потребителей региона 3. Существующие нормативные документы по формированию тарифов должны быть полностью переработаны исходя из технологии обеспечения энергосберегающего производства комбинированной энергии. Табл. 2. Годовое производство комбиэнергии на базе тепловой нагрузки мощностью 1Гкал/час. Вид тепловой энергии Ед. измерения Производство комбиэнергии Ст пиковая энергия Сумма Ат, Бт Ст Ак базовая энергия Бк полубазовая энергия Сумма Ак+Бк Мощность необходимая потребителю Гкал/ч 0.23 0.38 0.61 0.39 1.00 % 23 38 61 39 100 Потребленная энергия Гкал/год 1826 1568 3394 335 3726 % 49 42 91 9 100 Число часов использования установленной тепловой мощности час/год 7938 4118 5564 860 3726 Эффективность использования установленной мощности % 91 47 63.5 9.8 42.5 Удельная выработка на базе теплового потребления мВт/Гкал 0,64 0.56 0.61 0.0 Эл. энергия произведенная по комбинированному способу мВт.ч /год 1187 876 2063 - 2063 Произведенная комбиэнергия на базе теплового потребления 1Гкал/час Мвт.ч/ год 1187+ 1826/0.86 =3310 876+ 1568/0.86=2701 6011 Доля электроэнергии в комбиэнергии ое 0.359 0.324 0.343 Затраты топлива на производство тепловой и электрической энергии. - по комбинированному способу тут/год 509.4 409.7 919.1 55.3 974.4 - по раздельному способу тут/год 716.6 564.9 1281.5 55.3 1336.9 Перерасход топлива при раздельном способе производства против комбиэнергии. о.е 1.41 1.38 1.39 1.0 1.37 Жители города, получающий тепло от ТЭЦ с тепловой нагрузкой 1Гкалчас обеспечивает выработку электрической энергии 2063мВт -34.5% комбиэнергии. Однако он потребляет для себя всего 6.7% *6011=403мВт. Оставшиеся 1660мВт с удельным расходом топлива 148.3 кг/мВт что в 2,2 раза экономичнее чем на при выработке электроэнергии на ГРЭС с удельным расходом топлива 336 кг/мВт. О каком субсидировании городского потребителя можно говорить! Наоборот именно каждый житель города субсидирует всех других потребителей электрической энергии в регионе. И наоборот, каждая котельная, построенная в центре тепловых нагрузок городе неуклонно ведет к росту тарифов на тепловую и электрическую энергию по всему региону. Все эти парадоксы и есть результат глубочайшего перекрестного технологического (скрытого) и социального (явного) перекрестного субсидирования в энергетике, суть которого, без понимания технологии производства энергии на ТЭЦ, в принципе не могут понять ни менеджеры ни экономисты не выполнявшего самостоятельно расчеты по диаграммам режимов турбин. В заключение хочу отметить, что осмысление о необходимости введения нового вида энергетического товара – «комбиэнергии» пришло в результате многолетних обсуждений и споров с моим товарищем и оппонентом Шлапаковым В.И. Именно в его статье впервые поднят вопрос о применении отдельного вида оплаты за комбинированную энергию. Именно после организации рынка комбинированной энергией, сразу же сами собой исчезнут многолетние бесполезные споры о том, кому отдавать выгоду от теплофикации: электрическим или же тепловым потребителям. Эффект в виде снижения тарифа, получат только те потребители, которые реально получают тепло от ТЭЦ и обеспечивают производство электроэнергии по комбинированному циклу. С внедрением этой методики всем потребителям будет выгодно заключать прямые договора на поставку комбиэнергии и появится экономический стимул для внедрения энергосберегающих технологий. 3 Строить или не строить мини-ТЭЦ, которые также вырабатывают энергию по комбинированному способу. Проезжая по нашей столице, каждый мог обратить внимание, насколько сильно парят московские ТЭЦ. Так от каждой градирни ТЭЦ средней производительности, сбрасывается в атмосферу порядка 200 400Гкал/час, что равно теплу примерно 2 5 котельных средней производительности. В тоже время наряду с работой ТЭЦ и ГРЭС на атмосферу, в крупных городах работают и проектируются множество котельных и мини-ТЭЦ. Квалифицированный инженерный расчет показывает, что случае, когда на любой ТЭЦ или ГРЭС в региона работает хотя бы одна градирня, безвозвратная потеря топлива на любой котельной, за отопительный сезон, составляет порядка 75-80% от количества сожженного топлива. Надо себе только представить, что из-за нежелания или -же неспособности государственных органов (Минэкономразвития, Минпромэнерго, Минприроды, Ростехнадзора, ФСТ, РЭК) планово управлять энергетической политикой страны, отсутствия адекватного политического и законодательного решения по энергосберегающей политике в России, каждые 3 из 4 вагонов с топливом на подавляющем большинстве крупных котельных бездарно выбрасываются в атмосферу. На первый взгляд строительство мини-ТЭЦ, а так же как и строительство квартальных котельных, работающих на газе кажется отличным решением. Сразу решается две политические задачи; 1. С одной стороны решается поставленная политическая задача по обеспечению теплом и электричеством вновь вводимого жилья по программе выполнение проекта «Доступное жилье», за которую строго спрашивает правительство; 2. С другой стороны решается задача по борьбе с естественным монополистом владеющими современными ТЭЦ. От действующих ТЭЦ отключаются целые микрорайоны и подключаются к вновь построенным котельным. поставлен технологическим направлением по внедрению энергосберегающих технологий, и в борьбе с естественными монополистами. Появляются чудо менеджеры – «варяги от энергетики» с заявлениями обеспечить ввод 1000 блоков мини –ТЭЦ. Но все эти политические решения являются классическими примерами срытого перекрестного субсидирования национальных проектов за счет потребителей тепловой и электрической энергии. Вложенные сегодня деньги, в якобы дешевый проект «Доступное жилье» с котельными и мини -ТЭЦ, завтра будут изъяты у населения через завышенные на 28% расходы топлива в тарифах на тепловую и электрическую энергию. Опять, как и всегда, будет виноват Чубайс. С монополизмом необходимо работать политическими законодательными методами, а не путем перекрестного субсидирования неэкономичных технологий. Квалифицированный инженерный анализ, выполнений на основе первоисточников - энергетических характеристик технологического оборудования, диаграмм режимов паровых и газовых турбин показывает реальную картину по степени экономичности и целесообразности применения мини-ТЭЦ. Везде есть свои особенности, надо думать и квалифицированно оценивать особенности конкретных топливно-энергетический баланса каждого региона! 1-я особенность. Мини ТЭЦ не имеет энергетических преимуществ против современной ТЭЦ. С энергетической точки зрения мини-ТЭЦ с параметрами пара до 24ата, давлением газа до 18ата не имеют никакой экономической выгоды по сравнению с обычными ТЭЦ. Только ТЭЦ ПГУ с высокими параметрами пара имеют безусловную выгоду по экономии топлива сравнении с традиционными ТЭЦ с параметрами пара 90-130ата. (рис №1). Чем выше параметры термодинамического цикла, тем выше экономичность в сравнении с конкурентным способом производства электроэнергии на ГРЭС и тепла на котельной. Так при отказе от комбинированного производства электроэнергии и тепла с переходом на раздельное производство тепла на котельной и электроэнергии на ГРЭС максимально возможный перерасход топлива, составляет: а) при отказе от ПГУ 90ата – 91.7%, – самое большое значение экономии топлива. б) при отказе от ТЭЦ 130ата– 38.6%, – традиционное значение экономии. с) при отказе от мини-ТЭЦ – 20.3%. – низкий показатель, но лучше чем ГРЭС и котельная При расчетах экономической эффективности Мини ТЭЦ недопустимо использовать такие показатели как удельный расход топлива на электроэнергию и на тепловую энергию. Без постоянного взаимного согласования их значений при различных режимах невозможно квалифицированно производить анализ экономичности мини-ТЭЦ. Единственными и однозначными показателями, определяющими эффективность производства электроэнергии по комбинированному циклу на мини-ТЭЦ и ТЭЦ являются: а) W- выработка электроэнергии на тепловом потреблении, б) aтф - коэффициент теплофикации (рис.1 и рис 3). ТЭЦ ПГУ и паровым циклом Р =100ата. W = 1.5 - 1.2 мВт/Гкал ТЭЦ ПГУ и паровым циклом Р= 40ата. W = 1.0 - 0.8 мВт/Гкал ТЭЦ с паровым циклом 240ата 560 С W= 0.75 - 0.6 мВт/Гкал Мини ТЭЦ с эффективной газопоршневой установкой W= 0.7 - 0.5 мВт/Гкал ТЭЦ ГТУ, без паровой турбины более 16мвт W = 0.7 - 0. 4 мВт/Гкал ТЭЦ с паровым циклом 130 ата 565 С W = 0.62 - 0.48 мВт/Гкал ТЭЦ с паровым циклом 90 ата 500 С W = 0.5 - 0.36 мВт/Гкал Мини ТЭЦ ГТУ, ГПУ без паровой турб до 8мвт W = 0.42 - 0. 3 мВт/Гкал Мини ТЭЦ с паровым циклом 13 ата 200 С W = 0.15 - 0.05 мВт/Гкал 2-я особенность Мини ТЭЦ обеспечивают экономию топлива только для 2.8 человек, а обычная ТЭЦ экономит топливо для 7.9 человек потребителей электроэнергии.. Не только технология производства энергии, а в большей степени технология потребления энергии произведенной по комбинированному способу определяет экономию топлива и снижение тарифов! При комбинированном производстве каждый житель, получающий тепло от ТЭЦ потребляет тепла в семь-десять раз больше чем электроэнергии (рис 4), и за счет этого является «донором» энергосбережения и для других жителей региона (рис 5). 1. от ТЭЦ ПГУ-90ата – для 17.9 жителей 2. от ТЭЦ 130ата – для 7.9 жителей 3. от мини ТЭЦ 13ата – для 2.8 жителей 3-я особенность. Дополнительные вопросы, которые необходимо учитывать в технико-экономическом обосновании (ТЭО) при выборе мини-ТЭЦ. Особое непонимание и возмущение у будущих собственников мини-ТЭЦ вызывает кажущиеся дискриминационные требования при оформлении разрешения доступа на рынок электрической энергии. Именно, при оформлении доступа на рынок электрической энергии возникают такие вопросы, о которых, как правило, ранее не приходилось задумываться. Именно переход на рыночные отношения вызвал необходимость квалифицированно считать затраты на обеспечение надежности, на резервирование которые обеспечивается при работе в единой энергетической системе, и за которые надо платить большие деньги. 1. Для обеспечения равной надежности при электроснабжении только от собственной ГТУ необходимо учитывать необходимость установки не одной, а двух или трех газовых турбины. При этом одна или две турбины остаются в работе, и одна турбина в резерве или в ремонте. 2. В случае отсутствия резервной турбины, в ТЭО необходимо предусматривать затраты по договору на резервирование электрической мощности по двух- ставочному тарифу - одна ставка плата за заявленный резерв, и вторая ставка - оплатой за потребленную энергию. 3. При анализе стоимости производства тепловой и энергии на ГТУ в ТЭО необходимо учитывать двойную стоимость газовых турбин включающей в себя полную замену газовой турбины за период работы 100тыс часов. Вопрос того, кому и сколько надо платить за надежность, за резервирование производства электрической мощности требует полного пересмотра существующих методов тарифообразования в электроэнергетике и теплоэнергетике региона. Существующие методики тарифообразования не отвечают технологии производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ, монополизированы и закладывают социальное и технологическое перекрестное субсидирование потребителей получающих электроэнергию от ГРЭС, за счет потребителей получающих тепловую энергию от ТЭЦ и мини ТЭЦ. В условиях конкурентной борьбы за рынок тепловой и электрической энергии, для исключения (учета) объемов перекрестного появляется острая необходимость в реальной оценке затрат на все виды энергетических товаров и услуг от ТЭЦ, мини-ТЭЦ. В предыдущем номере журнала приведена «Матрица видов энергетических товаров и услуг ТЭЦ, мини-ТЭЦ» предназначенная для последующего постатейного анализа и нормирования прямых расходов и накладных издержек энергетического производства. Принципы распределения затрат по видам энергетической продукции ТЭЦ приведены в статьях 4-я особенность. Что еще надо учитывать в ТЭО выбора мини-ТЭЦ. 1 С государственной точки зрения направленной на максимальное снижение тарифов на тепловую и электрическую энергию, мини-ТЭЦ с низкими параметрами газа и пара, занимает среднее положение по эффективности – лучше, чем на (ГРЭС + котельная), но хуже чем ТЭЦ: § по сравнению с раздельным способом производства тепловой и электрической энергии мини-ТЭЦ обеспечивает экономию топлива порядка 15%; § по сравнению с комбинированным способом производства на ТЭЦ-130ата недоиспользование экономии топлива от эффекта теплофикации на мини-ТЭЦ составляет порядка 13%; § по сравнению с ТЭЦ ПГУ 90ата недоиспользование экономии топлива на мини-ТЭЦ составляет до 33%. 2 С точки зрения эффективного собственника мини-ТЭЦ может обеспечить эффект при производстве электроэнергии только в объемах для обеспечения собственные нужд при цене покупной электроэнергии более 1.0-1.2 руб./кВтч. 3 Для выхода на конкурентный рынок электрической энергии себестоимость электроэнергии на мини-ТЭЦ работающей на природном газе, должна быть ниже себестоимости электроэнергии современных ГРЭС, ТЭЦ работающих на угле ~0.4-0.5руб./кВтч. 4 С учетом того, что в соответствии с энергетической стратегией цены на газ будут в 1.6 раза выше цены твердого топлива, на конкурентный рынок электроэнергии могут выйти только самые современные ТЭЦ-ПГУ с удельной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении выше 1.2-1.4мВт/Гкал. 5 Для завоевания возможного конкурентного рынка электроэнергии, без выхода на единые электрические сети и системы собственнику мини-ТЭЦ необходимо брать на себя заботы и затраты на обеспечение надежности резервирования, сбыта при изолированной работе на отдельно выделенного потребителя электрической энергии. 6 Попытка выйти на конкурентный рынок электроэнергии производимой от мини-ТЭЦ, повлечет за собой, как и в «большой» энергетике, перекрестное субсидирование производимой электроэнергии за счет потребителей тепловой энергии. 5-я особенность. Перекрестное субсидирование в теплоэнергетике и электроэнергетике не позволяет выявить центры прибыли, центры убытков и адекватно сформировать тарифную политику на комбинированную «теплоэлектроэнергию» от ТЭЦ и мини– ТЭЦ. Табл.3 Центры прибыли и центры убытков энергосбережения при потреблении энергии. Центры прибыли. Самые выгодные потребители тепловой энергии, которые по технологии потребления, обеспечивают максимальную прибыль и дотируют других потребителей электроэнергии. Центры убытков Самые не выгодные потребители, которые по технологии потребления на электроэнергию, так как они дотируются за счет всех потребителей тепловой и электрической энергии. А) Теплицы потребляющее тепло отработанного пара с температурой 40-60°С. Б) Население, потребители, обеспечивающие производство тепло и электроэнергию по комбинированному способу Ж) Потребители, не обеспечивающие производство тепла и электроэнергии по комбинированному способу и в том числе: ПГУ 100ата W=1,5-1.2 Электрокотельные для отопления, которые необоснованно пользуются льготными низкими тарифами. Электротермические установки, электродные печи, для производство алюминия и т.д. которые совершенно необоснованно получают низкие тарифы на ЭЭ от ГЭС Электротяга, электропривод Все потребители получающие тело от котельных, а электроэнергии произведенной по конденсационному циклу и т.д. ТЭЦ 240ата W=0.75-0.6 ГТУ N>16мВт W=0.7 -0.6 от ТЭЦ-130-90ата W= 0.6-0,3 мини ТЭЦ < 8 мВт W=0.42-03 от мини - ТЭЦ W=0.15-0.05 С) Промышленные предприятия, потребители, получающие тепло от ТЭЦ. Д) Потребители тепла от собственных ТЭЦ, мини ТЭЦ потребляющие электроэнергию только для потребления на собственные нужды, без выхода на внешний рынок ЭЭ. ВЫВОД: Население городов, дотирующее всех остальных потребителей, должно иметь самые низкие в 1.5-2 раза ниже среднегодовой, тарифы на тепло определенные по маржинальным издержкам производства и потребления. ВЫВОД: Электротермия, электроотопление, электротяга, должно иметь самые высокие в 1.5-2 раза выше среднегодовой, тарифы на электроэнергию определенные по максимальным издержкам производства и потребления. 6. Что делать, чтобы прекратить потерю, потери 75-80% топлива на котельных, за счет сокращения сбросов тепла от градирен ТЭЦ и ГРЭС? I. Сильные (но нереальные) действия, при проявлении политической воли государства. 1 Обязать Минэкономразвития России, взять функции бывшего ГОСПЛАНА СССР и нести ответственность за сбережение 75-80% топлива котельных и рациональное использование топливно - энергетических ресурсов России. 2 Так же как и 86 лет, принять политическое решение, обязать Минэкономразвития России с привлечением Минпромэнерго, Минприроды, Ростехнадзора, разработать государственную концепцию по приоритетному развитию комбинированного производства и комбинированного потребления тепловой и электрической энергии от ТЭЦ – Государственная Концепция Теплофикации России – «Концепция ГОТЭФРО». 3 И только на основании Концепции ГОТЭФРО, как его продолжение, приступить к разработке следующей программы ГОЭЛРО-2 – государственная программа. концепцция по строительству атомных станций, ГРЭС и ГЭС. 4 Разработать и принять «Энергетический кодекс РФ»: · исключающего основы перекрестного субсидирования в энергетике · являющего основой для последующей корректировки существующих и принятия новых законов: «о энергетической политике и энергосбережении в РФ», «об использовании топлива на электростанциях и в промышленности РФ», «о комбинированной тепловой электрической энергии», «об охране окружающей среды от объектов энергетики», «об электроэнергетике», «об теплоэнергетике», «об атомной энергетике», «об гидроэнергетике», «о коммунальной энергетике» и т.д. · законодательно закрепляющего государственную политику эффективного использования топливных, энергетических ресурсов, основные принципы формирования энергетической стратегии России, · использующего выгоды централизованного производства тепловой, электрической, комбинированной энергии, централизованных систем хладоснабжения, · определяющего место ТЭЦ, ГРЭС, АЭС, Мини-ТЭЦ, котельных и т.д. · определяющего ответственность государственных органов за обеспечение коллективного оптимума обеспечения Предложения хоть и правильные, но пока невыполнимые. Государство отказалось от планового управления топливно энергетическим комплексом. В государстве нет эффективных собственников, нет амбициозных законодателей, нет квалифицированных регуляторов, кому было бы конкретно выгодно лоббировать разработку и принятие «Энергетического кодекса». Революционная ситуация, которая может потребовать перемены, пока не назрела - «Низы пока терпят, верхи пока могут». Зиму пока проходим без замораживания крупных городов. Ярким примером того.что революционная ситуация пока не назрела является четырехлетняя проволочка с принятием Федерального Закона «О теплоэнергетике» II. Слабые действия, при отсутствии политической воли государства, и ориентации только на действие рыночных механизмов. 5 Ждать, пока пройдут реформы в электроэнергетике с появлением эффективных собственников ТЭЦ (более 20-50лет). 6 Проводить разъяснительную работу с потребителями комбинированной (тепловой и электрической) энергии производимой по комбинированному способу на ТЭЦ, об их уникальном праве на обеспечение энергией по низким тарифам. 7 Ждать пока появится амбициозный политик, квалифицированный и не политизированный регулятор, который с привлечением потребителей комбинированной энергии от ТЭЦ, части населения городов, через арбитражный суд потребует отмены монополизированных инструкций, узаконивающих перекрестное субсидирование потребителей конденсационной энергии за счет потребителей тепловой энергии от паровых и газовых турбин ТЭЦ, мини-ТЭЦ. 7. Так строить или же не строить мини-ТЭЦ в России? Мини-ТЭЦ не следует строить в следующих случаях: Если имеется государственная политика, направленная на эффективное использование топливных ресурсов. В настоящее время такой политики нет. Если имеется концентрированная тепловая нагрузка, которую можно передать на современные ТЭЦ, работающая на угле, на которых можно установит высокоэффективные установки с удельной выработкой выше W=0,6–0,5мВт/Гкал как от базового источника тепла. Если отсутствует выделенная электрическая нагрузка, которую можно взять на свои «собственные нужды», без выхода в электрические сети энергосистемы. Если отсутствует квалифицированный персонал, обеспечивающий возможность работы на выделенную изолированную сеть. Если в РЭК, региональном Ростехнадзоре, имеются квалифицированные, не политизированные специалисты – «регуляторы», которые способные по сути, а не по формальным лозунгам, ставить задачи и решать вопросы по снижению тарифов на тепловую и электрическую энергию в регионе. Если в регионе имеется квалифицированное общество защиты прав потребителей тепловой и электрической энергии, которое способно квалифицированно потребовать от РЭК, значительного снижения тарифов на комбинированную тепоэлектроэнергию получаемую от ТЭЦ. Мини-ТЭЦ экономически и политически можно строить в следующих случаях: Там, где малая концентрация потребителей, где нет возможности строительство современных ТЭЦ с высокой удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Если находишься в составе АО или предприятия, уже имеющего выход на рынок электрической энергии, имеющего системы коммерческого учета мощности и энергии, имеющего опыт прогнозирования затрат на обеспечение мощности и энергии. В случаях обеспечения потребностей в электрической энергии только для собственных нужд. В случаях, когда производитель электрической энергии от мини-ТЭЦ готов взять на себя весь круг обязанностей по транспорту, распределению и реализации комбиэнергии. Самое эффективное и перспективное решение, разрушающее монополию существующих структур. Там, где имеются целеустремленные руководители, которые понимающие суть комбинированного производства тепловой и электрической энергии, умеющие квалифицированно и конкретно ставить и решать задачи. Там, где нет государственной политики энергосбережения, где в виде перекрестного субсидирования можно удешевить стоимость строительства котельной и мини ТЭЦ за счет увеличения тарифов на тепловую и электрическую энергию Там, где работники РЭК и Ростехнадзора формально исполняют свои функции и выполняют другие задачи, не направленные на кардинальное до 75% снижение расхода топлива по котельным города и региона. Итак, при принятии решения строить или не строить мини-ТЭЦ, надо квалифицировано считать не только капитальные затраты на строительство, но прежде всего реальную программу производства и реальные издержки при производстве тепловой и электрической энергии. Дополнительную информацию по формированию энергетической политики о проблемах развития ТЭЦ и мини-ТЭЦ можно найти на сайте: Выводы. 1. Применение нового понятия «комбиэнергия S с долей электроэнергии d» позволяет: § исключить из экономических расчетов неоднозначные показатели экономической эффективности такие как: «удельный расход топлива на тепловую энергию и удельный расход топлива на электрическую энергию» § наглядно и однозначно оценить экономическую эффективность комбинированного производства и комбинированного потребления тепловой и электрической энергии от на ТЭЦ, мини-ТЭЦ, котельных и ГРЭС; § выявить центры прибыли и центры убытков при производстве и потреблении энергии; § выявить размеры перекрестного технологического и социального субсидирования в теплоэнергетике; 2. Отказ от комбинированного производства тепловой и электрической энергии при строительство котельной, в зоне действия ТЭЦ приводит к необоснованной потери 75-80% топлива от расхода топлива по котельной. 3. Строительство мини-ТЭЦ с низкими параметрами пара и природного газа по сравнению с современными ТЭЦ обходится потерей до 20% топлива от расхода топлива по мини ТЭЦ. 4. В развитии энергетики России сложилась неуправляемая ситуация: с одной стороны РАО ЕЭС России объявляет собственную программу развития электроэнергетики путем строительства ГРЭС и ГЭС. С другой стороны региональные руководители, любыми путями выполняющие федеральную целевую программу «Доступное жилье» продвигают проекты строительства котельных или мини-ТЭЦ. И то и другое ведет к значительному, более 28% перерасходу топлива и бесконечному росту тарифов на тепловую и электрическую энергию. 5. Необходимо политическое решение, чтобы не дожидаясь того. когда рыночные отношения смогут эффективно управлять энергетическими ресурсами России (более 50лет), восстановить функции бывшего ГОСПЛАНА СССР, сформировать энергетическую стратегию в виде Государственной Концепции Теплофикации России - ГОТФРО. И только на основании Концепции Теплофикации необходимо разрабатывать программы дальнейшей электрификации России ГОЭЛРО-2, и программу строительства котельных. 6. Нужен амбициозный лидер (группа лидеров) партия, которые на основе уважения профессиональных знаний специалистов – теплоэнергетиков, на основе уважения прав потребителей энергии, способны провести работу по разработке и внедрению Государственной Концепции Теплофикации России, способны довести до избирателей, до потребителей суть необходимость Концепции Теплофикации России. Шлапаков В.И. «Закон оплаты за энергию» Новости теплоснабжения №7 2005г Богданов А.Б. «Котельнизация России – беда национального масштаба» ЭнергоРынок» № , , , 2006г.
Максимальная выработка электроэнергии на тепловом потреблении – основное направление перспективного развития Российской энергетики Богданов А.Б. Заместитель начальника департамента перспективного развития Омской ЭГК. Аналитик теплоэнергетики. В части 2 статьи «Котельнизация России» ) были приведены принципиальные недостатки существующей инструкции по анализу технико-экономических показателей работы ТЭЦ. Именно применение таких показателей как удельный расхода топлива на тепловую и удельный расход топлива на электрическую энергию на ТЭЦ привело к глубочайшему системному кризису, перекрестному субсидированию между видами тепловой и электрической энергии на ТЭЦ и, в конечном итоге, массовому строительству котельных и мини-ТЭЦ с низкими параметрами. В данной статье описывается метод анализа синергии топливосбережения сложных теплоэнергетических систем ТЭЦ, города, региона с помощью широко известных, но неприменяемых в широкой практике таких показателей как: а) удельная выработка электроэнергия на тепловом потреблении; б) коэффициент полезного использования топлива КПИТ. Синергия - порождение ценностей группой или структурой, посредством эффективных внутренних процессов; таким образом, целое оказывается больше составляющих его частей. Как правило, имеется три сценария проявления синергии в практической деятельности. Сценарий первый - самый простой, и, как показывает практика довольно редкий. Вклад каждого специалиста хорошо вписывается в общую картину, совместные усилия себя оправдывают, общий результат равен сумме вкладов всех специалистов. Так, если над заданием работают четыре специалиста, их результат работы равен результату, который могли сделать четыре специалиста, работав бы они по отдельности. Тут суммарный эффект равен сумме эффекта каждого в отдельности (1+1+1+1=4). Сценарий второй - самый частый. Вариант «лебедя, рака и щуки». Специалисты пытаются делать работу вместе, взаимодействуют, но процесс осложняется амбициями, взаимонепониманием, уходом от основной темы, конфликтами, повторами. В результате работа затягивается, одни и те же вещи приходится переделывать помногу раз. Совещания проходят по типовому сценарию – в попытках примерить разные точки зрения, и заканчиваются ничем. Вся работа оказывается выполнена посредственно. В этом случае результат суммарный результат группы становится меньше суммы составных частей каждого (1+1+1+1=1.8) Сценарий третий (синергетический) встречается гораздо реже. Искусство управления интеллектуальным капиталом состоит именно в том, что бы умело объединять усилия нескольких людей и добиваться сверхаддитивного эффекта. Выигрывает всегда тот, что это делает лучше, у кого в организации все получается быстрее, качественнее, и с меньшими затратами. (1+1+1+1=8.6) Безграничный и безымянный Интернет Мы, городские жители сами не замечаем, насколько мы богаты и не ценим то, что имеем. Ярчайшим примером проявления синергии в нашей повседневной жизни является показатель потребления жителями воды при различных экономических условиях. Сценарий первый. В деревне, там, где доме нет крана с холодной водой, как само собой разумеющееся имеется рукомойник на гвоздике, посуду моют в 2 3-х чашках последовательно установленных друг за другом. При этом на небольшую семью хватает 2-3 ведра воды в день. Сценарий второй. В городе, где имеется красивый хромированный кран с холодной и горячей водой, посуду моют 1-2 раза под струей свежей воды. Суточный потребление воды городским жителем при этом увеличивается в десятки раз. Проектировщики рассчитывают потребление на одного человека до 300литров в день, в том числе 180 литров холодной воды, и 120 литров горячей воды. В городской квартире, где нет счетчиков холодной и горячей воды, во многих случаях потребление воды на самом деле достигает до 300литров в день на человека. Мы настолько привыкли к почти бесплатным благам, что не замечаем, что умываемся, чистим зубы, бреемся, принимаем душ с полностью открытыми кранами воды. Сценарий третий (синергетический). Но, как только появляется бездушный счетчик воды, то уже без особых усилий, и особых самоограничений расход воды мы снижаем в 2-3 раз потребление воды против проектной нормы. А если и цена за воду поднимется в 10 раз, как это сделано за рубежом, то и для российского потребителя воды станет совершенно естественным чистить зубы и бриться со стаканчиком воды, затыкать пробкой раковину, умываться и мыть посуду поочередно в 2-3 чашках последовательно, и повторно использовать воду перед ее сбросом в канализацию! Относительные базовые показатели в большой энергетике. В практике экономических расчетов широко известны применение некоторых базовых показателей, которые помогают определить единый подход, систематизировать и упорядочивают расчеты и показатели. К примеру, у всех на слуху такой базовый показатель, как стоимость барелля нефти в долларах. Хотя 99% жителей и не представляет конкретно, что такое 1 баррель нефти, зато СМИ приучили нас к понятию что $50 за баррель - это норма, но может быть и $30 и $75. В качестве второго базового показателя в энергетике, можно привести всем очень хорошо известно применение такого базового понятия как «условное топливо». Без дополнительных разъяснений все сразу понимают, что расчет производится по базовому показателю – условному топливу с теплотворной способностью 7000Ккал/кг. В жизни такого топлива может и не быть, есть топливо с большей теплотворной способностью, скажем бензин-10600Ккал/кг, есть топливо с меньшей теплотворной способностью, скажем дрова - 2400Ккал/кг, но для сравнения эффективности технологических процессов в энергетике все расчеты приводятся к условному топливу. Существующий на сегодня метод оценки эффективности работы ТЭЦ по комбинированному способу производства осуществляется по таким же базовым показателям, что и для раздельного производства: а) удельный расход топлива на электроэнергию и б) удельный расход топлива на тепловую энергию. Но применение только этих показателей не позволяет в принципе адекватно отразить работу сложной теплоэнергетической системы, включающую комплекс ТЭЦ, ГРЭС и котельные. Поэтому для однозначной оценки эффективности комбинированного производства тепловой и электрической энергии необходимо внедрить ряд новых базовых показателей. Базовые показатели для анализа работы сложных теплоэнергетических систем. Показатели технического анализа работы ТЭЦ такие как: а) удельная выработка электроэнергии на базе теплового потребления W [мВт/Гкал] [мВтЭЭ/мВтТЭ] и б) коэффициент полезного использования (КПИТ) ти - это широко известные показатели, которые давно используются в энергетике для анализа экономичности, решения частных исследовательских задач. Однако их широкое применение на практике для определения энергосберегающего потенциала по ТЭЦ, городу и региону было ограничено существующими нормативными материалами. «Лысенковщина» в энергетике Вопросам создания теоретических основ анализа тепловых электростанций в литературе уделено очень много внимания. Можно указать на работы по коэффициентам ценности тепла д.т.н. Я.М.Рубинштейна, метод составления КПД ТЭЦ д.т.н. И.Н.Бутакова, метод энергетических коэффициентов д.т.н. В.Я Рыжкина, метод составления показателей по производству тепловой и электрической энергии на ТЭЦ к.т.н. А.С.Горшкова, энтропийный метод анализа энергетических потерь д.т.н. Д.П.Гохштейна и видоизменение этого метода в работах д.т.н. Андрющенко и д.т.н. Калафати; д.т.н. Е.Я Соколова и т.д. и т.п. В 1952 году Академией наук СССР на дискуссионном научно-техническом совещании проведенном Энергетическим институтом им. Г.М. Кржижановского совместно с Московским научно-техническим обществом энергетической промышленности были обсуждены некоторые из вышеперечисленных методик и было принято решение, что «применяемый на электростанциях метод вычисления технико-экономических показателей (физический метод А.С.Горшкова) в основном удовлетворяет требованиям эксплуатации электростанций и энергосистем». Несмотря на сложившееся глубокое перекрестное субсидирование потребителей электрической энергии за счет потребителей тепловой энергии, в условиях планового хозяйства СССР рекомендованная в 1952 году официальная методика в определенной мере решала задачи планомерного развития энергетики СССР. Госплан СССР определял народнохозяйственный эффект, управлял процессом перспективного развития. Однако, при отказе от плановой экономики и переходе к рыночной энергетике в 1992-1995 годах в Москве и других крупных городах потребители тепла в массовом порядке стали отказываться от теплофикации и переходить на раздельный способ потребления энергии: тепло от собственных котельных, а электроэнергия от ГРЭС и ТЭЦ, работающих в конденсационном режимах. Для исправления сложившегося положения, с тем, что бы хоть как приостановить массовый переход к котельным, в 1996году в спешном порядке была произведена корректировка «физического» метода на так называемый «действующий метод ОРГРЭС» . При этом из 100% экономии топлива, получаемой при комбинированном производстве на ТЭЦ, только 20 25% эффекта стали относить на удешевление стоимости тепловой энергии на региональном уровне, но по-прежнему до 80 75% эффекта относилось на удешевление электрической энергии на федеральном уровне, где главным заинтересованным лицом является РАО «ЕЭС России». Реально же, по характеристикам удельного прироста топлива на прирост тепла, распределение экономии топлива должно происходить в обратной пропорции, а именно 75% эффекта относится на удешевление региональной тепловой энергии, и только 25% топлива должно относится на удешевление федеральной электроэнергии. Именно это распределение создает выгодные рыночные условия для массового перехода тепловых потребителей к использованию комбинированной энергии, получаемой на ТЭЦ. Той уступки, которая была выполнена «действующей методикой ОРГРЭС», оказалось недостаточно. В массовом порядке продолжает процветать процесс котельнизации России – отказ от централизованного теплоснабжения от ТЭЦ и строительство квартальных котельных. Как в свое время советская генетика находилась в плену Лысенковского учения, так и советская и российская энергетика, впавшая в наркотическое состоянии на «дешевой газовой игле», до настоящего времени находится в плену «физического» метода и его производных. В условиях рыночной энергетики необходимо отказываться от устаревших моделей и находить свои методы, адекватно отражающие технологию производства, спроса и предложения различных видов энергетических товаров и услуг на ТЭЦ. Как было сказано в предыдущих статьях, в отличие от ГРЭС или котельной, где производится только один вид продукции - только электроэнергия, либо только тепловая энергия, на ТЭЦ производит три вида энергетического продукции: а) электрическая энергия –N, производимая по конденсационному циклу, со сбросом тепла в окружающую среду, б) тепловая энергия –Q от водогрейных котлов или энергетических котлов через редукционно-охладительные установки (РОУ), c) комбиэнергия – Sкомби с долей электроэнергии – dээ, без сброса тепла в окружающую среду. В отличие от удельного расхода топлива, удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении позволяет гораздо глубже производить не просто качественный, но и количественный анализ экономичности использования топлива: 1. Конкретнее и содержательнее нормировать не только производство, но и, не менее главное, эффективность потребления тепловой и электрической энергии от ТЭЦ в городе, регионе (таблица 1, 2 ); 2. Идентифицировать синергию топливосбережения – потенциал экономии топлива по ТЭЦ, предприятию, городу, региону (рис.2, таблица 2); 3. Определять комплексную эффективность теплоэнергетических схем при работе ТЭЦ и котельных: а) по параллельной схеме включения, либо б) по последовательной схеме включения с четким выделением базовой, полубазовой и пиковой части графика нагрузок; 4. Определять эффективность комбинированного производства тепловой и электрической энергии по сравнению с раздельным производством электрической энергии на ГРЭС и тепловой энергии на котельной. Синергия топливосбережения при переходе от раздельного способа производства к комбинированному способу производства для ТЭЦ с различными параметрами пара и давлениями газа приведен на рисунке №2; 5. Оценивать эффективность производства электроэнергии на тепловом потреблении в зависимости от параметров острого пара и параметров отпускаемой тепловой энергии (рисунок №3). Синергия топливосбережения – достижимый потенциал топливосбережения теплоэнергетической системы города, региона образовавшийся при объединении высокоэффективных ТЭЦ и котельных в единый технологический комплекс, по сравнению с суммарной эффективностью топливоиспользования ТЭЦ и котельных до их объединения. Синергия в энергетике - существенное повышение эффективности в энергетике применялось и применяется сплошь и рядом. Именно за счет схемных решений, изменения структуры производства энергии добиваются высоких показателей. Самыми яркими примерами использования синергетического эффекта в большой энергетике на ТЭЦ и ГРЭС является: · Регенеративная схема подогрева питательной воды, позволяющая на базе внутреннего теплового потребления обеспечить рост экономичности до 13%; · Двухступенчатая схема подогрева сетевой воды в подогревателях сетевых горизонтальных ПСГ-1, ПСГ-2, позволяющая на одном и тоже тепловом потреблении увеличить выработку на 2.0% (поверьте, для большой энергетики это очень много, и авторы этой схемы были удостоены государственной премии); · Схемы последовательного включения многоступенчатых испарительных установок позволяют в 5-8 раз снизить расход первичного пара для получения дистиллята. · Схемы последовательного включения ТЭЦ и котельных с передачей а) базовой части производимой энергии (90% ) на теплофикационные отборы ТЭЦ и б) пиковой части производимой энергии (10%) на котельные. Синергия топливосбережения таких схем составляет не менее 40% от расхода топлива при комбинированном производстве. Энергетические балансы теплового потребителя, обеспечивающего такой эффект будет рассмотрен в следующей статье. · И т.д. и т.п. В качестве примера в данной статье рассмотрим сравнительный анализ синергии топливоиспользования ТЭЦ, котельных теплоэнергетической системы города Омска с применением (табл. 1). Для определения потенциала экономии топлива на базе существующего теплового потребления по каждому источнику энергии вводятся так называемые базовые показатели, по отношению к которым определяется перерасход или экономия топлива по каждому конкретному предприятию, городу, области. Таблица 1 Базовые показатели ТЭЦ, ГРЭС, котельных принятые для идентификации синергии топливосбережения в целом для города Омска. 1. Базовая удельная выработка ЭЭ на базе теплового потребления, приятая как технологически достижимая базовая величина (см. рис 1) Wбаза=0,8мВт/Гкал = 0.686мВтЭЭ/мВтТЭ 2. Базовый, достижимый КПИТ современной котельной база КОТ=0.88 bтэ=162кгут/Гкал 3. Базовый достижимый КПИТ современной ТЭЦ, производящей комбинированную электроэнергию и тепло только по теплофикационному циклу, без сброса тепла в окружающую среду база ТЭЦ=0.85 bтэ=168кгут/Гкал bээ=144кгут/мВт 4. Базовый достижимый КПИТ современной ГРЭС база ГРЭС=0.38 bээ=323кгут/мВт 5. Удельный расход топлива на электроэнергию и на тепловую энергию при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии bтэ=1/(7* тэц)= bээ=1/(7* тэц) 6. Комбиэнергия - сумма тепловой и электрической энергии, произведенной в едином технологическом процессе по комбинированному способу, без сброса тепла в окружающую среду S=Q+N*0.86 S=Q*(1+W*0.86) 7. Доля электроэнергии d в комбиэнергии S в зависимости от выработки электроэнергии на тепловом потреблении. dээ= W/(1+W)) 8. Расход топлива на производство тепловой и электрической энергии при комбинированном способе производстве Всум= Втэ+Вээ Всум=(Q+N*0.86)/(7* тэц) Всум=Q(1+W*0.86)/(7* тэц) 9. Синергия топливосбережения. Перерасход топлива при производстве равного количества тепловой и электрической энергии при раздельном способе производства против комбинированного способа производства. Кперерасход= Вразд/Вкомб Кперерерасход = (Вкот+Вгрэс)/Втэц Кперерасход =((1/ кот) +(0.86*W)/ грэс) / ((1/ тэц) +(0.86*W)/ тэц) Результаты анализа синергии топливосбережения. 1. На первый взгляд, с точки зрения эффективности использования топлива, котельные ТЭЦ-2, ТЭЦ-6 и котельные города работают с относительно высоким КПИТ и не являются значимым источником перерасхода топлива. Так ТЭЦ-2 от принятого КПИТ=85% перерасходует 1.1% топлива, ТЭЦ-6 экономит 1.8%топлива, а городские котельные перерасходуют 5.2% топлива. 2. Большинство менеджеров и политиков, не владеющие энергетическим балансом, приводят значение КПД котельной, равный 92-95%, как убедительный пример для отказа комбинированного производства энергии на ТЭЦ. 3. Однако именно наличие котельных в крупном городе является самым главным признаком потери потенциала экономии топлива при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии, достигающего 75% от расхода топлива по котельным по городу и по региону (см.журнал ). 4. Синергия топливосбережения при комбинированном производстве только по городу Омску (внутрисистемный потенциал) составляет не менее 2730.4 тыс.тут/год или 43,0% от суммарного расхода топлива, необходимого для обеспечения электроэнергией и теплом города Омска и региона 6348.1тыс.тут/год . (табл.2, строка 6). Табл.2 Синергия топливосбережения Омска и потенциал обеспечения собственной электроэнергией по Омскому региону. Ед. изм. Омская электрогенерирующая компания Оптовый рынок ЭЭ Котельные, мини-ТЭЦ ИТОГО Омск ТЭЦ-2 ТЭЦ-3 ТЭЦ-4 ТЭЦ-5 ТЭЦ-6 Омскэнерго 1 Производство тепла ТЭЦ и котельные В том числе отработанным паром Тыс. Гкал Тыс.Гкал % 1071 4329 4262 98.4% 3194 2980 93.3% 3945 3719 94.2% 1236 13776 10961 79.5% - 5561 980 10% 19337 11941 61.5% 2 Выработка и потребление электроэнергии в т.ч по теплофикационному цикл Этф. Тыс мВт.ч. Тыс мВт.ч. % 1585.6 1097.9 69.2% 1827.1 966.0 52.9% 2814.6 1965.0 69.8% 6227.3 4029.0 64.7% 3020 0.00 198 98 9445.3 4127 по конденсационному циклу Эконд Тыс мВт.ч. % 487.7 30.8% 861.1 47.1% 849.6 30.2% 2198.3 35.3% 3020 100 5318.3 3 Фактический расход топлива за год Тыс. тут 182.3 1250.7 1240.4 1439.4 203.4 4316,2 996.6 1037.3 6348.1 4 Реальный расход топлива при КПИТ = 0.85 Тыс. тут 180.0 956.7 800.9 1069.9 207.7 3215.2 436.5 963.2 4615.1 5 Коэффициент полезного использования топлива – КПИТфакт % 83.9% 65.0% 54.9% 63.2% 86.8% 63.3% 37.2% 78.9% 61.8% 6 Синергия топливосбережения по Омску. Внутрисистемный потенциал экономии топлива B= 75% от Вкот, при КПИТтэц=85% Тыс.тут % 136.7 75% 294 23.5% 439.5 35.4% 369.5 25.7% 152.6 75.0% 1392,3 32.3% 560.1 56.2% 778.0 75% 2730.4 43.0% 7 Выработка ЭЭ на тепловом потреблении · по турбинам мВт/ Гкал 0 0.25 0.324 0.528 0 0.367 0 0.1 0.346 · в целом по ТЭЦ, по городу. мВт /Гкал 0 0.25 0.302 0.498 0 0.29 0 0.017 0.213 8 Потенциал города Омска по обеспечению региона собственной электроэнергией на базе существующего теплового потребления (Wбаза = 0.8мВт/Гкал) Тыс. мВт. ч. 857 3463 2555 3156 989 11020 4449 15469 9 Расход топлива на комбинированное производство ЭЭ и ТЭ на ТЭЦ. Реально достижимый при КПИТ=0.85 Тыс. тут 303.8 1228.1 906.1 1119.2 350.7 3908.2 1577.6 5485.9 10 Расход топлива на раздельное производство ЭЭ на ГРЭС и ТЭ на котельных. Тыс. тут 450.2 1819.9 1342.8 1658.5 519.6 5791.4 2337..8 8129.3 11 Синергия топливосбережения по региону. Внесистемный потенциал экономии топлива, на базе теплового потребления города Омска Тыс.тут 146.4 591.8 436.6 539.3 169.0 1883.2 760.2 2643.4 % 48.2% 48.2% 48.2% 48.2% 48.2% 48.2% 48.2% 48.2% 5. Анализ по удельной выработке на тепловом потреблении показывает, что наличие котельных без выработки электроэнергии снижает удельную выработку электроэнергии WОмскэнерго с 0.367 до 0.29мВт/Гкал и Wгорода с 0.346 до 0.213мВт/Гкал. Основной задачей эффективных собственников, эффективных регуляторов, эффективных законодателей является поиск технических решений, позволяющих максимально загрузить существующие теплофикационные мощности с максимальной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении. 6. Анализ показателей (рис 2, таблице 1) показывает, что именно наличие тепловой нагрузки в городах и на предприятиях является основой, базовым потенциалом, который обеспечивает синергетический эффект при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии с экономией топлива не менее 23-75% процентов. 7. Потенциал комбинированного производства электроэнергии на базе существующей тепловой нагрузки города Омска составляет 15469млн.кВтч/год, (табл.2 строка 8), что в 1.6 раза выше потребления электроэнергии для всей Омской области - 9445.3млн.кВтч/год (табл.2, строка 2). Омская область вместо энергодефицитной энергосистемы с потребностью 3022 млн.кВтч технологически может быть энергоизбыточной с передачей на НОРЭМ такого же объема электроэнергии, какое производится в настоящее время - 6023.7млрд.квтч 8. Синергия топливосбережения по Омскому региону там, (внесистемный потенциал) когда избыток электроэнергии произведенная по комбинированному способу на базе теплового потребления Омска, составляет не менее 2643,4тыс.тут/год или 48,2% от достижимого при современных технологиях с ПГУ при W=0.8 и КПИТ=0.85 (табл2. строка 11) . Идентификация синергии топливосбережения региона. Для оценки синергии топливосбережения при комбинированном производстве необходимо в государственной статистической отчетности внедрить следующие базовые показатели, которые однозначно идентифицируют производство (потребление) энергии по комбинированному способу по ТЭЦ, по предприятию, по городу, по региону: Базовые показатели работы ТЭЦ, города, региона Способ определения Группа исходных базовых показателей 1. Выработка электроэнергии всего Прямое измерение на ТЭЦ в т.ч выработка на тепловом потреблении Расчет по графику по аналогии рис 3 2. Произведено тепловой энергии всего Прямое измерение на ТЭЦ в том числе на тепловом потреблении Прямое измерение плюс расчет 3. Комбиэнергия – сумма тепловой и электрической энергии, произведенной (потребленной) при комбинированном способе производства S [мВт] [Гкал/ч] Прямое измерение плюс расчет 4. Доля электроэнергии dээ в комбиэнергии S, произведенной (потребленной) по комбинированному способу. Прямое измерение плюс расчет Группа нормируемых показателей 5. Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении W [мВтЭЭ/мВтТЭ] или [мВт/Гкал] По турбинам - расчет по блокам По ТЭЦ-расчет по схеме По городу, по региону - расчет 6. Коэффициент полезного использования топлива КПИТ - [%] или [о.е] По ТЭЦ - прямое измерение По городу, региону- расчет Группа рассчитываемых показателей. 7. Синергия топливосбережения на базе внутреннего (собственного) потребления энергии [тыс. тут/год],[%] По городу – расчет 8. Синергия топливосбережения с обеспечением внешних (по региону) потребителей электроэнергии на базе существующего потребления тепла по городу [тыс. тут/год], [%] По региону – расчет Первоочередные задачи федеральных органов определяющих экономическое развитие энергосберегающей энергетики России. Определить орган федеральной государственной власти (по аналогии с ГОСПЛАНОМ СССР), отвечающим за рациональное использование топлива в России. Вновь назначенному федеральному органу, ответственному за рациональное использование топлива в России, совместно с федеральным органам Российской Федерации, определяющим экономическое развитие России, таким как: Министерство экономического развития, Министерство промышленности, Министерство природных ресурсов, Госкомстат, Федеральная служба по тарифам, Ростехнадзор, Росстрой необходимо: 2.1 Разработать предложения: 2.1.1 Проект «Энергетического кодекса РФ», включающего в себя закон «Об энергетике», закон «О теплоэнергетике», закон о «О электроэнергетике»; 2.1.2 О федеральной целевой программе «Теплофикация России» (по аналогии с планом ГОЭЛРО), обеспечивающей в течение 20-30 лет кардинальное снижение затрат топлива - не менее, чем на 40% на производство тепловой и электрической энергии. 2.1.3 О запрете строительства котельных мощностью выше 5Гкал/час без комбинированного производства тепла и электроэнергии. При тепловой мощности выше 20Гкал/час мини–ТЭЦ предусматривать на угле с выработкой на тепловом потреблении не меньше 0.6 мВт/Гкал, а при наличии газа - не меньше 1.0 мВт/Гкал 2.2 Разработать методические указания по идентификации синергии топливосбережения (внутреннего и внешнего) при производстве электроэнергии на базе теплового потребления по ТЭЦ, по котельной, по предприятию, по городу, по региону. 2.3 Изменить показатели государственной статистической отчетности по экономичности работы ТЭЦ. Исключить такие показатели как: а) удельный расход топлива на электроэнергию и б) удельный расход топлива на тепловую энергию. Включить новые показатели статистической отчетности, однозначно отражающие издержки на производство энергии на ТЭЦ, такие как: 2.3.1 коэффициент полезного использования топлива: КПИТ турбины, КПИТ тэц, КПИТ города, КПИТ области.; 2.3.2 удельная выработка электроэнергии на базе теплового потребления Wтурбины,; Wтэц, Wгорода, Wобласти; 2.3.3 синергия топливосбережения по предприятию, по городу; 2.3.4 синергия топливосбережения по региону. 2.4 Разработать инструкцию (методические указания) по идентификации уровня перекрестного субсидирования в энергетике, по поэтапному переходу от неявного субсидирования к явному субсидированию с последующим полным отказом от субсидирования; Задачи региональных, муниципальных органов власти определяющих возможность снижения на 43% потребление топлива для Омского региона. 1. Определить орган субъекта федерации, отвечающий за рациональное использование топлива в при производстве, потреблении тепловой и электрической энергии субъекта федерации. 2. Органу субъекта федерации, отвечающему за рациональное производство и потребление тепловой и электрической энергии: 2.1 Разработать технические мероприятия по использованию внутреннего потенциала - синергии топливосбережения по городу с потенциалом 43.0% 2730,4 тыс.тут/год. 2.2 Разработать план долгосрочных технические мероприятий по использованию внешнего потенциала - синергии топливосбережения по региону, с потенциалом 48.2% -26430,4 тыс.тут/год, с переводом Омской области от энергозависимой области к энергоизбыточной с производством электроэнергии до 15469млн.квтч 2.3 Разработать перспективную программу развития магистральных тепловых сетей, позволяющую переключение возможных источников тепла города Омска на работу по последовательной схеме с Омскими ТЭЦ. Базовая часть всей отопительной нагрузки города 50-60% мощности переключается к действующим ТЭЦ с комбинированным производством энергии, где происходит нагрев сетевой воды до температуры 110°С. Оставшуюся пиковую часть графика, 50 40% мощности с температурой от 110 до 150°С, передавать на котельные города Омска. При этом 88 90% энергии производится по комбинированному способу на ТЭЦ и только 12 10% энергии от температуры 110 до 150°С производится на котельных города Омска. 2.4 Обеспечить развитие систем теплопотребления, наладку режимов потребления тепла потребителями тепловой энергии путем наладки гидравлических режимов тепловых сетей за счет установки индивидуальных тепловых пунктов (ИТП), поквартирных индивидуальных тепловых пунктов. 2.5 Разработать долгосрочную программу перевода потребителей на индивидуальные схемы теплоснабжения со стимулированием установки на каждой батарее регуляторов температуры типа «Данфосс», приборов контроля и учета режимов теплопотребления. При установке ИТП и батарейных регуляторов типа «Данфосс» обеспечить: а) возможность загрузить в 1.5 раза существующие магистральные тепловые сети без строительства новых теплотрасс, б) снизить до 25 35% уровень потребления тепла за счет обеспечения качественного теплопотребления, исключения «недотопов» при низких температурах и «перетопов» при высоких температурах наружного воздуха. 2.6 Разработать региональную тарифную политику, стимулирующую комбинированное потребление тепловой и электрической энергии от источников комбинированной энергии, подготовить предложения и РЭК, ФСТ, Минпроэнерго, Минэкономразвития и т.д. 2.7 Разработать предложения по запрету строительства котельных и мини ТЭЦ с низким уровнем выработки электроэнергии на тепловом потреблении менее 1.0мВт/Гкал Первоочередные задачи энергоснабжающих акционерных обществ, муниципальных предприятий. Разработать инвестиционные предложения (ИП), технико-экономические обоснования (ТЭО) для привлечения инвестиционных средств на модернизацию существующих ТЭЦ, с целью повышения уровня выработки электроэнергии на тепловом потреблении выше 1.0 мВт/Гкал. Это следующие первоочередные проекты: Проектирование и монтаж 6-ти ГТУ-65 на ТЭЦ-3 с котлами-утилизаторами на 90 ата. с ростом выработки на тепловом потреблении до 1.4мВт/Гкал Проектирование и строительство 1-2 приключенных турбин ГТУ-20мВт на ТЭЦ-4 со сбросом газа в топку паровых котлов БКЗ-420. Выработка на тепловом потреблении для этих блоков составит порядка 1.0мВт/Гкал Проектирование магистральных теплотрасс, позволяющих передать тепловые нагрузки от котельных города Омска на теплофикационные отборы турбин ТЭЦ-3, ТЭЦ-4. Строительство новой Омской ТЭЦ-6, окончание строительства на Омской ТЭЦ-5, строительство генерирующих мощностей на Омской ТЭЦ-2 и т.д. Строительство альтернативных ТЭЦ с ПГУ, ГТУ на промышленных предприятиях с выработкой электроэнергии на тепловом потреблении не ниже 0.8-1.0мВт/Гкал Предусмотреть в региональной тарифной политике механизм заключения договоров на комбинированное потребление тепловой и электрической энергии – комбиэнергии. Предусмотреть в тарифной политике поэтапный переход, стимулирование низкотемпературное потребления тепловой энергии от ТЭЦ с температурой не выше 80-100°С. Заключение. 1. Отказ от традиционных показателей, таких как удельный расход топлива на электрическую энергию и на тепловую энергию на ТЭЦ и введение новых показателей, таких как удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, коэффициент полезного использования топлива КПИТ, позволяет на качественном новом уровне количественно определить потенциал топливоиспользования как по конкретным турбоустановкам, так и в целом по ТЭЦ, предприятию, по городу, региону. 2. Именно удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении в сочетании с КПИТ топлива является главным показателем анализа издержек энергетического производства на ТЭЦ и должна быть основой в нормировании экономической и хозяйственной деятельности объектов теплоэнергетики как отдельных предприятий, так и в целом всего региона. 3. Приняв в качестве базовых показатели лучших альтернативных источников энергоснабжения, таких как: удельный расход топлива на альтернативной ГРЭС, котельной, ТЭЦ, можно по каждому источнику энергоснабжения определить потенциал экономии топлива - синергию топливосбережения. 4. Результаты расчета синергии топливосбережения для Омска имеет значение на уровне 42-48% от существующего расхода топлива, необходимого для Омска при этом: внутрисистемная синергия топливосбережения на базе существующего потребления по городу Омску составляет не менее 43% от расхода для производства тепловой и электрической энергии - 2730.4 тыс.тут/год; внесистемная синергия топливосбережения с учетом возможности производства электроэнергии для внешних потребителей составляет не менее 48,2% - 2643.4 тыс.тут/год. 5. Именно наличие огромного теплового потребителя, предопределенного климатом России, определяет уникальную возможность использовать холод окружающей среды во благо жителей, с затратами топлива на 40-50% меньше, чем для теплых стран, там где не требуется отопление. 6. Для использования этой уникальной возможности необходимо разработать инструкции, методические указания по идентификации синергии топливосбережения для каждого конкретного источника энергии. 7. Менеджмент энергетического производства отдельных предприятий и региона в целом должен быть определен таким образом, чтобы максимально использовать потребление тепла от ТЭЦ, производящей комбинированную энергию. 8. Необходимо определить орган федеральной власти и орган исполнительной власти субъекта федерации, отвечающий за эффективное использование топлива (как когда-то был ГОСПЛАН СССР) 9. Федеральному органу власти, ответственному за топливосберегающую политику в России, необходимо разработать «Энергетический кодекс РФ», и на его основе подготовить законопроекты: «О энергетике РФ», «О теплоэнергетике РФ», «О электроэнергетике РФ», разработать федеральную целевую программу «Теплофикация России» (по аналогии с планом ГОЭЛРО). Бутаков И.Н «Коэффициент полезного действия тепловых установок и энергосистем» издательство Томского университета 1961г. 140стр. Горшков А.С. «Технико-экономические показатели тепловых электростанций» 3-е издание Энероатомиздат, 1984г -240с. Гохштейн Д.П.и Вехивкер Д.П. «Проблема повышения КПД паротурбинных электростанций» Госэнергоиздат Москва , Ленинград 1960 -208 стр. Андрющенко А.И. Аминов Р.З. «Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций» Москва Высшая школа 1983г. 256 стр Соколов Е.Я. «Теплофикация и тепловые сети» -Москва, Энергия, 1975г 376стр. Вопросы определения КПД теплоэлектростанций – в кн: Сборник докладов под общей редакцией акад. А.В.Винтера М-Л,: Госэнергоиздат, 1953г с 117 Астахов Н.Л. «Некоторые методы распределения расходов топлива энергетических котлов ТЭС между электроэнергией и теплом» Инновации в энергетических технологиях. Доклады юбилейной конференции посвященные 50-летию ИПКгосслужбы. Том 3 2002г стр. 90-97. Вывоз мусора, отходов Как снизить расходы на горячее в. Кабмин поддержал инициативу минэкономики о введении дифференцированной цены на газ для предприятий украинской промышленности. Насосы консольные. Назад до змісту. Завод kameyama. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
