Партнерский проект с компанией Руспроектэксперт

Тел.: 8-495-771-14-07

Проектирование


ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ СРАВНИТЕЛЬНОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ КОМБИНИРОВАННОЙ И РАЗДЕЛЬНОЙ СХЕМ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

На относительную экономичность применения разных схем энергоснабжения влияет большое число факторов, основными из которых являются следующие:

1) условия топливоснабжения, определяемые особенностями топливно-энергетического баланса района и страны, на основе которого выбираются вид и стоимость расходуемого топлива для ТЭЦ, районных отопительных и промышленных котельных;

2) единичная мощность, параметры и технико-экономические показатели оборудования и сооружения ТЭЦ, котельных, тепловых сетей;

3) уровни, структура, темпы роста и плотность тепловых нагрузок;

4) режимы работы. ТЭЦ в объединенной электроэнергетической системе (годовые числа часов использования электрической й тепловой мощности ТЭЦ, доля выработки электроэнергии на ТЭЦ по конденсационному режиму, участие ТЭЦ в покрытии полупика и пика графика электрических нагрузок системы и др.);

5)местные условия (планировка города, климат и др.).

Многообразие перечисленных факторов может по-разному влиять на выбор схем энергоснабжения промышленного центра.

Задача заключается в том, чтобы определить для каждой из них оптимальную область применения и выявить их сравнительную эффективность при разных/ исходных условиях.

Выбор комбинированной или раздельной схем энергоснабжения промышленного центра производится путем их сравнения по суммарным приведенным затратам, вычисленным для каждой из них (см. гл. 4). При комбинированной схеме достигается экономия топлива и прежде всего газомазутного, что особенно важно в современных условиях, требующих замены этих видов топлива, используемого на цели электро- и теплоснабжения, на твердое топливо (уголь). Учитывая, что котельные, сооружаемые в городах, должны работать преимущественно на газе или малосернистом мазуте (во избежание загрязнения воздушного бассейна), такая замена реально возможна только при осуществлении комбинированной схемы, т. е. при применении теплофикации. Это существенное преимущество комбинированной схемы по сравнению с раздельной предопределяет необходимость тщательного обоснования оптимальных областей ее применения. В то же время развитие теплофикации сопряжено с повышенными капиталовложениями (по сравнению с раздельным способом производства: тепла и электроэнергии). Однако с увеличением тепловой нагрузки, присоединяемой к ТЭЦ, возрастает мощность основного оборудования и в целом электрическая мощность теплоэлектроцентрали, что приводит к снижению удельных капиталовложений на 1 кВт установленной мощности и к повышению ее экономической эффективности. При этом ввиду увеличивающегося радиуса передачи тепла увеличиваются приведенные затраты в транзитные и магистральные тепловые сети.

Таким образом, важно установить ту минимально целесообразную тепловую нагрузку, начиная с которой комбинированная схема оказывается эффективнее раздельной схемы энергоснабжения.

В обобщенных расчетах, целью которых является выявление влияния отдельных или совокупности учитываемых факторов на сравнительную эффективность применения комбинированной или раздельной схем энергоснабжения, необходимо проанализировать разные исходные условия. Это может быть достигнуто проведением серии расчетов при вариантных значениях исходных данных.

С учетом отмеченного в расчетах варьировались следующие показатели: уровни и структура тепловых нагрузок, замыкающие затраты на топливо и электроэнергию, климатические условия, единичная производительность отопительных и промышленно-отопительных котельных, капиталовложения в источники тепла и тепловые сети. На рис. 10-8 приведены результаты расчетов по оценке влияния уровней и структуры тепловых нагрузок на сравнительную эффективность применения комбинированной и раздельной схем энергоснабжения. Эти расчеты выполнены применительно к условиям Центра европейской части СССР для случая установки на ТЭЦ сочетаний турбин типа Т + Р. На рис. 10-9 показаны зависимости изменения приведенных затрат в рассматриваемые схемы энергоснабжения 3 от величины чисто отопительно-бытовой тепловой нагрузки Qop для разных климатических условий СССР. В расчетах, выполненных для Западной и Восточной Сибири, рассматривались ТЭЦ на канско-ачинском угле, а районные котельные — на газе в Западной Сибири и на рядовом угле в Восточной Сибири (предполагалось, что по своему техническому совершенству с точки зрения очистки дымовых газов районные котельные не уступают ТЭЦ) [18].



Такое исходное положение является в значительной мере условным, поскольку для районных котельных на канско-ачинском угле в настоящее время еще не решен ряд технических вопросов, связанных с их строительством и эксплуатацией. Однако при рассмотрении дальней перспективы можно предполагать, что эти вопросы будут решены, и тогда окажется допустимым выбор таких котельных в качестве источников централизованного теплоснабжения в Сибири. Их рассмотрение и сравнение с другими источниками тепла позволят более полно учесть исходные условия и обоснованно определить области применения централизованного теплоснабжения и теплофикации в Сибири.

В настоящее время в СССР не выпускаются водогрейные котлы на угле и, по-видимому, до 1980 г. не будет освоен их серийный выпуск. Поэтому для районных котельных на угле принимались котлы БКЗ-75. Следует предполагать, что в период 1980—1990 гг. будут освоены водогрейные котлы разной единичной теплолроизводительности, работающие на угле. Их применение, очевидно, приведет к некоторому изменению оптимальных областей развития теплофикации в Сибири и в то же время позволит обеспечить более высокие уровни централизации теплоснабжения от районных котельных.

В расчетах рассматривались районные котельные производительностью 1300 ГДж/ч • (300 Гкал/ч) с котлами ПТВМ-100 (на газе для Западной Сибири и на мазуте для Восточной Сибири) и БКЗ-75 (на рядовом угле). Капиталовложения на них определялись по данным ВНИПИэнергопрома: 2,9—3,3 тыс. руб на 1 ГДж/ч на газе и 11,5—12 тыс. руб. на 1 ГДж/ч на угле (12— 14 тыс. руб на 1 Гкал/ч на газе и 48—50 тыс. руб. на 1 Гкал/ч на угле). Следует отметить, что выбор котельных такой производительности для существующего состояния по источникам теплоснабжения городов Сибири— идеальный случай. Как правило, единичная производительность районных котельных значительно меньше указанного значения. Однако на перспективу 1980— 1990 гг. такой случай приближается к реальным условиям проектирования источников теплоснабжения в Сибири, и поэтому в выполненных расчетах за основу принимались котельные указанной теплопроизводительности.

В результате проведенных расчетов установлено, что при раздельной схеме энергоснабжения для городов Западной Сибири применение крупных котельных на газе эффективнее, чем котельных (той же производительности) на угле — экономия приведенных затрат составляет около 9%, а для городов Восточной Сибири экономически целесообразно сооружение таких котельных не на мазуте, а на угле — экономия приведенных затрат достигает около 25%. Полученные данные использовались при сравнении комбинированной и раздельной схем энергоснабжения города.

В построениях рис. 10-9 пересечение линий, характеризующих зависимость 3—f(Q0.р), определяет минимальную тепловую нагрузку для ТЭЦ. Ее значение (ввиду погрешности исходных данных) показано заштрихованными площадками. Как видно из этих построений, при принятых исходных условиях минимально допустимая тепловая нагрузка для теплофикации в европейских районах СССР составляет около 2900— 3400 ГДж/ч (700—800 Гкал/ч), а для Западной и Восточной Сибири — соответственно 2500—2900 ГДж/ч (600—700 Гкал/ч) и 1700—2100 ГДж/ч (400— 500 Гкал/ч). Более низкие значения минимальной тепловой нагрузки для ТЭЦ в Восточной Сибири по сравнению с Западной Сибирью и Центром европейской части СССР объясняются высокими значениями удельных капиталовложений на сооружение котельных на угле. Для реальных проектов, выполненных ВНИПИэнергопромом по отдельным городам Сибири, их значение достигает около 12—14,3 тыс. руб. на 1 ГДж/ч (50—60 тыс. руб. на 1 Гкал/ч). Переход на новый тип котлов (водогрейных), работающих на твердом топливе, по-видимому, приведет к снижению. Однако это снижение вряд ли окажется значительным. В то же время расчеты показали, что эффективность теплофикации в Сибири сохраняется при найденных минимальных тепловых нагрузках в случае, если предельное значение Якот будет не менее 8,4 тыс. руб. на 1 ГДж/ч (35 тыс. руб. на 1 Гкал/ч), т. е. примерно на 30% меньше по сравнению с принятым в расчетах ее значением. Достигнуть такого существенного снижения удельных капиталовложений в котельные при создании нового типа водогрейных котлов, работающих на угле, представляется невозможным.


Данные по минимально допустимой тепловой нагрузке ТЭЦ (рис. 10-9) получены при удельных капиталовложениях в магистральные тепловые сети, равных 2,4—2,9 тыс. руб. на 1 ГДж/ч (10—12 тыс. руб. на 1 Гкал/ч). Как показывают проектные проработки, значение Для отдельных городов и промышленных центров может отличаться от ее усредненного значения. Для оценки влияния этого фактора на оптимальные области применения ТЭЦ в условиях Сибири были проведены дополнительные расчеты, в которых значение варьировалось в широких пределах. Результаты этих расчетов представлены на рис. 10-10. Из этих построений видно, что величина оказывает существенное влияние на минимально допустимую тепловую нагрузку ТЭЦ.

Таким образом, на оптимальные области применения теплофикации влияют разные факторы, численное значение каждого из которых не может быть принято однозначным. Поэтому возникает необходимость в постановке и решении задачи по сравнению комбинированной и раздельной схем энергоснабжения в условиях частичной неопределенности. Рассмотрим особенности ее решения на следующем примере.

Пример. Для условий Западной и Восточной Сибири требуется определить минимально допустимую тепловую нагрузку, при которой комбинированная схема оказывается экономичнее раздельной схемы энергоснабжения. В расчетах варьировались значения исходных показателей (уровни отопительно-бытовой тепловой нагрузки, капиталовложения в источники тепла и тепловые сети, замыкающие затраты на топливо и электроэнергию и др.), находились возможные их сочетания и для каждого сочетания и принятой величины тепловой и электрической нагрузки города приведенные затраты в комбинированную и раздельную схемы энергоснабжения. Возможный интервал изменения отдельных показателей принят по фактическим данным.

В результате выполненных расчетов установлено, что минимально допустимая тепловая нагрузка ТЭЦ может изменяться (в зависимости от исходных условий) от 1700 (400) до 3100 (750) ГДж/ч (Гкал/ч) для Западной Сибири и от 1300 (300) до 2300 (550) ГДж/ч (Гкал/ч) для Восточной Сибири. Для анализа полученной области использовался критерий минимума средних приведенных затрат. Результаты анализа, выполненного по этому критерию, представлены на рис. 10-11. Как следует из приведенных построений, теплофикация оказывается экономически эффективной при отопительно-бытовой тепловой нагрузке около 2100—2300 ГДж/ч (500—550 Гкал/ч) для Западной Сибири и 1700—1900 ГДж/ч (400—450 Гкал/ч) для Восточной Сибири.


Хрилев Л. С., Смирнов И. А./Оптимизация систем теплофикации и централизованного теплоснабжения/Под ред. Е. Я. Соколова.— М.: Энергия, 1978.

Экспертиза

на главную