что такое урут в энергетике

Юрий Теленков: «Единая методика УРУТ – обязательное условие повышения эффективности энергетики РФ»

Оптимизация работы российской теплоэнергетики была и остаётся насущным для сектора вопросом. Проблема является многогранной и сложносоставной: сейчас сложилось несколько основных уровней, на которых можно повышать эффективность работы действующих тепловых электростанций (ТЭС). Речь идёт об оптимизации работы отдельных элементов и целиком всей тепловой схемы; оптимизации загрузки геноборудования, его состава с учётом планируемого графика потребления (в краткосрочной перспективе) и в соответствии с долгосрочными тенденциями.

Даже на первый взгляд понятно, что уровни очень сильно разнятся по результативности оптимизации, времени внедрения решений и т. д. Успешное и длительное функционирование энергообъектов и энергокомпаний в целом возможно только при комплексном решении задач на всех обозначенных уровнях. Но комплексность ни в коей мере не подразумевает одновременность, предпринимаемые в настоящее время шаги охватывают «всё и понемножку», что лишь затрудняет, а не способствует решению поставленных задач.

В этой колонке мы коснёмся лишь двух первых из обозначенных уровней оптимизации – контроля эффективности работы элементов тепловой схемы электростанции (энергоблока) и тепловой схемы энергообъекта в целом. На этом базовом уровне оптимизации основным показателем эффективности энергоблока является удельный расход условного топлива (УРУТ) на производство электрической и тепловой энергии. Следовательно, для правильной организации процесса оптимизации работы тепловых электростанций необходимо правильно измерить этот показатель.

Споры о правильности методик расчёта УРУТ ведутся со времен ГОЭЛРО. С тех пор появилось не менее десятка методик, каждая из которых претендует на звание самой правильной. Парадокс заключается в том, что «правильность» или «неправильность» каждой из методик невозможно проверить и доказать на практике. Их правомерность зависит от цели, которую необходимо достичь, и расчетных возможностей исследователя.

Расчёт топливных затрат, чаще всего, необходим в трёх ситуациях: для оценки эффективности нового или модернизированного энергоблока (ТЭС); для внутрикорпоративной оценки работы персонала и менеджмента либо уровней технической, экономической эффективности однотипного оборудования; а также для сравнения результатов ТЭС с аналогичными объектами генерации, то есть проведения бенчмаркинга.

Основной трудностью при расчёте УРУТ в первой ситуации является невозможность воссоздания условий для проведения полноценных испытаний генобъекта при всех необходимых режимах работы. Так, аттестация теплофикационной парогазовой установки предполагает оценку работы газотурбинной части при +15 °С, а паросиловой части – при максимальной теплофикационной загрузке. При этом общая электрическая мощность установки складывается из двух показателей, одновременное достижение которых практически невозможно. Для получения результата в этом случае обычно используют заводские энергетические характеристики оборудования или режимные диаграммы, построенные по итогам его натурных испытаний. Особенностью испытаний в целях, обозначенных вторым пунктом, является необходимость исключения влияния на результаты внешних факторов, например, загрузки оборудования, вида топлива, срока эксплуатации оборудования, климатических условий и т. п. Каждая энергокомпания вправе разрабатывать собственные методики корректировок с учётом корпоративных требований и сложившихся условий. Наиболее сложной является ситуация с определением УРУТ при проведении бенчмаркинга энергообъекта.

Каждая методика разнесения затрат топлива на производство электроэнергии и тепла имеет свои достоинства и недостатки, достаточно подробно рассмотренные в многочисленных публикациях. Анализ зарубежного опыта показывает, что у энергетиков других стран существуют сходные проблемы. Но за границей, зачастую, отсутствует практика госрегулирования тарифов, так что проблема не имеет такой остроты, как в России. У нас затраты топлива на отпуск тепловой энергии включаются в тариф на тепловую энергию, а затраты топлива на отпуск электроэнергии являются на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) оценочным показателем соответствия ценовых заявок на продажу электрической энергии требованиям экономической обоснованности, а также определяют уровень цены регулируемых договоров. Возможно, из-за этих двух причин величины УРУТ на отпуск тепла в отчётной документации энергокомпаний в последние годы неуклонно растут, а на отпуск электроэнергии – снижаются.

Зарубежные коллеги проблемы разнесения топливных затрат на производство различных видов энергии решают в зависимости от поставленных задач. В методике ASME PTC 46 Overall Plant Performance указано, что она может применяться для различных целей с оценкой как фактических показателей, так и показателей, приведённых (corrected) к определённым условиям. Здесь используется до 15 корректирующих коэффициентов (correction factors), которые позволяют учесть технические особенности оборудования и внешние условия. Эта система достаточно сложна, требует большого объёма измерений и расчётов, но обеспечивает высокую точность результатов. В случаях, когда такая точность не требуется, зарубежные энергетики прибегают к значительным упрощениям. Например, при рассмотрении данных, приведённых в Generating Availability Data System (GADS) североамериканской энергетической ассоциации The North American Electric Reliability Corporation (NERC), основной задачей является контроль надёжности функционирования энергообъектов. В методике отсутствует УРУТ на отпуск тепловой энергии, хотя среди анализируемых объектов присутствовали электростанции, занимающиеся отпуском тепла внешним потребителям. Анализ показал, что количество полезно отпущенного тепла в этой методике вычитается из тепла использованного топлива, а остаток затраченного топлива полностью относится на отпуск электроэнергии (физический метод в чистом виде). Возможно, такой способ и имеет недостатки, но значительно упрощает анализ, полностью исключает возможность манипулирования данными и вполне соответствует поставленным задачам.

Одним из основных недостатков использования показателей УРУТ на производство электро- и тепловой энергий является сложность проведения бенчмаркинга энергообъектов. Возникают ситуации, при которых можно сказать, что одна ТЭС эффективнее другой, так как её УРУТ по электричеству немного выше, чем у первой, а УРУТ на отпуск тепла значительно ниже. Но при анализе объёмов становится понятно, что первоначальный вывод не верен: из-за незначительного объёма теплопоставок определяющее значение имеет УРУТ по электрогенерации. При этом потребитель тепла от ТЭС с более низким УРУТ по электроэнергии наверняка не согласится с таким заключением, так как он за тепло платит значительно больше – УРУТ, а значит и тариф на поставку тепла, у него выше.

Из приведенных примеров видно, что для определения уровня эффективности работы ТЭС, проведения полноценного бенчмаркинга и организации контроля в рамках госрегулирования тарифов необходима разработка методики расчёта единого удельного показателя, отражающего уровень эффективности функционирования энергообъекта. Наиболее подходящими для формирования такой методики нам представляются директивный, статистический и термодинамический методы, а также метод КПИТ – коэффициента полезного использования топлива.

Директивный метод близок к физическому методу. Введение единой величины УРУТ на производство тепла на основе этого метода позволит в дальнейшем установить норматив УРУТ. Возможно, метод не совсем корректен при сравнении ГРЭС с незначительным полезным отпуском тепла и ТЭЦ, но позволяет достаточно правильно сравнить, например, все ТЭЦ одного региона. К тому же, такой подход позволит установить единую (близкую) величину тарифа на тепло.

Статистический метод подразумевает анализ больших объёмов данных за длительный срок и позволяет устанавливать обоснованные нормативы УРУТ. Недостаток метода заключается в необходимости распределения энергообъектов на однотипные группы и установлении нормативов для каждой из них.

Расчёт УРУТ по методу КПИТ базируется на сложении электрической и тепловой генерации в одинаковых единицах измерения, он абсолютно прост, не допускает никакого манипулирования данными, но требует дальнейшей проработки возможности его использования. На первый взгляд, он даёт значительные необоснованные преимущества производству тепла, так как ТЭС, отпускающие большее количество тепла от водогрейных котлов, автоматически обладают лучшим показателем КПИТ.

Возможно применение альтернативного способа расчёта КПИТ с учётом величины неэффективного использования топлива – пережогов. Контроль их величины сейчас организован в макете статистической отчётности Минэнерго 15506, методика проработана и освоена персоналом электростанций. Наконец, термодинамический метод требует однотипного оснащения электростанций приборами контроля. Аналогичный подход применялся при организации рынка электроэнергии, условием для работы на котором является наличие автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (АИИСКУЭ). Анализ эффективности энергоблоков и ТЭС в целом будет проводиться единой для энергокомпаний программой на основе данных стандартизированных приборов контроля. На первый взгляд, данный способ требует больших затрат и разработки специализированных программных продуктов. На самом деле электростанции уже имеют необходимые приборы контроля и измерений технологических параметров, нужно только перевести их показания в цифровой вид. Что касается программного обеспечения, то на рынке присутствует несколько программных продуктов, которые уже сейчас могут производить все необходимые вычисления и выдавать результат в определённой заказчиком форме.

При изучении рынка специализированного программного обеспечения наиболее открытой и готовой к сотрудничеству оказалась компания STEAG из Германии. Её специалисты уже предоставили доступ к программному обеспечению, обучающие материалы, а также организовали встречу с разработчиками программы и пользователями. Одним из программных продуктов компании, предназначенным для контроля термодинамической эффективности энергообъектов в том числе в реальном времени, является программа SR::EPOS. При общении с немецкими коллегами выяснились два примечательных факта. Первое – для моделирования процессов в программе Ebsilon®Professional используются только термодинамические функции, то есть процесс описывается не с использованием каких-то данных заводских или натурных испытаний, а только на основе законов термодинамики. Поэтому программа может использоваться даже для проектирования таких сложных объектов, как паровой энергетический котел или проточная часть паровой турбины.

Во-вторых, компания STEAG не погналась за конъюнктурой отечественного спроса и категорически отказалась от модернизации своего программного продукта под моделирование специфичных условий российского энергорынка с использованием недостаточно авторитетных и апробированных методик. Причина в том, что при корректировке программы зарубежная компания не может гарантировать 100-процентную достоверность результата, которую обеспечивает сейчас.

Таким образом, имеющиеся возможности позволяют эффективно решить задачу «снижения удельного расхода топлива», которая прописана в 10-м пункте комплексного плана мероприятий по повышению энергетической эффективности Российской Федерации (распоряжение правительства РФ от 19.04.2018 № 703-р). Осталось только добавить к этому желание и готовность рынка.

Более подробно с нашими выкладками и расчётами можно ознакомиться здесь.

Источник

Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии на ТЭЦ

К.т.н. А.М. Кузнецов, Московский энергетический институт (ТУ)

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии от ТЭЦ для теплоснабжения потребителей является важным показателем работы ТЭЦ.

В известных всем энергетикам учебниках [1, 2] ранее предлагался физический метод разделения расхода топлива на выработку тепла и электроэнергии на ТЭЦ. Так, например, в учебнике Е.Я. Соколова «Теплофикация и тепловые сети» приведена формула расчета удельного расхода топлива на выработку теплоты на ТЭЦ:

КПД отбора рассчитывается по следующей формуле:

При той же тепловой нагрузке (586 ГДж/ч), но при раздельной выработке тепловой энергии в районной отопительной котельной расход топлива составит:

Расход топлива в энергосистеме на выработку тепла на ТЭЦ с учетом КПД отбора:

Экономия топлива при комбинированной выработке тепловой и электрической энергии по сравнению с районной отопительной котельной: В=В_к-В_т=22203-7053=15150 кг/ч.

Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии по методу КПД отборов: b_т=В_т/Q_г=7053/140=50,4 кг/Гкал.

В заключение следует отметить, что метод КПД отборов научно обоснован, правильно учитывает происходящие в энергосистеме процессы в условиях теплофикации, прост в использовании и может найти самое широкое применение.

1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.-Л.: Энергия, 1967. 400 с.

2. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоиздат, 1982. 360 с.

3. Кузнецов А.М. Сравнение результатов разделения расхода топлива на отпускаемые от ТЭЦ электроэнергию и тепло различными методами // Энергетик. 2006. № 7. С. 21.

4. Кузнецов А.М. Экономия топлива при переводе турбин в теплофикационный режим// Энергетик. 2007. № 1. С. 21-22.

5. Кузнецов А.М. Экономия топлива на блоке с турбиной Т-250-240 и показатели ее работы // Энергосбережение и водоподготовка. 2009. № 1. С. 64-65.

6. Кузнецов А.М. Расчет экономии топлива и показатели работы турбины Т-110/120-12,8-5М // Энергосбережение и водо подготовка. 2009. № 3. С. 42-43.

7. Баринберг Г.Д., Валамин А.Е., Култышев А.Ю. Паровые турбины ЗАО УТЗ для перспективных проектов ПГУ// Теплоэнергетика. 2009. № 9. С. 6-11.

Источник

Юрий Теленков: УРУТ или «как съесть слона»?

Оптимизация работы тепловых электростанций России – многогранная сложная задача. Не проще, чем съесть слона. И у нее также существуют два варианта решения – оптимизировать всё и сразу или решать задачи оптимизации по одной.

Ставится задача – как съесть слона?

У задачи есть два варианта решения. Первый – проглотить слона целиком. Второй – есть его по кусочкам.

Оптимизация работы тепловых электростанций Российской Федерации – многогранная сложная задача. Не проще, чем съесть слона. И у нее также существуют два варианта решения – оптимизировать всё и сразу или решать задачи оптимизации по одной. Хотя при изучении публикаций в специализированных средствах массовой информации, относящихся к области электроэнергетики, а также при анализе технических заданий на разработку программных продуктов для целей оптимизации тепловых электростанций возникает впечатление, что путь только один – глотать целиком. В приложении к отрасли – оптимизировать всё и сразу.

В настоящее время сложилось несколько уровней задач по оптимизации работы основных поставщиков электрической и тепловой энергии – тепловых электростанций:

1 уровень – оптимизация работы элементов тепловой схемы;

2 уровень – оптимизация тепловой схемы;

3 уровень – оптимизация загрузки действующего оборудования в соответствии с графиками текущих электрической и тепловой загрузок;

4 уровень – оптимизация состава генерирующего оборудования в соответствии с планируемыми графиками электрической и тепловой загрузок;

5 уровень – оптимизация состава генерирующих мощностей в соответствии с долгосрочными тенденциями производства и потребления энергии.

ОБ АВТОРЕ

Братский индустриальный институт 1985 год.
Работа с 1985 года в коммунальной энергетике — район тепловых сетей, старший мастер района.

С 1992 года на электростанциях Иркутскэнерго Братские тепловые сети, инженерный центр Иркутскэнерго) в должностях начальник смены КТЦ, начальник смены станции, заместитель начальника КТЦ по эксплуатации, начальник КТЦ, начальник службы наладки.

С 2008 года (начальник КТЦ), ПАО (заместитель начальника ПТО, руководитель проекта (Адлерская ТЭС)), АО «ТЭК Мосэнерго» (заместитель технического директора по ПНР), ЗАО «ЭТС» (начальник отдела).

Даже на первый взгляд понятно, что уровни очень сильно разнятся по результатам решения поставленных задач, временным рамкам их решения, специализации персонала, занятого решением задач. Успешное и длительное функционирование энергообъектов и энергокомпаний в целом возможно только при комплексном решении задач всех описанных выше уровней. Но комплексность ни в коей мере не подразумевает одновременность. Давайте резать слона на кусочки. Еще на уроках труда в средней школе нас учили – универсальный инструмент для конкретной задачи всегда хуже специализированного. Можно забивать гвозди топором, но лучше использовать для этого молоток. Правило специализации полностью применимо для решения задач в электроэнергетике, но складывается впечатление, что оно совершенно забыто. «Оптимизация работы горелочного устройства парового котла в условиях оптового рынка» — согласитесь, что фраза для энергетика звучит красиво, но абсурдно. Однако значительное число публикаций и практически все технические задания на разработку программных продуктов для тепловой энергетики звучат примерно так. Результаты таких работ получаются соответствующими – охватывают всё и понемножку. Как показывает история развития техники, последним универсальным «специалистом» (прошу прощения за тавтологию) был Леонардо да Винчи. После него ни у кого больше не получалось одновременно хорошо рисовать картины и конструировать летательные аппараты. Но наши современные «специалисты» упорно хотят быть всеми и везде.

Далее в данной статье будут рассматриваться только вопросы контроля эффективности работы элементов тепловой схемы электростанции (энергоблока) и тепловой схемы энергообъекта в целом.

В основе любой генерации лежит оборудование – энергетические и водогрейные котлы, паровые и газовые турбины, насосы, трубопроводы, задвижки. Без этого нет ни энергорынка, ни прибыли. Соответственно, без экономичной работы «железа» даже гениальный экономист или рыночник не сможет обеспечить долговременное успешное функционирование энергокомпании. Достижение наиболее оптимального функционирования оборудования и всей технологической схемы тепловой электростанции на всех режимах работы является сложным, весьма шумным, иногда достаточно грязным, но абсолютно необходимым условием эффективной работы энергокомпании. На этом базовом уровне оптимизации тепловой энергетики основным показателем эффективности работы энергоблока или тепловой электростанции в настоящее время является удельный расход условного топлива на производство электрической и тепловой энергии. Следовательно, для правильной организации процесса оптимизации работы тепловых электростанций необходимо правильно измерить этот показатель.

Споры о правильности методик расчета величин удельного расхода условного топлива на производство электрической и тепловой энергии ведутся со времен ГОЭЛРО. С тех пор появилось не менее десятка методик, каждая из которых претендует на звание самой правильной. Ниже приведен неполный перечень методик, существующих на сегодняшний день:

− физический (тепловой, балансовый или энтальпийный) метод;

− метод ОРГРЭС пропорционального распределения;

− метод, учитывающий недовыработанную электроэнергию;

− метод, учитывающий тепловую ценность пара;

− метод альтернативного производства тепла;

− метод альтернативного производства электроэнергии;

− метод разнесения экономии;

− метод разнесения экономии и риска.

Парадокс ситуации заключается в том, что правильность или неправильность каждой методики разнесения затрат топлива невозможно проверить и доказать практикой. Правомерность применения той или иной методики зависит от цели, которую необходимо достичь, и расчетных возможностей исследователя.

Какими могут быть цели определения затрат топлива на производство электрической и тепловой энергии?

1. Оценка эффективности работы вновь вводимого энергообъекта или энергообъекта после ремонта, реконструкции, модернизации и т.д., то есть – оценка выполнения договорных обязательств.

2. Оценка эффективности работы энергообъекта при определенных условиях:

a. оценка работы менеджмента и персонала энергообъекта;

b. сравнение уровня эффективности (технической, экономической) работы однотипного оборудования, исключая внешние влияющие условия.

3. Оценка эффективности функционирования энергообъекта в сравнении с аналогичными объектами с учетом всех сложившихся условий.

Оценка энергообъекта с целью, указанной в первом пункте, выполняется, как уже сказано, для подтверждения договорных (гарантированных) показателей. Основной трудностью при этом является то, что иногда невозможно создать условия для проведения полноценных испытаний генерирующей установки при всех необходимых режимах работы. В качестве примера можно привести аттестационные испытания теплофикационной парогазовой установки, когда оценка работы газотурбинной части должна производится при +15°С, а оценка работы паросиловой части при максимальной теплофикационной загрузке. При этом общая электрическая мощность установки складывается из двух показателей, одновременное достижение которых практически невозможно. Для получения результата в данном случае обычно используют заводские энергетические характеристики оборудования или режимные диаграммы, построенные в результате натурных испытаний оборудования. И тогда в договорах должны быть подробно изложены условия проведения испытаний и методика расчетов удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии.

Оценка энергообъекта с целью, указанной во втором пункте, выполняется, как правило, при внутрикорпоративной оценке ключевых показателей эффективности работы менеджмента и персонала электростанции или для оценки состояния оборудования. Особенностью таких испытаний является то, что при этом возникает необходимость в исключении влияния на результаты оценки внешних факторов, не зависящих от усилий персонала или состояния оборудования, например, загрузки оборудования, вида топлива, срока эксплуатации оборудования, климатических условий и т.п. Для этого необходимо определить степень влияния на конечный результат каждого влияющего фактора (например, соответствующим коэффициентом) и исключить это влияние из конечной оценки. Каждая компания вправе разрабатывать собственные методики с учетом корпоративных требований и сложившихся условий.

Последний вид оценки необходим, как правило, на стратегическом уровне, когда возникает необходимость в определении дальнейшей судьбы энергообъекта – его развития, максимальной загрузки или вывода из эксплуатации при сложившихся условиях.

Каждая методика разнесения затрат топлива на производство электроэнергии и тепла имеет свои достоинства и недостатки, достаточно подробно рассмотренные в многочисленных публикациях. Анализ зарубежного опыта показывает, что в зарубежной энергетике существуют такие же проблемы, как и в отечественной, но, в связи с тем, что там зачастую отсутствует практика государственного регулирования тарифов, эта проблема не имеет такой остроты, как в Российской Федерации. Как известно, затраты топлива на отпуск тепловой энергии у нас включаются в тариф на тепловую энергию, а затраты топлива на отпуск электроэнергии являются на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) оценочным показателем соответствия ценовых заявок на продажу электрической энергии требованиям экономической обоснованности, а также определяют уровень цены регулируемых договоров. Возможно, этих двух причин величины УРУТ на отпуск тепла в отчетной документации энергокомпаний в последние годы неуклонно растут, а на отпуск электроэнергии – снижаются.

Зарубежные коллеги проблемы разнесения затрат топлива на производство различных видов энергии решают в зависимости от поставленных задач. В методике ASME PTC 46 Overall Plant Performance указано, что она может применяться для различных целей, близких к описанным в данной статье, с оценкой как фактических показателей, так и показателей, приведенных (corrected) к определенным условиям. Данная методика использует значительное количество (до 15) корректирующих коэффициентов (correction factors), которые позволяют учесть технические особенности оборудования (отклонения от проектных показателей) и внешние влияющие условия. Таким образом, методика позволяет проводить оценку эффективности работы энергообъекта для различных направлений анализа.

Методика испытаний, приведенная в PTC 46 Overall Plant Performance, достаточно сложна, требует большого объема измерений и расчетов, но обеспечивает высокую точность результатов. В случаях, когда такая точность не требуется, зарубежные энергетики прибегают к значительным упрощениям. Например, при рассмотрении данных, приведенных в Generating Availability Data System (GADS) североамериканской энергетической ассоциации The North American Electric Reliability Corporation (NERC), основной задачей которой, как видно из названия, является контроль надежности функционирования энергообъектов, выявилось отсутствие в показателях электростанций величины УРУТ на отпуск тепловой энергии. При этом в составе электростанций присутствовало достаточно большое количество объектов с полезным отпуском тепла внешним потребителям (в основном – производственным). Анализ данных показал, что количество полезно отпущенного тепла вычитается из тепла использованного топлива, а остаток затраченного топлива полностью и без всяких дальнейших преобразований относится на отпуск электроэнергии (физический метод в чистом виде). Возможно, такой способ имеет недостатки, но значительно упрощает анализ, полностью исключает возможность манипулирования данными и вполне соответствует поставленным перед ассоциацией целям и задачам.

Одним из основных недостатков использования показателей УРУТ на производство (отпуск) электрической и тепловой энергии является сложность проведения бенчмаркинга энергообъектов. Например, имеются следующие результаты расчета удельных расходов условного топлива на отпуск электрической и тепловой энергии:

1) г у.т./кВт∙ч, 169 кг/Гкал;

2) г. у.т./кВт∙ч, 138 кг/Гкал.

Задача – сравнить эффективность работы энергообъектов по представленным показателям. Правильный ответ заключается в том, что приведены данные по одной и той же электростанции за один и тот же период, рассчитанные по физическому и пропорциональному методам соответственно.

Но даже использование одного метода расчета УРУТ не гарантирует возможности сравнительного анализа. Например, как можно оценить, какая из двух электростанций работает эффективнее:

1) 305 г у.т./кВт∙ч, = 159 кг/Гкал;

2) 309 г у.т./кВт∙ч, = 136 кг/Гкал.

Можно, конечно, сказать, что эффективнее вторая электростанция, так как её УРУТ на отпуск электроэнергии немного выше, чем у первой, а УРУТ на отпуск тепла значительно ниже. Но при анализе объемов производства становится понятно, что по причине малого отпуска тепловой энергии обеими электростанциями определяющее значение имеет УРУТ на отпуск электроэнергии, а значит первая электростанция эффективнее второй. При этом потребитель тепловой энергии первой электростанции наверняка не согласится с таким заключением, так как он за тепло платит значительно больше, чем потребитель второй электростанции, так как УРУТ, а значит и тариф, у него выше.

Из приведенных примеров следует, что для определения уровня эффективности работы тепловых электростанций, проведения полноценного бенчмаркинга и организации контроля в рамках государственного регулирования тарифов необходима разработка методики расчета единого удельного показателя, отражающего уровень эффективности функционирования энергообъекта.

Далее рассмотрены различные подходы к формированию этого показателя.

Для формирования показателя эффективности функционирования тепловой электростанции с полезным отпуском тепловой энергии предлагаются следующие основные методы:

1. Директивный метод

2. Статистический метод.

4. Термодинамический метод.

Директивный метод близок к физическому методу. Как известно, при использовании физического метода учитывается величина отпущенного тепла с учетом КПД установок для производства тепла. В учебниках по теплофикации рекомендуется использовать КПД установок 0.9, при этом величина УРУТ на отпуск тепловой энергии составит 159 кг/Гкал. Для обеспечения сравнимости результатов с одновременным отнесением на отпуск тепла части экономии, полученной от совместной выработки, целесообразно установить величину УРУТ на отпуск тепла на уровне 150 кг/Гкал. Оставшаяся часть топлива относится на отпуск электроэнергии.

= , (1)

где В – общий расход условного топлива, кг у.т.;

Q — производство (отпуск) тепловой энергии Гкал;

— УРУТ на производство (отпуск) электрической и тепловой энергии соответственно, г у.т./кВт∙ч и кг у.т./Гкал.

Таким образом, введение единой величины УРУТ на производство тепла позволит в дальнейшем установить норматив УРУТ. Возможно, данный метод не совсем корректен при сравнении ГРЭС с незначительным полезным отпуском тепла и ТЭЦ, но позволяет достаточно правильно сравнить, например, все ТЭЦ одного региона. К тому же, такой подход позволит установить единую (близкую) величину тарифа на тепло. В настоящее время достаточно сложно объяснить потребителю значительную разницу в тарифе на тепловую энергию, например, Новосибирской и Томской областей.

Сущность метода заключается в том, чтобы из анализа большого количества показателей за достаточно длительный срок сбора данных определить величины (среднеарифметические, лучшие, худшие из лучших и т.д.), которые будут обоснованно назначены нормативами УРУТ на производство электрической и тепловой энергии. Как показывает практика, недостаток метода также заключается в необходимости распределения энергообъектов на однотипные группы и установлении нормативов для каждой группы.

Данный метод базируется на использовании единого показателя эффективности работы ТЭС – коэффициента полезного использования топлива.

Для крупных ГРЭС с незначительным отпуском тепловой энергии (менее определенной величины отношения отпуска тепла к отпуску электроэнергии) или для чисто конденсационных станций показатель Кпит равен показателю КПД станции (блока) и вычисляется по формуле:

Кпит =123/УРУТ_э 100% (2)

Для электростанций с более значительной величиной полезного отпуска тепловой энергии необходимо учитывать влияние совместной выработки различных видов энергии. Самым простым способом расчета Кпит при этом является сложение величин отпуска электрической энергии и тепла в одинаковых единицах измерения и отнесение суммы к энергии использованного топлива.

Кпит = (3)

где E_N и E_Q — отпуск электроэнергии и тепловой энергии, МДж;

Е_т – расход топлива, МДж.

Способ абсолютно прост, не допускает никакого манипулирования данными, но требует дальнейшей проработки возможности его использования. На первый взгляд, способ дает значительные (необоснованные) преимущества производству тепловой энергии, то есть электростанция, отпускающая большее количество тепловой энергии от водогрейных котлов, автоматически обладает лучшим показателем Кпит при прочих равных условиях.

Второй способ расчета единого показателя эффективности Кпит заключается в учете величины неэффективного использования топлива – пережогов. Формула для расчета Кпит в этом случае будет иметь вид:

Кпит = (4)

где Qт – тепло топлива, ккал;

Qп – величина пережогов, ккал.

Контроль величины пережогов в настоящее время организован в макете статистической отчетности Минэнерго 15506, методика его расчета проработана и освоена персоналом электростанций. К недостаткам метода можно отнести сложность контроля правильности расчета показателя нормативного расхода топлива, отступлением от которого являются пережоги.

Данный метод требует значительного и однотипного оснащения электростанций приборами контроля. Предлагается подход, использованный при организации рынка электроэнергии, когда любой потенциальный производитель электроэнергии может работать в единую сеть при наличии у него автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИСКУЭ), выполненной по единым требованиям. Далее с применением единого стандартизованного программного продукта с использованием данных от стандартизованных систем контроля технологических показателей будет вычисляться показатель эффективности энергоблоков и электростанций в целом.

Наиболее оптимальным для данного случая представляется использование для оценки эффективности показателя Кпит, рассчитанного с использованием формулы (4). При этом показатель Кпит будет отражать отношение факта к идеалу, достижимому на данном объекте при заданном режиме, или, другими словами, коэффициент будет показывать эффективность работы тепловой схемы энергообъекта при работе на заданном режиме.

На первый взгляд, данный способ требует больших затрат и разработки специализированных программных продуктов. На самом деле электростанции уже имеют необходимые приборы контроля и измерений технологических параметров, нужно только перевести их показания в цифровой вид. При этом современные щитовые видеографические регистраторы с цифровым выходом не превышают по стоимости их «бумажные» аналоги, значительно надежнее в работе и не требуют расходных материалов. Для объектов с локальными или полномасштабными АСУ ТП проблем с получением необходимого объема измерений нет вообще.

Что касается программного обеспечения, то на рынке присутствует несколько программных продуктов, которые уже сейчас могут производить все необходимые вычисления и выдавать результат в определенной заказчиком форме.

При изучении рынка специализированного программного обеспечения наиболее открытой и готовой к сотрудничеству оказалась компания STEAG из Германии. Специалисты компании STEAG Energy Services предоставили доступ к программному обеспечению, обучающие материалы, а также организовали встречу с разработчиками программы и пользователями. Одним из программных продуктов компании, предназначенным для контроля термодинамической эффективности энергообъектов в том числе в реальном времени, является программа SR::EPOS

Программа имеет дружественный интерфейс, напоминающий работу с Microsoft Visio. C использованием библиотеки элементов создается модель тепловой схемы энергоблока (электростанции), расставляются точки контроля параметров, вводятся исходные данные, далее программа выполняет термодинамический расчет тепловой схемы. Программа была создана более 27 лет назад и с тех пор постоянно совершенствуется на станциях самой компании STEAG, а также других генерирующих компаний Европы, Америки и Азии. В настоящее время программа Ebsilon®Professional является расчетным модулем программного продукта SR::EPOS, предназначенного для оперативного контроля эффективности работы энергообъекта. Программа SR::EPOS получает исходные данные от штатных приборов контроля энергоблока, выполняет расчет и определяет текущую эффективность работы объекта, а так же указывает места потерь (пережогов) с расчетом их величины. Особенностью программы является то, что она учитывает текущие характеристики оборудования и, в то же время, позволяет моделировать режимы работы конкретного энергоблока или электростанции, задавая необходимый состав оборудования, параметры работы и другие показатели функционирования объекта. Таким образом, программа не только контролирует уровень эффективности работы энергоблока и оперативно определяет места потерь, но и является инструментом наладчиков, позволяющим разрабатывать наиболее оптимальные режимы работы реального оборудования без проведения испытаний и просчитывать экономический эффект от внедрения мероприятий по изменению режимов или модернизации оборудования. Программа имеет огромный в Европейской энергетике программа используется на станциях более чем в 32 ГВт установленной электрической мощности. С использованием Ebsilon®Professional в 1995 году было начато выполнение программы Indo German Energy Programme (IGEN) по повышению эффективности работы энергоблоков Индии, а с 2009 по 2015 год реализован второй этап программы IGEN. Сейчас программа используется уже для оптимизации функционирования энергосистемы Индии при внедрении объектов возобновляемой энергетики.

При общении с немецкими коллегами особое уважение вызывали два факта. Первое – для моделирования процессов в программе Ebsilon®Professional используются только термодинамические функции, то есть процесс описывается не с использованием данных заводских или натурных испытаний, а чисто по законам термодинамики. Поэтому программа может использоваться (и используется) даже для проектирования таких сложных объектов, как паровой энергетический котел или проточная часть паровой турбины. При этом разработчики абсолютно не скрывают своих подходов, так как, по их словам, «законы термодинамики всем известны. Второе – компания STEAG не погналась за конъюнктурой отечественного спроса и категорически отказалась от модернизации своего программного продукта под моделирование специфичных условий российского энергорынка с использованием недостаточно авторитетных и апробированных методик. Причина этого в том, что при этом компания не мола бы гарантировать 100%−ную достоверность результата, которую обеспечивает в настоящее время. В то же время, интерфейс вывода расчетных данных программы Ebsilon®Professional позволяет использовать их в качестве исходных данных для программных продуктов, предназначенных для решения задач более высоких уровней, например, для оптимизации состава и загрузки оборудования или иных задач энергорынка.

Кроме указанного программного продукта существуют и другие, выполняющие аналогичные функции, но, к сожалению, ознакомиться с ними не представилось возможным.

В итоге, задачи, поставленные в комплексном плане мероприятий по повышению энергетической эффективности Российской Федерации, и утвержденном Распоряжением Правительства Российской Федерации от 19 апреля 2018 года № 703−р. в части пункта 10 комплексного плана «..снижение удельного расхода топлива», могут быть эффективно решены. Осталось добавить к этому желание и готовность рынка, а возможности для этого есть!

Источник

• ← что делать чтоб не росла кутикула
• что значила муму для герасима →