CC BY
23
УДК 621.311.22:621.183.371
О ВЛИЯНИИ ПЛАТЫ ЗА ВОДОПОЛЬЗОВАНИЕ НА СЕБЕСТОИМОСТЬ ВЫРАБАТЫВАЕМОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ТЭС
© 2004 г. Г.М. Борисов, С.В. Скубиенко
В настоящее время на ТЭС остро стоит проблема по нахождению ресурсов энергосбережения. Одним из существенных способов экономии энергетических ресурсов в ближайшее время может стать учет платы за водопользование при определении себестоимости электроэнергии и регулирование расходов охлаждающей воды.
Величины платы за водопользование устанавливаются региональными органами власти в пределах ставок, определяемых постановлением правительства в соответствии с федеральным законом «О плате за пользование водными объектами». Ставки платы дифференцированы по экономическим районам страны и бассейнам рек и озёр (поверхностным и подземным), а так же для морских вод.
В различных районах страны размер платы за водопользование (забор плюс сброс) изменяется от 150 до 220 р. за 1000 м3 воды в Северном экономическом районе и до 300 - 400 р. в Северо-Кавказском экономическом районе. При использовании вод территориального моря РФ и внутренних морских вод размер платы за водопользование колеблется в пределах от 15 до 20 р. за 1000 м3 морской воды. В то же время использование водных объектов для целей гидроэнергетики влечет за собой плату в соответствии с величиной вырабатываемой электроэнергии и составляет от 10 до 15 р. за 1000 кВт-ч.
Действующими руководящими методическими документами [1], определяющими порядок нормирования водопотребления и водоотведения, в том числе и на нужды охлаждения конденсаторов паровых турбин, не предусматривается учет платы за водопользование при оптимизации и нормировании. В частности, для конденсационных энергоблоков 300 МВт с прямоточной системой охлаждения конденсаторов даются рекомендации по нормированию охлаждающей воды на выработку 1 кВт-ч электроэнергии в зависимости от изменения температуры охлаждающей воды в количестве от 0,14 м3 - в летний период до 0,09 м3 -в зимний.
Оценим величину вклада платы за водопотребле-ние в стоимость 1 кВт-ч вырабатываемой электроэнергии для ТЭС с блоками мощностью 300 МВт для условий действующего нормирования водопотребле-ния. Примем среднегодовой удельный расход охлаждающей воды 0,12 м3/кВт-ч.
Исходя из приведенных выше размеров платы за водопотребление и с учетом «определяющей» (рыночной) стоимости электроэнергии, составляющей
0,50 р. (средневзвешенная стоимость 1 кВт-ч на ФОРЭМ в I квартале 2004 г.), получим:
- для Северо-Кавказского экономического района: при величине платы за 1 м3, равной 0,3 - 0,4 р., при выработке 1 кВт-ч будет израсходовано 0,12 м3, следовательно, вклад в себестоимость 1 кВт-ч за счет платы за водопотребление составит 0,036 - 0,048 р.;
- для Северного экономического района: при величине платы за 1 м3, равной 0,15 - 0,22 р., вклад в себестоимость 1 кВт-ч за счет платы за водопотребление составит 0,018 - 0,026 р.
В случае использования морских вод для охлаждения конденсаторов энергоблоков при величине платы 0,015 - 0,020 р. за 1 м3 - вклад в себестоимость 1 кВт-ч составит 0,0018 - 0,0024 р.
При упомянутой стоимости 1 кВт-ч на рынке ФОРЭМ, равной 0,50 р., которую следует рассматривать как «предельную» себестоимость, доля платы за водопотребление из поверхностных водных источников для энергоблоков ТЭС составит в общей стоимости от 3,6 % до 9,6 % , а при использовании морской воды - всего лишь 0,4 %. Доля платы за водопользование для ГЭС будет только от 2,0 до 4,0 % стоимости 1 кВт-ч на ФОРЭМ.
Для энергоблоков ТЭС с прямоточной схемой циркуляционного водоснабжения плата за водопользование, являясь составляющей себестоимости вырабатываемой электроэнергии, вносит заметный вклад в величину общей себестоимости выработки электроэнергии.
Правилами технической эксплуатации электрических станций и тепловых сетей устанавливается, что при эксплуатации конденсационных установок паровых турбин должен осуществляться контроль над расходами охлаждающей воды (непосредственно измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов) и проводиться оптимизация расходов охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровыми нагрузками конденсаторов.
Данные нормативных характеристик конденсаторов свидетельствуют, что изменение расхода охлаждающей воды сравнительно мало влияет на устанавливаемое давление в конденсаторе (при определенном расходе пара в конденсатор и температуре охлаждающей воды). С увеличением расхода воды на охлаждение конденсатора возрастают затраты электроэнергии непосредственно на привод циркуляционных насосов и, кроме того, увеличивается плата за водопользование большим расходом воды.
Для блока 300 МВт ГРЭС в южном регионе страны с прямоточной схемой циркуляционного водоснабжения и циркуляционными насосами типа ОП-2-110 кэ были выполнены расчеты по определению экономически оптимального расхода охлаждающей воды. Ставка платы за водопользование 1 м3 равна 0,3332 р.
Результаты расчетов показывают, что во всем годовом диапазоне изменения температур охлаждающей воды (от 5 до 25 °С) экономически оптимальный расход охлаждающей воды, соответствующий минимуму затрат на выработку электроэнергии или наивыгоднейшему (экономически) вакууму [2], меньше, чем минимальный расход рабочего диапазона расходной характеристики насосов данного типа и сети.
Известны трудности обеспечения регулирования расхода охлаждающей воды при эксплуатации насосов типа 0П-2-110кэ [3]. В данной работе не рассматриваются вопросы определения необходимого диапазона качественного регулирования расхода охлаждающей воды, а также пути их реализации: замены или модернизации существующих насосов, использовании других способов регулирования производительности и т.д. Рассмотрим возможность реализации вышеприведенного вывода о выгодном переходе на пониженную подачу охлаждающей воды по сравнению номинальной (нормативной) при работе блока 300 МВт с номинальной нагрузкой. Минимальный расход в пределах расходной характеристики работы насосов соответствует расходу охлаждающей конденсатор воды, равному 6,78 м3/с (номинальный расход равен 9,67 м3/с). Следует также отметить, что для расхода, равного 6,78 м3/с, определены и нормативные характеристики конденсатора, на основе которых и могут осуществляться оптимизационные расчеты.
Величина платы за водопотребление оказывает существенное влияние на объем оптимального расхода охлаждающей воды в сторону его уменьшения при возрастании размера платы за водопользование (рис.1 и 2).
На рис. 1,а,б приведены график среднемесячных значений температур охлаждающей воды за последние несколько лет и величины недоотпуска электроэнергии, связанные с работой при более высоком давлении в конденсаторе при меньшем расходе воды на охлаждение конденсаторов и при учете снижения (из-за уменьшения расхода) величины потребляемой мощности циркнасосов.
На рис. 2 показаны величины экономии (снижения) платы за водопользование из-за снижения расхода охлаждающей воды при работе блока 300 МВт с номинальной нагрузкой и с учетом компенсации не-доотпуска электроэнергии, показанного на рис. 1, б, по стоимости 1 кВт-ч на рынке ФОРЭМ.
В течение года при работе блока 300 МВт с номинальным расходом охлаждающей воды 9,67 м3/с через конденсаторы турбины проходит 304953 тыс. м3 воды. Оплата этого количества воды составит 101,61 млн р. За счет перевода охлаждения конденсаторов на расход 6,78 м3/с снижение платы за водопотребление соста-
вит 30,37 млн р. Компенсация за недовыработку электроэнергии с учетом снижения потребления электроэнергии циркуляционными насосами по стоимости на рынке ФОРЭМ составит 12,36 млн руб. Экономия платы за водопотребление в этом случае для энергоблока 300 МВт за год составит 21,45 млн р. Следует отметить, что в рассмотренном примере определена только часть экономия платы за водопотребление, которая достигнет максимума при оптимизации расходов для каждого уровня изменения температур охлаждающей воды и т.д. и которая может быть обеспечена при возможности качественного регулирования расходов охлаждающей воды.
т оС 30 25 20 15 10 5 0
а )
ДЭ, МВт-ч 4000
3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0
-- _
-1
п
Ш
Янв. Февр. Март Апр. Май Июнь Июль Авг. Сент. Окт. Нояб. Дек.
б)
Рис. 1. Изменение недовыработки ДЭ электроэнергии для среднемесячных температур охлаждающей воды тов (а) из-за снижения расхода охлаждающей воды с 9,67 м3/с до 6,78 м3/с при работе энергоблока 300 МВт с номинальной нагрузкой с учетом снижения потребления электроэнергии на привод циркнасосов (б)
ДП, млн р.
з
2,5 2 1,5 1
0,5 0
Яне. Февр. Март Апр. Май Июнь Июль Лег. Сенг. Окт. Нояб. Дек.
Рис. 2. Экономия платы за водопользование (ежемесячная, в млн р.) из-за снижения расхода охлаждающей воды с 9,67 м3/с до 6,78 м3/с при работе энергоблока 300 МВт с номинальной мощностью для среднемесячных температур охлаждающей воды тов с учетом компенсации недовыработки по стоимости 1 кВт-ч электроэнергии на ФОРЭМ
Приведенные данные свидетельствуют, что применение действующего порядка оптимизации и нормирования водопотребления, при котором не учитываются стоимость платы за водопотребление, приводит фактически к необоснованному (так как не учитывает стоимость водопользования) включению в затраты не оптимизированной и достаточно высокой составляющей стоимости 1 кВт-ч электроэнергии.
Для повышения эффективности работы теплоэнергетических установок, использующих поверхностные водные объекты для нужд циркуляционного водоснабжения с применением прямоточной схемы, необходимо учитывать плату за водопользование при оптимизации вакуума в конденсаторах и осуществлять регулирование расхода охлаждающей конденсаторы воды при изменении ее температур и нагрузок энергоблоков [4].
Выводы
1. Для энергоблоков ТЭС, использующих воды поверхностных источников для охлаждения конденсаторов по схеме прямоточного водоснабжения, величина доли себестоимости выработки 1 кВт-ч электроэнергии, относимой к плате за водопользование, составляет от 1,5 до 4,8 коп.
Научно-исследовательский институт ЮжВТИ, Южно-Российский государственный технический
2. Для повышения эффективности работы энергоблоков при оптимизации (нормировании) водопотреб-ления необходимо учитывать плату за водопользование и осуществлять регулирование расхода охлаждающей конденсаторы воды при изменении температур охлаждающей воды и нагрузок энергоблоков.
Литература
1. Методика разработки норм и нормативов водопотребления и водоотведения на предприятиях теплоэнергетики: МТ 34-00-030-87 (РД 34.02.401) / Утв. Минэнерго СССР 04.01.87; срок действия установлен с 01.01.92. 1987. Изменение №1 к РД 34.02.401. М., 1992.
2. Лукьянов В.Г., Балтян В.Н., Борисов Г.М., Скубиенко С.В. О необходимости и эффективности регулирования производительности циркуляционных насосов энергоблоков. // Материалы IV междунар. конф. «Повышение эффективности производства электроэнергии», 14-17 октября 2003 г., Новочеркасск, ЮРГТУ (НПИ). Новочеркасск, 2003. С. 125 - 128.
3. Прибытков Б.П. Эксплуатация циркуляционных насосов ТЭС. М., 1991.
4. Борисов Г.М., Скубиенко С.В. Возможности повышения эффективности работы систем циркуляционного водоснабжения ТЭС // Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион. Техн. науки. 2004. № 2. С. 76 - 78.
университет (НПИ) 15 апреля 2004 г.
УДК 621.181.62-501.72
РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ В УЗЛАХ ВСТРОЕННЫХ СЕПАРАТОРОВ ПРЯМОТОЧНЫХ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ ТЭС В ПЕРЕМЕННЫХ РЕЖИМАХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
© 2004 г. И.А. Якубенко
Преимущественное использование и дальнейшее строительство в европейской части России энергетических мощностей на ядерном топливе, эксплуатация которых экономически целесообразна в базовом режиме, обусловливает неизбежный перевод в полупиковую и пиковую области графика электрических нагрузок энергоблоков ТЭС мощностью 300 - 800 МВт. В таких условиях эксплуатации возрастает частота случаев значительного и резкого изменения параметров теплоносителя по всему пароводяному тракту энергоблока, что требует экстренной разгрузки парогенераторов по тепловой мощности и кратковременной работы турбогенератора в режиме холостого хода со срабатыванием быстродействующих сбросных устройств и предохранительных клапанов, а также последующего перевода парогенераторов на режим скользящего давления. При нахождении энергоблока в режиме холостого хода более 10 мин следует останов одного или нескольких парогенераторов и повторная их растопка после снятия ограничений по набору
мощности энергоблоком. С ростом числа кратковременных остановов парогенераторов растет и количество их повторных растопок и пусков из горячего состояния, считающихся наиболее теплонапряженными циклами «расхолаживание - разогрев» для толстостенных элементов коллекторов котлов и паропроводов.
В любом из указанных выше нестационарных режимов для исключения термоударов и снижения тепловых напряжений [1] весь пароводяной тракт котла разделяется закрытием встроенных задвижек (ВЗ), затем автоматически поддерживается дроссельными клапанами Д-1 рабочее давление в поверхностях нагрева тракта до ВЗ с организацией сброса излишней двухфазной среды (рис. 1) во встроенные сепараторы (ВС), где происходит механическое разделение теплоносителя на пар и воду. Сбросы воды из ВС в расширитель должны автоматически регулироваться дроссельными клапанами Д-2 с обеспечением в оптимальном случае минимальной продолжительности этих сбросов и исключением проскока паровой фазы из ВС в расширитель.
