Термодинамический и статистический методы анализа энергоемкости ТЭЦ
Термодинамический и статистический методы анализа энергоемкости ТЭЦ
Для выработки выводов по технико-экономическим показателям ТЭЦ была создана комиссия, состав которой выбран научным совещанием Энергетического института АН СССР и секции теплофикации МОНИТОЭ, состоявшимся 10 и 11 января1950 г.
Заключение, принятое этой комиссией, на многие десятилетия заморозило поиск правильного решения и на 60 лет отбросило развитие советской, а затем и российской топливосберегающей энергетики.
В качестве примера, приведем некоторые важные пункты из выводов комиссии (по материалам совещания).
1. Коэффициент использования тепла топлива на ТЭЦ, вычисляемый по сумме количеств вырабатываемых электроэнергии и тепла, не может служить показателем, однозначно определяющим степень совершенства ТЭЦ, так как он не отражает преимуществ выработки электроэнергии на тепловом потреблении, поскольку уравнивает условия использования тепла получаемого из котельной пара при выработке как электроэнергии, так и тепла.
Эквивалентность, с точки зрения закона сохранения энергии, тепловой и электрической энергии, вырабатываемой на ТЭЦ, и суммирование их на этом основании не могут быть использованы безоговорочно для определения показателей эффективности работы ТЭЦ, так как эти показатели должны учитывать не только количество обоих видов, но и степень использования потенциала тепловой энергии при превращении ее в электроэнергию в комбинированном процессе.
2. Методы распределения экономии топлива при комбинированном процессе выработки тепла и электроэнергии между этими видами полученной энергии не могут вытекать из законов термодинамики, и все попытки непосредственного термодинамического обоснования того или иного способа разнесения экономии топлива между видами полученной энергии лишены научного основания.
3. Технико-экономические показатели степени энергетического совершенствования ТЭЦ должны соответствовать требованиям государственного планирования, в полной мере отражать народнохозяйственную выгодность комбинированного производства тепловой и электрической энергии, тем самым стимулировать его развитие. Они должны быть доступными пониманию широких кругов работников электростанций и заводских работников и позволять применение простой системы отчетности во всех ее звеньях. Этим требованиям в практике эксплуатации в основном удовлетворяет метод МЭС, а поэтому совещание не видит в настоящее время оснований для его изменения.
4. При проектной работе для выбора наивыгоднейших вариантов схем энергоснабжения обязательно приведение сравниваемых ТЭЦ к одинаковому отпуску электроэнергии и тепла (комментарий А. Б. Богданова: не одинаковый отпуск от источника, а одинаковое потребление конечным потребителем) с учетом и сопоставлением вариантов по полному расходу топлива в энергосистеме и с учетом расхода его на промышленных предприятиях.
5. Методы исчисления производственных показателей ТЭЦ нельзя отождествлять с методами установления тарифов на энергию, при разработке которых устанавливаются и другие народнохозяйственные факторы.
Анализируя материалы докладов и книги участников совещания, в частности: д. т. н. Бутакова И. Н., д. т. н. Гохштейна Д. П., к. т. н. Андрющенко А. И., а также книги к. т. н. Горшкова А. С., д. т. н. Лукницкого В. В., д. т. н. Горнштейна В. М., ну и, разумеется, собственный опыт анализа использования первичного топлива и энергии на ТЭЦ, в тепловых сетях городов, в региональных и межрегиональных электрических сетях, можно обнаружить некоторые методологические ошибки, допущенные при рассмотрении распределения топлива. Эти просчеты в корне повлияли на принятие важнейшего, но, к сожалению, ошибочного решения комиссии в1950 г. и привели в конечном итоге российскую энергетику к системному кризису. Однако рассмотрим их более подробно.
Итак. Не учтены рыночные свойства товарных продуктов ТЭЦ. Анализ и нормирование технико-экономических показателей работы ТЭЦ необходимо применять не для двух видов товарных продуктов ТЭЦ: электрической и тепловой энергии, а для трех, участвующих на конкурентном рынке:
1) комбинированная (тепловая + электрическая) энергия ТЭЦ, произведенная в едином теплофикационном цикле, без сброса отработанного тепла в окружающую среду с КПИТ (оценочно, 83–72%) и удельной выработкой на базе теплового потребления (оценочно, для 130 ата — 0,7–055 мВт/Гкал);
2) раздельная электрическая энергия, произведенная по конденсационному циклу, со сбросом тепла в окружающую среду с фактическими значениями КПИТ для угольной ТЭЦ — оценочно, 34–31% (на современной угольной ГРЭС действительные значения КПИТ — не выше 35%);
3) раздельная тепловая энергия от энергетических, паровых и водогрейных котлов с КПИТ — оценочно, 82–86%.
В анализе сравниваемых вариантов не участвует такой важнейший показатель, как удельная выработка электроэнергии на базе теплового потребления — W мВт/Гкал и относительная энергоемкость комбинированного производства различных технологий (U[%]).
Анализ эффективности схем необходимо производить не для одинакового отпуска электроэнергии и тепла от источника, а для одинакового потребления комбинированной электроэнергии и тепла конечным потребителем.
Отсутствует простой, но чрезвычайно эффективный методологический метод проверки достоверности анализа по относительным приростам: а) прирост топлива на прирост потребления электрической энергии при неизменном потреблении тепловой энергии, б) прирост потребления топлива на прирост тепловой энергии при неизменном потреблении электрической энергии.
Введение
Развитие рыночных отношений в энергетике вызывает острую необходимость поиска коренных причин, определяющих низкую эффективность комбинированного производства энергии на ТЭЦ.
Из-за сильнейшего давления аффилированных лиц на формирование тарифной политики (а также из-за несовершенства методов технологического и экономического анализа производства и потребления энергии) ТЭЦ начали терять основу экономической эффективности — потребителей отработанного пара турбин!
Теперь более подробно изучим смысл и суть вышеназванных методологических ошибок и замечаний.
В практике работы энергетических систем постоянно стоит вопрос определения фактической (а не нормативной по УРУТ) энергоемкости производства и распределения электрической и тепловой нагрузки между тепловыми электростанциями, ТЭЦ и котельными, а также между турбоагрегатами станции. Вопрос распределения электрической и тепловой нагрузки различного качества является сложным и многовариантным. Сложность обусловлена необходимостью анализа допустимых сочетаний тепловой и электрической нагрузок, режимных факторов и ограничений в поставке видов топлива. Практические подходы к решению задачи распределения топлива между конденсационными турбинами на основе характеристик относительного прироста (ХОП) топлива на прирост электрической энергии давно известны и широко применялись в советское время для оптимизации режимов энергосистем. А вот нормативных материалов для определения относительных приростов топлива на тепло от турбин практически не было, ни в советское время, ни после, нет и сейчас.
Существующие нормативные показатели (удельный расход условного топлива — УРУТ) и инструкции к формам статистической отчетности (6-тп, макеты 15506), базирующиеся на применении «физического метода» и его продолжения — «энергетического метода», а также вновь рекомендуемого «метода тепловых потоков»распределения затрат на топливо ТЭЦ между тепловой и электрической энергии не отвечают ни конкурентным рыночным отношениям, ни тем более технологии производства энергии на ТЭЦ, но продолжают затягивать системный кризис в развитии топливосберегающих технологий российской энергетики.
Парадокс современной теплоэнергетики России состоит в практике анализа энергоемкости российской теплоэнергетики. Существует не один, а три вида распределения топлива на ТЭЦ, каждый из которых отвечает требованиям своего заказчика!
Первый вид распределения топлива на ТЭЦ — «технологический». Он адекватен физическим процессам производства и потребления тепловой, электрической и комбинированной энергии, отражает издержки первичного топлива и отвечает целям сохранения топливных природных ресурсов. Заказчик технологического метода — тонкий слой общества: специалисты, ученые, живущие по физическим законам развития общества и т. п.! Государственный регулятор этот метод не понимает и принимает к регулированию.
Второй вид — «государственная монополия», отвечающая лозунгу так называемой «социальной справедливости», выборным кампаниям, требованиям якобы прозрачности тарифов на регулируемом рынке и статистической отчетности. Государственная монополия обеспечивает, соответственно, монопольные привилегии федеральной электроэнергетики за счет потребителей сбросного тепла от ТЭЦ. Заказчик социального метода — группа монополий и политических лидеров, которые в условиях скрытой «регулируемой» информации действуют в интересах достижения собственных результатов: для монополии — в долгосрочном периоде, а для политических лидеров — в краткосрочном периоде, «от выборов до выборов».
Третий вид — «рыночный»! Он отвечает требованиям рыночной энергетики в конкурентной борьбе за потребителя тепловой и электрической энергии ТЭЦ с ценообразованием на основе маржинальных издержек. Заказчики — зарубежные инвесторы, определенный тонкий слой общества и эффективные собственники, живущие по законам конкуренции. Государственный регулятор этот метод тоже не понимает и принимает к регулированию.
Для отражения сути комбинированного производства тепловой и электрической энергии (а также для практического решения задач по снижению энергоемкости при производстве энергии) ниже представлены результаты расчета универсальной энергетической характеристики ТЭЦ, основанной на использовании диаграммы режимов паровых турбин, и метод расчета относительного прироста топлива на прирост тепловой нагрузки.
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 и 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 электроэнергию использовалась заводская диаграмма режимов турбины с температурой сетевой воды Т-185/215-13-4 УТМЗ (Бененсон Е. И., Баринберг Г. Д.). В отличие от разработчиков норм удельных расходов топлива для ТЭЦ, разработчики диаграмм режимов турбин являются также разработчиками первичной документации, и их выводы и решения, безусловно, отражают объективно картину энергетического баланса энергии и 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). Представленная в данной статье диаграмма (рис. 1) отражает три основных режима работы турбоагрегата: конденсационный, теплофикационный (по тепловому графику) и комбинированный (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-х 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 1–3. Для учета влияния многофакторных показателей, таких, как расход электрической и тепловой энергии на собственные нужды, потери тепла с тепловым потоком и прочие потери, для всех трех вариантов принят единый обобщающий показатель — процент расхода топлива на собственные нужды. Он принят в линейной зависимости от тепловой нагрузки котлов на турбину. Так, при тепловой нагрузке котлов на турбину в 200 Гкал/час расход топлива на собственные нужды — 10,8%, а при нагрузке котлов на турбину в 500 Гкал/час расход топлива на собственные нужды энергоблока — 5,8%. Для всех вариантов расчета КПД котла (брутто) принято постоянной величиной, равной 90% для всех режимов.
На основании вышеприведенных уравнений посчитаны графики энергоемкости ТЭЦ, состоящей из одной турбины Т-185/215. Алгоритм расчета показателей энергоемкости представлен в таблицах 1–5. Результаты расчетов приведены на представленных диаграммах (рис. 1–4).
Табл. 1. Пример расчета прироста топлива на прирост тепловой нагрузки теплосети при постоянной электрической нагрузке
|
Электрическая мощность принята постоянной — Ne = 215,3 мВт |
||||||||
|
Температура сетевой воды принята постоянной — Tts = 80 °С |
||||||||
|
Нагрузка теплофикационного отбора, Гкал/ч. |
320 |
280 |
240 |
200 |
160 |
120 |
80 |
40 |
|
Расход топлива, т у. т./ч. |
85,83 |
84,75 |
83,67 |
82,58 |
81,48 |
80,36 |
79,24 |
78,11 |
|
Прирост топлива на прирост тепловой нагрузки, кг у. т./Гкал |
26,73 |
26,96 |
27,2 |
27,44 |
27,69 |
27,93 |
28,17 |
28,41 |
|
Удельный расход топлива на тепло, кг у. т./Гкал |
Принимается равный среднему приросту топлива на тепло в интервале тепловых нагрузок — 27,57 |
|||||||
|
Удельный расход топлива на электроэнергию, г у. т/кВт ч |
359 |
359 |
359 |
358 |
358 |
358 |
358 |
358 |
|
КПИТ блока (коэффициент полезного использования топлива), % |
84,08 |
78,40 |
72,56 |
66,63 |
60,51 |
54,24 |
47,80 |
41,17 |
При проведении анализа расчетов принято допущение, что в диапазоне нагрузок от 20% до 100% 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 с низкими параметрами. 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.
Табл. 2. Пример расчета удельного расхода топлива на электрическую мощность при постоянной тепловой нагрузке
|
Тепловая мощность принята постоянной — Q = 120 Гкал/ч. |
||||||||||||
|
Температура сетевой воды принята постоянной — Tts = 80 °С |
||||||||||||
|
Электрическая нагрузка турбины потребителя, мВт |
220 |
200 |
180 |
160 |
140 |
120 |
100 |
80 |
||||
|
Расход топлива, т у. т./ч. |
78,46 |
72,69 |
66,68 |
60,42 |
53,92 |
47,17 |
40,16 |
33,04 |
||||
|
Удельный расход топлива на тепло (принимается равным приросту), кг у. т./Гкал |
26,73 |
28,28 |
29,91 |
31,59 |
33,34 |
35,17 |
37,08 |
37,45 |
||||
|
Топливо, т у. т./ч.: - на тепло - на электроэнергию |
3,21 78,46 |
3,39 72,69 |
3,59 66,68 |
3,79 60,42 |
4,00 53,92 |
4,22 47,17 |
4,45 40,16 |
4,49 33,09 |
||||
|
Удельный расход топлива на электроэнергию, г у. т/кВт ч |
357 |
363 |
370 |
378 |
385 |
393 |
402 |
414 |
||||
|
КПИТ (коэффициент полезного использования топлива), % |
54,09 |
54,83
|
55,87 |
57,31 |
59,29 |
62,05 |
65,97 |
71,77 |
||||
Табл. 3. Пример расчета прироста топлива на прирост температуры сетевой воды при постоянной тепловой нагрузке и постоянной электрической нагрузке
|
Электрическая мощность принята постоянной — Ne = 180 мВт |
|||||
|
Нагрузка сетевой воды принята постоянной — Qts = 200 Гкал/ч. |
|||||
|
Температура сетевой воды, °С |
120 |
110 |
100 |
90 |
80 |
|
Расход топлива, тн/ч. |
78,51 |
76,12 |
74,82 |
73,60 |
72,68 |
|
Прирост топлива на прирост температуры на 10 °С, тн/ч. |
2,39 |
1,3 |
1,22 |
0,92 |
0,94 |
|
Прирост топлива на прирост температуры 1 °С, % °С |
0,314 |
0,173 |
0,166 |
0,127 |
0,131 |
|
Усредненный прирост в интервале 120–80 °С, % °С |
0,2005 |
||||
|
Рост расхода топлива при 120 °С против 80 °С, % |
(78,51–72,68)·100/72,68 = 8,02% |
||||
Выводы по анализу диаграммы режимов
I. Удельный расход топлива на тепловую энергию.
Для рабочего диапазона тепловых и электрических нагрузок прирост расхода топлива на прирост тепла дает 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».
Удельный расхода 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.
Наглядно доказано, что для отпуска дополнительной единицы тепловой энергии с сетевой водой 80–120 °С 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 «физический метод» [Ошибка! Источник ссылки не найден.].
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 до 120 °С вызывает рост удельного расхода топлива на тело на 9–14% (с 27до 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% (с 27 до 42 кг/Гкал при температуре 80 °С и с 30 до 48 кг/Гкал при температуре 120 °С). Работа с низким уровнем нагрузок, якобы в угоду обеспечения надежности, — одна из главнейших причин роста энергоемкости энергетики.
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% (364 против 333 гр/кВт ч) при минимальной нагрузке в 40 мВт экономичность снижается всего на 5,8% (450 против 425 гр/кВт ч).
Повышение температуры сетевой воды при постоянной электрической и постоянной тепловой нагрузке приводит к снижению экономичности по использованию топлива от 0,127 до 0,314% на 1 градус (табл. 3).
II. Удельный расход топлива на электрическую энергию.
Удельный расход условного топлива на электроэнергию (так же, как и на тепло) зависит только от двух качественных показателей: 1) от степени загрузки турбины и 2) от температуры сетевой воды, и совершенно не зависит от количественного показателя — величины тепловой нагрузки турбины. Это главное достоинство метода полностью отвечает второму закону термодинамики.
Снижение степени электрической нагрузки от максимальной (215 мВт) до минимальной (40 мВт) вызывает рост удельного расхода топлива на 19–64% (с 358 до 425 гр./кВт ч при 80 °С и с 380 до 625 гр./кВт ч при 120 °С). Рост температуры сетевой воды с 80 до 120 °С вызывает рост удельного расхода на 17–47% (с 358 до 380 гр./кВт ч при 220 мВт и с 425 до 625 гр./кВт ч при 40 мВт).
Графики, представленные на рис. 2 и 3, носят универсальный характер и наглядно демонстрируют, что удельный расход топлива на производство тепловой и электрической энергии эквидистантно зависит только от качественных показателей: а) 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 нагрузки:
Вå = Вээ + Втэ = bээt·N + bтэt·Q, (1)
где bээt и 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 и 3). В таблице 4 приведены примеры расчета расходов топлива на ТЭЦ.
Примеры определения энергоемкости по эквидистантным кривым
Табл. 4. Расчет энергоемкости при распределении тепловых и электрических нагрузок для существующих источников (т у. т.)
|
Пример 4.1. Определить снижение энергоемкости и экономичности: а) при снижении электрической нагрузки от 200 до 130 мВт, б) при повышении температуры сетевой воды от 80 до 120 °С. |
|||||||
|
а) перерасход топлива при снижении электрической нагрузки |
|||||||
|
Температура тепло-сети — 80 °С |
N = 200 мВт Q = 200 Гкал/ч. |
N = 130 мВт Q = 200 Гкал/ч. |
|
||||
|
Топливо на эл. эн., Вээ |
200·0,362 = 72,4 |
130·0,385 = 50,05 |
200 (0,385 – 0,362) = 4,6 |
||||
|
Топливо на тепло, Втэ |
200·0,0285 = 5,7 |
200·0,0345 = 6,9 |
200 (0,0345 – 0,0285) = 1,2 |
||||
|
Сумма экономии, Вå |
78,1т у. т. 5,8/78,1 = 7,43%
|
56,95 т у. т. 5,8/56,95 = 10,2%
|
Перерасход по относитель-ным приростам — 5,8 т у. т. или 10,2% от режима 130 мВт (или 7,43% от режима 200 мВт) |
||||
|
КПИТ физического метода |
68% |
78,2% Внимание, парадокс! Получается, что снижение электрической нагрузки якобы приводит к повышению эффективности! |
|||||
|
Температура тепло-сети — 120 °С |
|
||||||
|
Топливо на эл. эн., Вээ |
200·0,388 = 77,6 |
130·0,435 = 56,55 |
200 (0,435 – 0,388) = 9,4 |
||||
|
Топливо на тепло, Втэ |
200·0,032 = 6,4 |
200·0,0396 = 7,92 |
200 (0,0396 – 0,0392) = 1,52 |
||||
|
Сумма, Вå |
84,0 |
64,47 |
Перерасход — 10,92 тн или 13% |
||||
|
КПИТ |
63,3% |
69,1% |
|
||||
|
б) экономия за счет снижения температуры сетевой воды от 120 до 80 °С |
|||||||
|
Топливо на эл. эн, Вээ |
77,6 – 72,4 = 5,2 |
56,55 – 50,05 = 6,5 |
|
||||
|
Топливо на тепло, Втэ |
6,4 – 5,7 = 0,7 |
7,92 – 6,9 = 1,02 |
|
||||
|
Сумма, Вå |
5,9 или 7,55% |
7,52 или 13,2% |
|
||||
|
КПИТ физического метода |
|
|
|
||||
|
Вывод. С помощью разработанных графиков наглядно и однозначно выявляется эффективность снижения температуры отпуска сетевой воды |
|||||||
|
Пример 4. 2. Определить снижение экономичности работы ТЭЦ при работе с частичными нагрузками: в работе две турбины Т-185 по 2·100 = 200 мВт и 2·100 = 200 Гкал/ч. при 120 °С против работы одной турбины с нагрузкой 200 мВт и 200 Гкал/ч. с температурой 120 °С (в примере 4.1). |
|||||||
|
Топливо на эл. эн, Вээ |
2·100·0,465 = 93 |
93 – 77,6 = 15,4 или 19,8% |
|||||
|
Топливо на тепло, Втэ |
2·100·0,042 = 8,4 |
8,4 – 6,4 = 2,0 или 31,2% |
|||||
|
Сумма, Вå |
101,4 |
101,4 – 84 = 17,4 или 20,7% |
|||||
|
КПИТ физического метода |
52,4% |
|
|||||
|
Пример 4.3. Определить экономию топлива при передаче нагрузки котельной 60 Гкал/ч. на турбину: N = 170 мВт и Q = 200 Гкал/ч.; Т = 80 °С. |
|||||||
|
а) без учета дополнительной выработки эл. эн. |
|||||||
|
|
N = 150 мВт Q = 200 Гкал/ч. Q кот. = 60 Гкал/ч. |
N = 150мВт Q = 260 Гкал/ч. Q кот. = 0 |
|
||||
|
Топливо на эл. эн., Вээ |
150·0,382 = 57,3 |
150·0,382 = 57,3 |
0 |
||||
|
Топливо на тепло, Втэ |
200·0,0327 = 6,54 |
260·0,0327 = 8,5 |
+1,96 |
||||
|
Сумма ТЭЦ, Вå |
63,84 |
65,8 |
+1,96 |
||||
|
Котельная, Втэ |
60·0,165 = 9,9 |
0 |
–9,9 |
||||
|
Сумма ТЭЦ и котельная, Вå |
73,74 |
65,8 |
Экономия — 7,94 или 80,2% от передаваемого тепла |
||||
|
б) с дополнительной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении |
|||||||
|
|
N = 150 мВт Q = 200 Гкал/ч. Q кот. = 60 Гкал/ч. |
N = 180 мВт Q = 260 Гкал/ч. Q кот. = 0 |
Дополнительная выработка электро-энергии на тепловом потреблении 60 Гкал·0,5 мВт/Гкал = 30 мВт |
||||
|
Топливо на эл. эн., Вээ |
150·0,382 = 57,3 |
180·0,370 = 66,6 |
180 (0,382 – 0,370) = 2,16 |
||||
|
Топливо на тепло, Втэ |
200·0,0327 = 6,54 |
260·0,0302 = 7,85 |
260 (0,0327 – 0,0302) = 0,65 |
||||
|
Сумма |
|
74,45 |
2,16 + 0,65 = 2,81 |
||||
|
ИТОГО: экономия с учетом дополнительной выработки энергии на тепловом потреблении составляет 10,75 тн, что на 8,6% больше, чем было сожжено топлива на котельной (9,9 тн) |
2,81 + 7,94 = 10,75 |
||||||
|
Прирос топлива на дополнительно выработанную электроэнергию — 30 мВт на тепловом потреблении 60 Гкал/ч. на ТЭЦ и на ГРЭС составил: а) на Т-185/215 Омской ТЭЦ-6 — 74,45 – 73,74 = 0,61тн, б) на К-300 в городе Ермаке — 180·0,34 – 150·0,35 = 61,2 – 52,5 = 8,7 тн. |
|||||||
Выводы из примера 4.1. Рост температуры сетевой воды ведет к росту расхода топлива до 13%, но и в этом случае прирост удельного расхода топлива на тепло на ТЭЦ будет в 5 раз ниже, чем на котельной: 32,0 против 165 кг/Гкал.
Наглядно доказано, что применение показателя КПИТ может привести к противоречивым и ошибочным решениям. Так, в примере 4.1, где разгрузка турбины по электрической мощности с 200 до 130 мВт якобы приводит к росту КПИТ с 68 до 78,2%, на самом деле теряется эффект теплофикации и происходит перерасход топлива на 7,43%. Существующими способами анализа, основанными на физическом методе, такого вывода никогда не получишь!
Выводы из примера 4.2. Наглядно показано, насколько выгоднее работать с как можно большими электрическими нагрузками на турбинах. Незнание этого факта приводит к «размазыванию» электрической и тепловой нагрузок на две турбины, что в итоге ведет к перерасходу топлива на 20,7%.
Потеря электрических и тепловых потребителей ведет к снижению технической экономичности в квадратичной зависимости, а экономические показатели при этом ухудшаются в кубической зависимости!
Выводы из примера 4.3. Как ни парадоксально, но наглядно доказано, что передача тепловой нагрузки с котельных на турбины ТЭЦ вызывает экономию топлива даже больше, чем его необходимо для работы котельной, — 108,6%.
На дополнительно выработанную электрическую мощность в 30 мВт на теплофикационной турбине в г. Омске необходимо всего 0,61 тн/ч., а для конденсационной турбины, скажем, на Ермаковской ГРЭС, надо 8,7 тн/ч.
Коэффициент полезного использования топлива потребителей
Расчеты показывают, что применение таких показателей, как удельный расход топлива на тепло и на электроэнергию, для случаев комбинированного производства энергии явно недостаточно. К тому же 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 — hти (КПИТ).
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 произво
| Автор: А. Б. БОГДАНОВ Дата: 20.06.2013 Журнал Стройпрофиль 108 Рубрика: энергосбережение Внимание: Публикация является архивной и на текущий момент может быть не достоверной. |