Тепловая экономичность ТЭЦ и расход топлива

Введение: термодинамическая и системная эффективность когенерации

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) производит два продукта из одного источника топлива: электроэнергию и теплоту. За счёт использования тепла отработавшего пара, которое на конденсационных электростанциях безвозвратно теряется в градирнях, комбинированная выработка принципиально экономичнее раздельной: общий коэффициент использования топлива когенерационных установок достигает 80–90 % против 35–45 % у традиционных конденсационных ТЭС [1]. Для России этот вопрос имеет системное значение: ТЭЦ обеспечивают теплом и горячей водой около 70 % населения страны — более 100 млн человек [2], а на долю тепловых электростанций в целом пришлось 57,5 % выработки ЕЭС России в 2025 году [3].

Коэффициенты полезного действия ТЭЦ

Поскольку у ТЭЦ два продукта, экономичность описывается тремя коэффициентами полезного действия (КПД). КПД по производству электроэнергии и теплоты в отдельности [4]:

$\eta_e^э = \frac{3600\, N_э}{Q_e^э}; \qquad \eta_e^т = \frac{Q_т}{Q_e^т}, \qquad (1)$

где $N_э$ — электрическая мощность; $Q_e^э$ и $Q_e^т$ — расходы теплоты, отнесённые на производство электроэнергии и теплоты; $Q_т$ — теплота, отпущенная потребителю. Полный КПД ТЭЦ характеризует совместное производство:

$\eta_e^{э,т} = \frac{3600\, N_э + Q_т}{Q_e}. \qquad (2)$

Если обозначить долю теплоты, отбираемой у турбоустановки внешнему потребителю, $\beta_т = Q_т/Q_{ту}$, то три КПД теплофикационной турбоустановки оказываются связаны одним соотношением:

$\eta_{ту}^{э,т} = \eta_{ту}^а + \beta_т = (1 - \beta_т)\,\eta_{ту}^т, \qquad (3)$

где $\eta_{ту}^а = 3600 N_э/Q_{ту}$ — абсолютный электрический КПД. Из (3) следует важный практический вывод: с ростом теплоотбора полный КПД растёт почти линейно, а абсолютный КПД непрерывно снижается — поэтому $\eta_{ту}^а$ не отражает эффективность комбинированного производства и не должен использоваться для его оценки.

Удельный расход топлива: ключевые показатели

Общий расход топлива на ТЭЦ распределяется между продуктами тем же коэффициентом: $B_т = \beta_т B$, $B_э = (1 - \beta_т) B$. Из часового энергетического баланса следует классическая формула удельного расхода условного топлива (теплота сгорания условного топлива — 29 308 кДж/кг) на производство электроэнергии, г/(кВт·ч):

$b_э = \frac{3600}{29\,308 \cdot \eta_e^э} \cdot 10^3 = \frac{122{,}8}{\eta_e^э} \approx \frac{123}{\eta_e^э}. \qquad (4)$

Диапазон режимов нагляден: в конденсационном режиме ($\eta_e^э \approx 0{,}34$) получаем $b_э \approx 361$ г/(кВт·ч), а при работе турбин с противодавлением, когда отсутствуют потери теплоты в конденсаторе ($\eta_e^э \approx 0{,}85$), — лишь около 144 г/(кВт·ч). Для теплоты, отпущенной внешнему потребителю, аналогичная формула даёт удельный расход, кг у.т./ГДж:

$b_т = \frac{10^6}{29\,308 \cdot \eta_e^т} = \frac{34{,}12}{\eta_e^т}, \qquad (5)$

и при типичном $\eta_e^т \approx 0{,}87$ составляет около 39 кг у.т./ГДж. Заметим, что в исходном тексте параграфа 3.4 учебника профессора В.Я. Рыжкина «Тепловые электрические станции» [4] произведение КПД в примере округлено до (0,855), тогда как точное значение 0,985·0,98·0,98·0,90 = 0,851; на итоговый результат (144 г/(кВт·ч)) это не влияет.

Современные аспекты: от парогазовых ТЭЦ до стандартов ЕС

Изложенный выше расчётный аппарат, сформированный еще в Советском Союзе, остаётся достоверным инструментом и в 2026 году, отражая ключевые аспекты функционирования ТЭС и ТЭЦ, при этом совершенствуется технологический уровень объектов энергетики и подходы к управлению. Перевод ТЭЦ на парогазовый цикл даёт двойной эффект: например, парогазовые энергоблоки ПГУ-450 ТЭЦ-27 ПАО «Мосэнерго» обеспечивают суммарный КПД до 52 % и экономию до 30 % газа по сравнению с традиционным паросиловым оборудованием [5]. В Европейском союзе критерии эффективности когенерации закреплены нормативно: согласно Директиве 2012/27/EU «высокоэффективной» признаётся комбинированная выработка, обеспечивающая экономию первичной энергии (PES, primary energy savings) не менее 10 % по сравнению с раздельным производством электроэнергии и теплоты [6]. Пересмотренная Директива (EU) 2023/1791 существенно ужесточила эти экологические и технологические требования, установив график поэтапного перехода к безуглеродным системам теплоснабжения [7]. Параллельно развиваются современные когенерационные установки, КПД которых достигает 85–95 %, преобразуя теоретические преимущества совместного цикла в прямое коммерческое превосходство [8].

Выводы

1. Для полноценного расчета эффективности ТЭЦ необходимо оценивать не только «электрический» КПД, поскольку корректная картина обеспечивается тремя связанными показателями (1)–(3), учитывающими совместную выработку.
2. Экономический смысл когенерации выражается предельно наглядно через формулу (4): перевод выработки с конденсационного цикла на теплофикационный позволяет при использовании физического метода распределения затрат снизить расчетный удельный расход топлива на электроэнергию с ~360 до ~144 г у.т./(кВт·ч), в то время как удельный расход на отпуск теплоты составляет около 39 кг у.т./ГДж.
3. Регуляторика и техника движутся в одном направлении: парогазовая модернизация ТЭЦ в России и европейские критерии высокоэффективной когенерации (экономия первичной энергии ≥ 10 %, полный КПД > 70 %) закрепляют комбинированную выработку как приоритетное направление повышения энергоэффективности.