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

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.

На правах рекламы

13 сентября 2018 в 15:44