Отметим еще одну важную, по существу, финансовую проблему, возникающую для ТЭЦ. ТЭЦ продает потребителям два вида энергии различной энергетической ценности: тепловую и электрическую, причем их потребители в общем случае — разные. Объективно существующая экономия топлива при комбинированной выработке электроэнергии и тепла должна быть разделена и учтена в себестоимости и цене на эти два вида энергии. Однако сделать это технически невозможно: и тепло, и электроэнергия вырабатываются общими котлом, турбиной и другим оборудованием ТЭЦ; далее, с одной стороны, без отпуска тепла из отборов турбины нет экономии топлива, с другой стороны она отсутствует и без выработки электроэнергии на тепловом потреблении.
Проблеме как разделить объективно существующую экономию топлива между электроэнергией и теплом, посвящены десятки (если не сотни) работ и единственным их окончательным результатом стало понимание того, что этого сделать нельзя.
Начиная с плана ГОЭЛРО и вплоть до 1995 г., при распределении экономии от теплофикации использовался так называемый «физический» метод», по которому вся экономия топлива относилась на электроэнергию. При этом получалось, что расход условного топлива на 1 кВт·ч на ТЭЦ составлял 230—250 г/(кВт·ч), а на ГРЭС — 320—350 г/(кВт·ч). Это не результат более экономичной работы ТЭЦ, а способа распределения выгоды от теплофикации. В 1995 г. на ТЭЦ России была введена новая инструкция для ТЭЦ по распределению экономии топлива от теплофикации. Последствия ввода нового способа представлены на рис. 3.12. Кривая 1 показывает, как уменьшался удельный расход условного топлива на производство электроэнергии в целом сначала для СССР, а потом — для России, причем учитывалась электроэнергия, вырабатываемая и ГРЭС, и ТЭЦ в соответствии с «физическим» методом.
Видно, что в период 1985—1990 гг. удельный расход условного топлива стабилизировался на уровне 325—327 г/(кВт·ч). В момент распада СССР показатели по выработке электроэнергии резко улучшились [до 310 г/(кВт·ч)] главным образом за счет исключения в основном конденсационных мощностей на Украине, в Прибалтике и Белоруссии. Эти показатели существовали вплоть до 1995 г., когда была введена новая инструкция, и в соответствии с ней удельный расход условного топлива в целом по России скачком возрос до 347 г/(кВт·ч). Конечно, это результат переноса части экономии топлива от теплофикации с электроэнергии на тепло (заметим, что в России почти половина электроэнергии вырабатывается ТЭЦ). То, что это так, видно из кривой 2, отражающей изменение удельного тепла для конденсационных энергоблоков мощностью 300 МВт. Этих энергоблоков инструкция по распределению выгоды от теплофикации, естественно, не коснулась и после улучшения показателей экономичности в 1990 г. (главным образом, за счет исключения из энергосистемы России пылеугольных энергоблоков Украины) наблюдается тенденция к ухудшению экономичности, главным образом за счет старения оборудования.
Условность разделения выгоды от теплофикации между электроэнергией и теплом необходимо также учитывать при сравнении интегральных показателей экономичности различных стран. Если, например, средний удельный расход условного топлива на ТЭС Японии составляет [310— 315 г/(кВт·ч)], а в России 345—350 г/(кВт·ч), и разница между ними 35 г/(кВт·ч), то в действительности она еще больше, так как в Японии практически отсутствует теплофикация, а в России примерно половина электроэнергии производится на ТЭЦ.
Теперь перейдем к показателям, характеризующим экономичность работы ТЭЦ. Когда мы рассматривали экономичность конденсационной ТЭС, мы выяснили, что для этой цели используется один показатель — коэффициент полезного действия нетто (это, по существу, коэффициент полезного использования топлива) или эквивалентный ему удельный расход условного топлива. Необходимость только в одном показателе экономичности для конденсационной ТЭС связана с тем, что ТЭС отпускает только один вид энергии — электроэнергию.
ТЭЦ отпускает два вида энергии — электрическую и тепловую. Поэтому для оценки качества работы ТЭЦ необходимо иметь также два показателя.
Первым показателем является коэффициент полезного использования тепла топлива. Если у конденсационных ТЭС России он не превышает 40 %, то для ТЭЦ он может достигать 85 % (а 15 % составляют потери с уходящими газами энергетических и водогрейных котлов, с конденсацией той части пара, которая проходит в конденсатор, собственные нужды).
Вторым показателем является выработка электроэнергии на тепловом потреблении c = N э/ Q т. Ясно, что если, например, две ТЭЦ отпускают одинаковое количество тепла Qт и имеют одинаковый коэффициент использования топлива, то из них лучше та, которая отпускает больше электроэнергии.
Эти два показателя полностью характеризуют экономичность работы ТЭЦ.
На практике и в отчетной документации ТЭЦ используют два других эквивалентных упомянутым выше показателям: привычный нам удельный расход условного топлива на производство электроэнергии b э в г/(кВт·ч) и удельный расход условного топлива на производство 1 Гкал тепла b т в кг/Гкал. Для ТЭЦ
b т = 150—170 кг/Гкал. Эти величины подсчитываются в соответствии с нормативными документами по распределению затраченного топлива на производство электроэнергии и тепла.