О термодинамически обоснованной стоимости тепловой энергии в условиях когенерации

Размещено на http://www.allbest.ru/

О термодинамически обоснованной стоимости тепловой энергии в условиях когенерации

К. т.н. О.Д.Самарин, доцент,

Московский государственный строительный университет

Вопрос обоснованности соотношения тарифов на тепловую и электрическую энергию при когенерации, т.е. их совместной выработке на ТЭЦ, представляет существенный интерес для технико-экономического обоснования энергосберегающих мероприятий, определения их срока окупаемости и выбора оптимального сочетания инженерных решений по снижению энергопотребления. Данный вопрос рассматривался, в частности, в работе [1], где было констатировано явное завышение стоимости отпускаемой теплоты, фактически субсидирующее выработку электроэнергии на тепловом потреблении, хотя с термодинамической точки зрения теплота ТЭЦ является вторичным энергоресурсом, получение которого не связано с дополнительным расходом топлива. Такое завышение заставляет ряд потребителей отказываться от ТЭЦ как источника теплоты, что снижает термодинамическую эффективность самой ТЭЦ из-за увеличения доли конденсационного режима и увеличивает суммарный расход топлива из-за роста раздельного производства: электрической энергии - на конденсационных ТЭС и тепловой - в котельных. Однако конкретных рекомендуемых соотношений между тарифами в [1] приведено не было.

Попытаемся получить такие соотношения с помощью анализа процессов, происходящих при когенерации. На рис. 1 приведено изображение идеализированных термодинамических циклов работы паросиловой установки в i-s-диаграмме [2] без учета механической необратимости расширения в турбине. Цикл 1-2-3-4-1 соответствует конденсационному режиму, а цикл 1?-2-3-4?-1? отвечает условиям теплофикации. В этом случае, как известно, «недорасширенный» пар из турбины с параметрами точки 4? направляется в сетевые подогреватели, где сетевой воде передается теплота конденсации в процессе 4?-1?.

Идея предлагаемого анализа заключается в том, что выручка от продажи теплоты, дополнительно производимой при когенерации, должна равняться стоимости электроэнергии, потерянной при переходе от конденсационного режима к теплофикационному. Привязка именно к стоимости электроэнергии вызвана тем, что при работе электростанций на оптовом рынке электроэнергии в условиях конкуренции тариф определяется по наименее эффективным генерирующим мощностям (т.н. «маржинальный»), в нашем случае -по конденсационным ТЭС. Кроме того, именно электроэнергия является продукцией общей для всех типов электростанций, поэтому ТЭЦ в этом отношении вынуждены подстраиваться под станции других видов. Недовыработка электроэнергии в соответствии с рис. 1 выражается разностью энтальпий пара i в точках 4? и 4 с учетом КПД турбины зoi и генератора зген, а получаемая теплота - разностью энтальпий в точках 4? и 1? с учетом КПД подогревателей зто. Тогда термодинамически обоснованное соотношение между тарифами на тепловую энергию Ст, руб./Гкал и на электрическую энергию Сэл, руб./(кВт.ч) может быть выражено формулой:

тариф тепловой электрический когенерация

Отношение зoiзген/зто для современных ТЭЦ имеет значение, равное ~0,85 [3].

Энтальпию в точке 1?, лежащей на левой пограничной кривой насыщенной жидкости, в рассматриваемом диапазоне температур можно вычислить как4,19.t1?, где t1?=t4? - температура пара, отбираемого из турбины, равная температуре конденсата, а 4,19 - удельная теплоемкость воды, кДж/(кг.ОС). По условиям теплообмена в сетевом подогревателе она должна быть примерно на 10 ОС выше необходимой температуры ф1 в подающем трубопроводе тепловой сети [3]. Энтальпия в точке 4 определяется по i-s-диаграмме и для выбранных параметров пара (P=0,0042 МПа, t4=30 °Q составляет 2010 кДж/кг. Энтальпия в точке 4' также определяется по диаграмме, но, в отличие от i4, она будет переменной в течение отопительного периода.

Заметим, что в случае отбора только части пара на связь между Ст и Сэл это не влияет, поскольку выражение (1) составлено в расчете на 1 кг пара, участвующего в отборе, а при сокращении расхода на отбор полная недовыработка электроэнергии и полная теплота конденсации будут уменьшаться пропорционально. В то же время отношение удельных величин останется неизменным.

Требуемую текущую температуру воды в подающей магистрали тепловой сети в зависимости от наружной температуры tн при заданной температуре внутреннего воздуха в здании tв с учетом нелинейности изменения теплоотдачи отопительных приборов можно определить по уравнению температурного графика [4]:

Поскольку обычно расчетные температуры в подающей и обратной магистралях тепловой сети составляютф1расч= 150 °С ф2расч=70 ОС,получаем, что фср=110 ОС,а ?фсист=80 °С Осредненное значение tв для жилых и общественных зданий в большинстве случаев можно считать равной 18 ОС [6].

На рис. 2 показаны результаты расчетов по выражению (1) при различных значениях ть вычисляемых в соответствии с уравнением (2) при изменении tн. Энтальпия i4? для каждого режима определялась по i-s-диаграмме [2] с уточнением по таблицам свойств водяного пара [3]. Тариф Сэл принимался по данным ОАО «Мосэнерго» на 2007 г. в размере 0,4 руб./(кВт.ч) как осредненная стоимость производства по всем ТЭЦ. Из рис. 2 видно, что по мере повышения наружной температуры термодинамически обоснованный тариф на теплоту падает. Это легко объяснить, поскольку из-за уменьшения ф1 по температурному графику при этом можно снижать давление и температуру пара в отборе, а значит и сокращать недовыработку электроэнергии на тепловом потреблении. Данное обстоятельство приводит к падению утраченной выручки от продажи электроэнергии и, соответственно, к уменьшению потребности в компенсации этого падения за счет дополнительной выручки от реализации теплоты. Но даже максимальное значение Ст, равное ~106 руб./Гкал, остается почти в 2,6 раза ниже, чем цена производства теплоты, декларируемая ОАО «Мосэнерго» в 2007 г., и равная 273 руб./Гкал, что лишний раз подтверждает правоту автора работы [1] относительно завышенности действующих тарифов на тепловую энергию при когенерации.

Для средних условий отопительного периода параметр дt равен 0,484±0,046 практически для любых районов РФ [7]. Поэтому, имея в виду, что tcp Атсист и tв также всегда почти одни и те же, для ф1ср, отвечающей средним условиям отопительного периода, можно найти вполне конкретную величину, составляющую около 89±1 °С Тогда температура пара, отбираемого из турбины, должна равняться ~100 ОСпри атмосферном давлении, а энтальпия пара в точке 4? по i-s-диаграмме [2] - i4?=2400 кДж/кг. По формуле (1) определяем для этих условий тариф на тепловую энергию:

Cт.ср=0,85.[(2400-2010)/ /(2400-4,19.1 00)].1163.Cэл=194.Cэл.

При Cэл=0,4 руб./(кВт.ч) это действительно нам дает 74 руб./Гкал, как и на графике рис. 2 (для г. Москвы соответствует средней наружной температуре за отопительный период tот=--3,1 ОС [5]), и, конечно же, это опять гораздо ниже уровня в 273 руб./Гкал, декларируемого ОАО «Мосэнерго».

Для летнего режима, когда ф1 = 70 ОС= const (т.е. левее «точки излома» температурного графика, соответствующей наружной температуре примерно на уровне tизл=+2 ОС), температура пара в условиях максимальной выработки электроэнергии на тепловом потреблении должна составлять не более 80 °С и тогда по i-s-диаграмме [2] i4?=2300 кДж/кг, откуда по формуле (1) находим:

Cт.лет=0,85.[(2300-2010)/ /(2300-4,19.80)].1163.Cэл=146.Cэл.

При Cэл=0,4 руб./(кВт.ч) получаем 58 руб./Гкал, как и на рис. 2. Давление пара, однако, здесь будет ниже атмосферного, т.е. в сетевых подогревателях должен поддерживаться вакуум. Если этого не делать, режим будет такой же, как и для средних условий отопительного периода (с отбором при P=0,1 МПа), т.е. оценка Ст=194.Cэл дает верхний предел термодинамически обоснованного соотношения тарифов на тепловую и электрическую энергию при их совместной выработке на ТЭЦ.

Литература

1. Богданов А.Б. Почему не внедряются энергосберегающие технологии?// Новости теплоснабжения. 2004. № 5. С. 22-30.

2. Теплотехника, отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха / Под ред. В.М. Гусева. Л.: Стройиздат, Ленинградское отд., 1981. 343 с.

3. Ерохин В.Г., Маханько М.Г. Сборник задач по основам гидравлики и теплотехники. М.: Энергия, 1979. 240 с.

4. Теплотехническое оборудование и теплоснабжение промышленных предприятий / Под ред. Б.Н. Голубкова. М.: Энергия, 1979. 544 с.

5. СНиП 23-01-99* «Строительная климатология». М.: ГУП ЦПП, 2004.

6. ГОСТ 30494-96. Здания жилые и общественные. Параметры микроклимата в помещениях. М.: ГУП ЦПП, 1999.

7. Самарин О.Д. Теплофизические и технико-экономические основы теплотехнической безопасности и энергосбережения в здании. М.: МГСУ - Тисо-принт, 2007. 160 с.

Размещено на Allbest.ru