Основные показатели комбинированной схемы энергоснабжения на базе ГТУ

Таблица 4.12

Показатель	Тепловая нагрузка, Гкал/ч
	10	20	50	100
годовой отпуск теплоты, тыс.Гкал	26	52	130	260
электрическая мощность МВт	2	5	16	40
годовой отпуск электроэнергии т.МВт.ч	11	27,5	88	220
годовой расход топлива тыс.ту.т	6,3	14,8	39,3	88,2
затраты на топливо тыс.дол	320	746	1971	4445
относительная величина топливной
составляющей затрат %	25	40	55	60
суммарные ежегодные затраты млн.дол.	1,28	1,87	3,58	7,41
капиталовложения в ТЭЦ млн.дол	1,8	4	11,2	24
капиталовложения в пиковую
котельную млн.дол	1,53	2,36	5,26	7,8
суммарные капиталовложения млн.дол	3,33	6,36	16,45	39,1
экономия ежегодных затрат в комбини-
рованную схему электроснабжения м.дол.	0,28	0,83	3,51	8,91
перерасход капиталовложений в ТЭЦ
по сравнению с раздельной схемой
энергоснабжения млн.дол	1,08	2,36	7,65	24,1
коэффициент аннуитета (при банковс-
ком проценте за кредит в 8%)	0,258	0,352	0,459	0,37
срок окупаемости капиталовложений, лет	4,5	3,5	3,5	3,2
внутренняя норма доходности при
сроке выплаты за кредит в 5 лет %	10	22	35	25

 

Аналогичные расчёты также выполнялись для DВС. Из полученных данных следует:

Во всём диапазоне заданной тепловой нагрузки ГТУ оказывается эффективное разделение схемы энергоснабжения. При этом срок окупаемости капиталовложений составляет не более 3-5 лет, а внутренняя норма доходности от 10% при расчётной тепловой нагрузке Q _ор =10Гкал / ч возрастает до 25% - 35% при Q _ор >50 Гкал / ч (при сроке выплаты за кредит в 5 лет).

При рассмотрении комбинированной схемы с DВС полученные экономические показатели оказываются значительно хуже, чем для ГТУ. Так, при Q _ор =10Гкал / ч срок окупаемости капиталовложений превышает 100 лет, а при Q _ор =20Гкал / ч – около 8 лет. Это связано с тем, что удельные капиталовложения для DВС существенно превышают их значение для ГТУ (примерно на 30%) и достигают 1000-1100 дол/кВт при Q _ор =10-20Гкал / ч.

При применении ПГУ срок окупаемости капиталовложений составляет 4.5 года, а величина ВНD-11.5% при выплате за кредит в течение 5 лет и 24% при сроке в 10 лет.

 

Основные показатели раздельной схемы энергоснабжения при учёте в комбинированной схеме ПГУ – ТЭЦ

Таблица 4.13

Показатель	Тепловая нагрузка
Годовой отпуск тепла тыс.Гкал Годовой отпуск электроэнергии т.Мвт.ч Затраты на производство тепловой энергии млн.дол суммарные затраты на электроэнергию млн.дол ежегодные затраты млн.дол капиталовложения в котельную млн.дол	260 446   3,82   25,42 29,24 15

 

Основные показатели комбинированной схемы электроснабжения с ПГУ

Таблица 4.14

Показатели

Тепловая нагрузка 100Гкал/ч

Электрическая мощность Мвт Годовой отпуск тепла тыс.Гкал Годовой отпуск электроэнергии т.Мвт.ч Годовой расход топлива тыс.т у.т. Затраты на топливо млн.дол Относительная величина топливной составляющей затрат % Суммарные ежегодные затраты млн.дол Капиталовложения в ТЭЦ млн.дол Капиталовложения в пиковую котельную млн.дол Суммарные капиталовложения млн.дол Тоже, с учётом динамики млн.дол Экономия ежегодных затрат в ТЭЦ по сравнению с раздельной схемой мл.дол. Перерасход капиталовложений в ТЭЦ по сравнению с раздельной схемой м.дол. Коэффициент аннуитета Срок окупаемости капиталовложений лет. Внутренняя норма доходности при выплате за кредит в течении 5 лет % Тоже, в течение 10 лет %

81 260 446 129 6,502   50 13 53,46   6,9 60,36 74,2   16,24   59,2 0,274 4,5   11,5 24

Выполненные расчёты позволили определить состав основного оборудования для рассматриваемых мини ТЭЦ в зависимости от величины тепловой нагрузки.

 

Состав основного оборудования мини ТЭЦ

Таблица 4.15

ТИП	Тепловая нагрузка Гкал/ч
	10	20	50	100
ГТУ	2хГТА-1*	2хГТА-2.5	2хГТА-8	2хГТА-20
	тип ТВД-1500	тип ГТД-2500	тип ГТД-8000	тип АЛ-31 СТЭ
	2хКУ-1.6	2хКУ-4.1	2хКУ-10	2хКУ-24
DВС	2хDВС-1.5	2хDВС-3.5
	2хУК-1.65	2хУК-3.85
ПГУ				3хГТА-20
				3хТ-7-3.5
				3хКУ-29-4
				Q=3х18Гкал/ч

 

Примечание: КУ- котёл утилизатор; УК – утилизационный контур;

* - электрическая мощность Мвт;

^ХХ- тепловая мощность Гкал/ч.

 

Из полученных данных видно, что единичная мощность паровой турбины для ПГУ достигает 7 Мвт, а производительность КУ – от 1.6 до 20 Гкал/ч. При этом используются как судовые (ГТD), так и авиационные (ТВD, АЛ) газовые турбины. Для ТЭЦ с DВС единичная мощность дизель- генераторов составляет 1.5 – 3.5 Мвт в зоне тепловых нагрузок 10-20 Гкал/ч.

Данное оборудование выпускается отечественными заводами военного производства и может использоваться с незначительной реконструкцией для нужд малой энергетики.

Величина расчётного коэффициента теплофикации изменяется от 0.32 до 0.48 для ГТУ, от 0.33 до 0.38 для DВС и составляет 0.54 для ПТУ, что лежит в зоне, близкой к континуму.

 Электрический КПД для ГТУ не имеет чётко выраженные тенденции к повышению с ростом единичной мощности газовых турбин: 28,5% при приросте 2.5Мвт и 35.5% - при 20Мвт. К этому значению приближается и КПД дизель- генераторов 35-37%, а КПД ТЭЦ при работе по конденсационному режиму достигает 50%.

Удельный расход топлива мини ТЭЦ с ГТУ лежит в диапазоне

156-222 г у.т/(кВт.ч), с ДВС –153-222 г у.т/(кВт.ч), а с ПГУ составляет

182-201 г у.т/(кВт.ч).

Приведённые выше сравнения систем энергоснабжения потребителей (и не только) в условиях изменения политики фиксирования потребовали и изменений при выполнении технико – экономических ростов.

Рассмотрим некоторые из них относительно мини ТЭЦ. Обычно при сопоставлении раздельной и комбинированной схем энергоснабжения электрическая мощность ТЭЦ, определяется по тепловым нагрузкам, сравнивалась с КЭС и котельной. КЭС в этом случае принималась как «замещаемая мощность». Но мини ТЭЦ по мощности несоизмеримо малы с любыми КЭС, работающими в энергосистемах. Если брать в качестве замещающей мощности КЭС такой же мощности, что и мини ТЭЦ, то данная КЭС будет не оптимальной с точки зрения энергосистемы в целом. Данное условие приведёт к некорректному приведению вариантов к равному энергетическому эффекту.

Если оставить в технико – экономических расчётах принятые ранее условия равного энергетического эффекта, то практически не возможно, обосновать целесообразность сооружений мини ТЭЦ.

Не зависимо от мощности ТЭЦ, до сих пор остаётся спорным вопрос о распределении эксплуатационных расходов. Последние годы этому вопросу уделяется повышенное внимание. Причина и сущность дискуссии по этому вопросу заключается в следующем:

1. Определённая условность принятого физического метода разнесения затрат ТЭЦ между электрической и тепловой энергией, поскольку вся экономия от комбинированного производства относится только к электроэнергии. В этом случае затраты на тепловую энергию приближаются или равны текущим затратам при выработке районными котельными. При формировании тарифов на тепло- и электроэнергию, отпускаемую с ТЭЦ, это может значительно повлиять и привести к случаю, когда потребителю выгоднее покупать от районных котельных и других источников теплоты.

2. Излишняя концентрация мощностей на ТЭЦ и необходимость по экологическим ограничениям её сооружение в доли от городской застройки привели к резкому росту затрат на транспорт теплоты от ТЭЦ, что вызвало существенное увеличение стоимости тепловой энергии.

3. Развитие рыночных отношений в энергетике привело к новой политики ценообразования на энергию. При сохранении физического метода затрат на ТЭЦ усилится тенденция на снижение темпов и масштабов развития теплофикации в стране, что с народнохозяйственной позиции отрицательно, поскольку приведёт к существенному перерасходу топлива в масштабах страны.

Противники физического метода настаивают на применении эксергетического способа, который базируется на термодинамической оценки эффективности применения разных теплоносителей с учётом качества каждого. В этом методе тепло оценивается по количеству работы, которое может быть получено в идеальном цикле Карно при срабатывании энергии теплоносителя до параметров окружающей среды. В случае применения эксергетического метода отпуск электроэнергии от ТЭЦ менее эффективен, чем от КЭС, поскольку конечные параметры пара турбин П значительно выше конденсационного цикла (для ПТ и Т сравнение производится при чисто теплофикационном цикле). По этому энергосистемы будут отказываться от ТЭЦ, как источников электрической энергии.

Другими словами – физический метод повышает эффективность выработки электрической энергии на ТЭЦ, а эксергетический – повышение эффективности отпуска тепловой энергии при более низких начальных параметрах ТЭЦ.

Возможно компромиссное решение, основанное на проведении технико – экономических расчётов по методу аналогов, когда распределение эксплуатационных расходов на ТЭЦ осуществляется пропорционально соответствующим расходам при раздельном способе производства заданных объёмов тепловой и электрической энергии. При этом удельные расходы топлива на выработку тепловой энергии будут ниже, чем на котельных, а на выработку электрической энергии – выше, чем на ТЭЦ при физическом методе, и ниже, чем на КЭС. Этот подход по разнесению эксплуатационных затрат на ТЭЦ повлияет на формирование тарифов на тепловую энергию при комбинированном производстве. При этом должен быть предусмотрен механизм в установлении тарифов для коммунального и промышленного секторов потребления тепловой энергии, а также установка контрольно измерительной и регулирующей аппаратуры у каждого потребителя. Это позволит потребителю оплачивать не за отпущенную, а за использованную тепловую энергию для обеспечения комфортных условий по желанию потребителя, т.е. применение, так называемого, абонентского тарифа. Важным моментом при введении абонентского тарифа является заинтересованность потребителя в энергосбережении.

Развитие малой энергетики требует нормативно правовое обеспечение на всех уровнях власти – от федерального до местного или субъектов федерации.

По инициативе РАН разработаны основные положения проекта закона о малой энергетики, где отмечаются:

1. В целях развития рыночных отношений в энергетики, обеспечения энергобезопасности страны, эффективности и надёжности энергоснабжения предоставляется право юридическим и физическим лицам вводить в действие установки малой мощности согласовывая такие решения с региональной энергетической комиссией.

2. Независимые производители электрической и тепловой энергии в субъектах Р.Ф. наделяются правами владения частной и акционерной собственностью на введённые ими установки малой энергетики, отвечают за бесперебойное энергообеспечение подключенных потребителей и производит с потребителями расчёты за поставляемые тепловую и электрическую энергию на договорных основах.

3. Независимым производителям электрической и тепловой энергии предоставляется право на отпуск энергии в сети территориальных энергоснабжающих предприятий в качествах и рамках, согласованных с энергоснабжающей организацией и региональной энергетической комиссией по договорной цене, соответствующей средней себестоимости, и энергоснабжающим организациям вменяется в обязанность покупать избыточную электроэнергию независимых производителей.

4. Установки малой энергетики по своим энергетическим и экономическим характеристикам должны отвечать системе государственных стандартов.

5. Производители оборудования для малой энергетики, отвечающего государственным стандартам, облагаются налогом на добавленную стоимость на 50% ниже установленных ставок по этой продукции на 5 лет производства такого оборудования.

6. Потребителям, осуществляющим ввод в действие установок малой энергетики, отвечающим государственным стандартам, предоставляется право на получение льготных кредитов сроком погашения в 10-15 лет.

7. Правительством Р.Ф. разрабатывается система экономических мер по развитию машиностроительной базы и широкому применению установок малой энергетики, включая их поставки и выделение финансовых средств для выпуска головных образцов перспективного оборудования, привлечение оборонных отраслей промышленности, а так же комплекс стимулов для потребителей малой энергетики.

8. Для обеспечения контроля за ходом развития малой энергетики производить статистические наблюдения в регионах и готовить статистическую отчётность по малой энергетики, в том числе об объёмах производства оборудования, использующего используемого для нетрадиционных не возобновляемых источников энергии, и об объёмах замещения органического топлива за счёт применения такого оборудования.

Из выше изложенного можно сформулировать следующие выводы:

1. В условиях перехода экономики к рыночным отношениям теплофикация составляет свои преимущества перед раздельным способом производства электрической и тепловой энергии, но ввиду отсутствия централизованного финансирования вынуждена развиваться в основном на базе сооружения ТЭЦ средней и малой мощности.

2. Важнейшим техническим направлением, способствующим повышению эффективности теплофикации, является применение парогазового цикла как для новых так и для реконструируемых ТЭЦ, работающих на природном газе. Электрическая мощность ПГУ для целей теплоснабжения может достигнуть около 20-25 млн. кВт. К 2010 году.

3. Для повышения конкурентоспособности теплофикации в рыночных условиях следует совершенствовать методы технико – экономических расчётов. Одним из решений может стать метод, позволяющий учесть эффект от комбинированного производства для двух видов энергии, что оказывается особенно важным для формирования тарифа на тепло, отпускаемое на ТЭЦ.

4. Нормативно – правовое обеспечение малой энергетики должно способствовать её развитию и включать как экономические стимулы, так и регуляторы взаимоотношений между независимыми производителями электрической и тепловой энергии и местными электрическими системами.