16+
Регистрация
РУС ENG
Расширенный поиск
http://www.eprussia.ru/teploenergetika/6/75.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 03 (06) июнь 2013

Выработка электроэнергии на базе теплового потребления: расчет относительного прироста топлива на прирост тепла

Расчет относительного прироста топлива на прирост тепловой и электрической нагрузки основан на результатах математической обработки диаграммы режимов турбины.

Диаграмма режимов является высокоточным квалифицированным инструментом, взаимно увязывающим все количественные и качественные энергетические показатели работы турбины. Количество параметров, определяющих тепловую экономичность теплофикационного турбоагрегата, сравнительно велико. Кроме основных количественных показателей, таких, как электрическая мощность генератора, мощность теплового потребителя, расход пара на турбину, диаграмма режимов отражает влияние качественных показателей, таких, как давление и температура острого пара, давление пара в регулируемых отборах и (или) температура нагреваемой сетевой воды и т. д.

В данной работе для проведения качественного и количественного анализа расхода топлива на тепло и на электроэнергию использовалась заводская диаграмма режимов турбины с температурой сетевой воды Т – 185 / 215‑13–4, УТМЗ (Е. И. Бененсон, Л. С. Иоффе. Теплофикационные паровые турбины. – М.: «Энергия», 1976). В отличие от разработчиков норм удельных расходов топлива для ТЭЦ, разработчики диаграмм режимов турбин являются разработчиками первичной документации, и их выводы и решения безусловно отражают объективную картину энергетического баланса энергии, мощности теплофикационных турбин. Основными параметрами турбины с одним теплофикационным отбором пара типа «Т» являются: расход свежего пара –Gt, электрическая мощность –Ne, мощность теплофикационного отбора – Qtf, температура сетевой воды –Тts (рис. 1). Диаграмма режимов отражает три основных режима работы турбоагрегата: конденсационный режим работы турбоагрегата; теплофикационный режим работы по тепловому графику; комбинированный режим работы по электрическому графику с пропуском пара в конденсатор.



Полученные количественные показатели приростов расхода тепла на паровую турбину легко и однозначно пересчитываются на изменения приростов расхода условного топлива на котел, при изменении качественных и количественных показателей производства чисто теплофикационного режима по тепловому графику, чисто конденсационного режима работы и комбинированного режима работы по электрическому графику с пропуском пара в конденсатор.

На основании линейных уравнений диаграммы режимов турбины для различных сочетаний тепловой и электрической энергии подсчитаны абсолютные величины расхода условного топлива на отпуск тепловой и электрической энергии для 3 основных режимов работы ТЭЦ, замещающей ГРЭС и замещающей котельной:

• комбинированное производство тепла и электроэнергии на ТЭЦ с турбиной Т-185 / 215‑130;

• раздельное производство электроэнергии на ГРЭС с турбиной К-300‑240 и раздельное производство тепловой энергии на районной котельной;

• раздельное производство электроэнергии на теплофикационной турбине Т-185 / 215 по конденсационному режиму и раздельное производство тепловой энергии на районной котельной.



Примеры расчета относительных приростов топлива на прирост нагрузки приведены в таблицах 1, 2, 3. Для учета влияния многофакторных показателей, таких, как расход электрической и тепловой энергии на собственные нужды, потери тепла с тепловым потоком, прочие потери, для всех трех вариантов принят единый обобщающий показатель – процент расхода топлива на собственные нужды, который принят в линейной зависимости от тепловой нагрузки котлов на турбину. Так, при тепловой нагрузке котлов на турбину 200 Гкал-ч процент расхода топлива на собственные нужды принимается 10,8 процента, а при нагрузке котлов на турбину 500 Гкал-ч расход топлива на собственные нужды энергоблока составляет 5,8 процента. Для всех вариантов расчета КПД котла брутто принято постоянной величиной, равной 90 процентам для всех режимов. На основании вышеприведенных уравнений посчитаны графики энергоемкости ТЭЦ, состоящей из одной турбины Т-185 / 215. Алгоритм расчета показателей энергоемкости показан в таблицах 1‑5. Результаты расчетов приведены на рисунках 1‑4.



При анализе расчетов принято допущение, что в диапазоне нагрузок от 20 до 100 процентов удельный расход топлива на тепло принимается равным приросту удельного расхода топлива на прирост тепловой нагрузки. Принятие этого допущения означает согласие аналитиков топливоиспользования на то, что потери с холостым ходом турбины необходимо относить только на электроэнергию, а не на тепло. Это согласие обосновывается логическим смыслом и назначением высокопотенциального энергетического оборудования. Так, высокопотенциальные энергетические котлы и паровые турбины предназначены для получения высококачественной, превращаемой механической (электрической) энергии, а не для получения отработанного пара низких параметров. Для получения низкокачественного пара низких параметров достаточно применить редукционно-охладительные установки (РОУ) или же сжигать топливо в котлах низкого давления. Если же заказчики энергетических технологий сознательно идут на ухудшение качества получаемой механической (электрической) энергии, то это делается только с целью повышения суммарного коэффициента полезного использования топлива при комбинированном производстве высококачественной и низкокачественной энергии.



Выводы по анализу диаграммы режимов

А) Удельный расход топлива на тепловую энергию:

1. Для рабочего диапазона тепловых и электрических нагрузок прирост расхода топлива на прирост тепла составляет очень низкое значение! Всего 27÷48 кг / Гкал (рис. 1) против 153÷168 кг / Гкал по физическому методу. Данный пример является ярким проявлением второго начала термодинамики и соответствует расчетам технических показателей по «эксергетическому» методу.

2. Удельный расход топлива на тепло (прирост) зависит только от качественного показателя – температуры нагреваемой воды и степени загрузки турбины и совершенно не зависит от количественного показателя – величины тепловой нагрузки турбины, что также полностью отвечает законам термодинамики

3. Наглядно видно, что для отпуска дополнительной одной единицы тепловой энергии с сетевой водой 80÷120 оC требуется всего 18÷29 % топлива от традиционной котельной! Этот результат не укладывается в рамки существующего нормативного документа по расчету тепловой экономичности работы ТЭЦ, опирающегося на «физическом» методе [1];

4. Удельный расхода топлива на тепло (прирост) зависит только от температуры сетевой воды и от степени загрузки турбоагрегата (рис.1):

• рост температуры сетевой воды от 80 оС до 120 оС вызывает рост удельного расхода топлива на тепло на 9‑14 процентов (с 27 до 30 кг / Гкал при 220 МВт и с 42 до 48 кг / Гкал при 40 МВт);

• при снижении степени электрической нагрузки происходит значительный рост удельного расхода – на 55‑60 процентов (с 27 до 42 кг / Гкал при температуре 80 оС и с 30 до 48 кг / Гкал при температуре 120 оС). Работа с низким уровнем нагрузок якобы в угоду обеспечения надежности есть одна из главнейших причин роста энергоемкости энергетики.

5. Потеря экономичности теплофикационной турбины Т-185 / 215 при работе в конденсационном режиме по сравнению с конденсационной турбиной К-300 при максимальной нагрузке 215 МВт составляет 9,3 процента (364 против 333 г / кВт-ч), при минимальной нагрузке в 40 МВт экономичность снижается всего на 5,8 процента (450 против 425 г / кВт-ч)

6. Повышение температуры сетевой воды при постоянной электрической и постоянной тепловой нагрузке приводит к снижению экономичности по использованию топлива от 0,127 до 0,314 процента на 1 градус (табл.3).



Б) Удельный расход топлива на электрическую энергию:

1. Удельный расход условного топлива на электроэнергию (так же как и на тепло) зависит только от двух качественных показателей: а) от степени загрузки турбины и б) от температуры сетевой воды и совершенно не зависит от количественного показателя – величины тепловой нагрузки турбины. Это главное достоинство метода, которое полностью отвечает второму закону термодинамики

2. Снижение степени электрической нагрузки от максимальной 215 МВт до минимальной 40 МВт вызывает рост удельного расхода топлива на 19‑64 процента (с 358 до 425 г / кВт-ч при 80 оС и с 380 до 625 г / кВт-ч при 120 оС).

3. Рост температуры сетевой воды с 80 до 120 оС вызывает рост удельного расхода на 17‑47 процентов (с 358 до 380 г / кВт-ч при 220 МВт и с 425 до 625г / кВт-ч при 40 МВт).





Графики на рис. 2, 3 носят универсальный характер, наглядно показывают, что удельный расход топлива на производство тепловой и электрической энергии эквидистантно зависит только от качественных показателей – а) от температуры нагреваемой сетевой воды и б) от степени загрузки турбины и совершенно не зависит от количественного показателя – тепловой нагрузки. Этот универсальный характер эквидистантных кривых позволяет производить адекватный расчет расхода топлива на комбинированное производство для любых допустимых по диаграмме режимов сочетаний тепловой и электрической нагрузок:

В∑ = Вээ + Втэ = bээt*N + bтэt*Q,

где bээt bтэt – удельные расходы топлива на электроэнергию и тепловую энергию в зависимости от нагрузки турбины и температуры сетевой воды, определенные по универсальной энергетической характеристике рис. 2, 3. В табл. 4 приведены примеры расчета расходов топлива на ТЭЦ.





Примеры определения энергоемкости по эквидистантным кривым

Выводы по примеру 1:

1. Видно, что рост температуры сетевой воды ведет к росту расхода топлива до 13 процентов, но и в этом случае прирост удельного расхода топлива на тепло на ТЭЦ будет в пять раз ниже, чем на котельной: 32,0 против 165 кг / Гкал.

2. Наглядный пример того, что применение показателя КПИТ может привести к противоречивым, ошибочным решениям. Так. на примере № 4.1, где разгрузка турбины по электрической мощности с 200 до 130 МВт якобы приводит к росту КПИТ с 68 до 78,2 процента, а на самом деле реально теряется эффект теплофикации и происходит перерасход топлива на 7,43 процента. Существующими методами анализа, основанными на физическом методе, такого вывода никогда не получишь!

Выводы по примеру 2:

1. Наглядно видно, насколько выгоднее работать как можно с большими электрическими нагрузками на турбинах. Незнание этого факта приводит к «размазыванию» электрической и тепловой нагрузки на две турбины, что в итоге ведет к перерасходу топлива на 20,7 процента.

2. Потеря электрических и тепловых потребителей ведет к снижению технической экономичности в квадратичной зависимости, а экономические показатели при этом ухудшаются в кубической зависимости!

Выводы по примеру 3:

1. Как ни парадоксально, но наглядно видно, что передача тепловой нагрузки с котельных на турбины ТЭЦ вызывает экономию топлива даже больше, чем его необходимо для работы котельной, – 108,6 процента.

2. На дополнительно выработанную электрическую мощность 30 МВт на теплофикационной турбине в Омске необходимо всего 0,61 тн / ч, а для конденсационной турбины, скажем, на Ермаковской ГРЭС надо 8.7 тн / ч.



Коэффициент полезного использования топлива (КПИТ) потребителей

Опыт расчетов показывает, что применение таких показателей, как удельный расход топлива на тепло и на электроэнергию для случаев комбинированного производства энергии, явно недостаточно. Мало того, в некоторых случаях применение только этих показателей позволяет недобросовестным аналитикам и государственным регуляторам производить скрытое перекрестное субсидирование топливом, с нарушением фундаментального принципа – принципа неразрывности производства и потребления тепловой и электрической энергии.

Степень технического совершенства потребителей тепловой и электрической энергии в определенных условиях может определяться по коэффициенту полезного использования топлива – ηти. КПИТ – это тот обобщенный универсальный показатель, который в какой‑то степени определяет уровень технологической грамотности при решении задач по энергосбережению как для потребителей, так и для производителей тепловой и электрической энергии. В настоящее время в практике расчетов и регулирования энергосберегающей политики коэффициент полезного использования КПИТ используется недостаточно широко.

И если о КПИТ производителя энергии имеется много наработанных материалов, то в отношении потребителей до настоящего времени отсутствуют методики расчета эффективности для конечного потребителя – КПИТ потребителя. И это огромный пробел, которым абсолютно не владеет регулятор рыночной энергетики, формирующий коллективный оптимум топливоиспользования в РФ. Именно коэффициент полезного использования топлива (КПИТ) для конечного потребителя должен быть основой для принятия управляющего решения эффективным регулятором по снижению энергоемкости валового внутреннего продукта (ВВП) РФ.

КПИТ – ηти – обобщенный показатель, характеризующий эффективность потребления (производства) тепловой и электрической энергии:

ηти = (N*0.86 +Q) / ( (Bээ +Bтэ) *7)

ηти = F (Сх. потребления, N, Q, t, p)

Сх.потребления – схема потребления тепловой и электрической энергии (комбинированно или раздельно, пик или база, далеко или близко, лето или зима, день или ночь и т. д.);

N – конкретное значение электрической мощности;

Q – конкретное значение тепловой мощности;

t,p – конкретная температура воды или давления пара для потребителя.

Еще раз отметим, что КПИТ является только обобщающим, но не окончательным показателем, который количественно, но не качественно характеризует способность потребителя, производителя, регулятора к снижению энергоемкости технологии потребления и производства энергии.

На рис. 4, 5 наглядно видно влияние показателей на эффективность использования топлива –КПИТ в зависимости от:

A. схемы потребления и производства тепловой и электрической энергии (рис. 4 и 5);

B. сочетания тепловой и электрической нагрузок, для раздельного производства энергии (рис. 4);

C. температуры сетевой воды для теплофикационной турбины ТЭЦ (рис. 5). Для раздельного способа производства электрической энергии на ГРЭС и тепловой энергии на котельной температура сетевой воды практически не влияет на экономичность производства (рис. 4).



Укрупненно степень влияния этих показателей можно рассмотреть на примере отказа в покупке электрической нагрузки на федеральных ГРЭС с выработкой электрической энергии на муниципальной ТЭЦ (табл. 5).



КПИТ – это объективный показатель энергетической эффективности, который необходимо уметь понимать и правильно использовать для нормирования энергопотребления для крупных потребителей тепловой и электрической энергии, для формирования энергосберегающей политики предприятий, региона, города. Регулятор тарифной политики на тепловую и электрическую энергию не должен уравнивать всех под одну гребенку по признакам якобы обеспечения социальной политики: население, промышленность, бюджет и т. д. Регулятор должен так формировать политику развития топливосберегающей энергетики, таким образом, чтобы стимулировать конкретного потребителя к использованию сбросной тепловой энергии от паровых турбин ТЭЦ по так называемым маржинальным издержкам потребления энергии. Именно тарифообразование на основе маржинальных издержек позволит на законном основании требовать снижения тарифов для тех потребителей, которые обеспечивают комбинированное производство тепловой и электрической энергии (население городов, промышленные предприятия, потребляющие тепло от ТЭЦ). И наоборот, те потребители, которые имеют низкое значение КПИТ, должны платить за энергию по самым высоким тарифам, в полтора-четыре раза дороже. Но об этом чуть позже!

График на рис. 5 открывает все многообразие сочетаний тепловых и электрических нагрузок. Наглядно и объективно показаны границы изменения КПД производства комплиментарной энергии на теплофикационной турбине при всевозможных режимах работы:

A. «КПД брутто турбины» собственно теплофикационной турбины Т-185/215 при работе чисто по тепловому графику с границами изменения от 86,6 до 97,9 процента.

B. «КПД нетто турбины» равен «КПИТ ТЭЦ» с учетом КПД котла 90 процентов и потерями топлива на собственные нужды станции, при работе по чисто тепловому графику с тепловыми нагрузками от 320 Гкал-ч до 40 Гкал-ч с границами изменения от 70 до 83,4 процента.

C. КПИТ конденсационной электроэнергии при работе по электрическому графику – от 31,9 до 51,3 процента.

D. КПИТ ТЭЦ с теплофикационной турбиной Т-185/215 при работе чисто по конденсационному режиму работы с границами изменения от 27 до 34 процентов.

E. КПИТ замещающей – конкурентной ГРЭС с турбиной К-300‑240 с границами изменения КПД от 28,9 до 36,7 процента.

Приведенные графики наглядно показывают несовершенство метода оценки эффективности с помощью коэффициента полезного использования топлива КПИТ. Наглядно виден «парадокс эффективности КПИТ» паровой турбины: так, со снижением электрической нагрузки турбины при неизменном потреблении тепла эффективность использования топлива якобы возрастает? Чушь и глупость! Точно так же, как и в примерах 4.1 и 4.3. Этот парадокс никак не отвечает логическому смыслу. В этом смысле члены НТС от 10‑11 января 1950 года безусловно были правы. Однако на это имеется четкий ответ: нельзя оценивать экономичность только у производителя энергии. Нужно оценивать эффективность различных технологий потребления только при равном потреблении тепловой и электрической энергии конечными потребителями.

Выработка электроэнергии на базе теплового потребления – самый главный показатель эффективности энергетики в целом.

Отправить на Email

Для добавления комментария, пожалуйста, авторизуйтесь на сайте

Также читайте в номере № 03 (06) июнь 2013: