Научное определение показателей эффективности работы установок для совместного производства электроэнергии и теплоты остается нерешенной задачей до настоящего времени, что затрудняет технико-экономический анализ действующего и проектируемого оборудования. Решение этой задачи актуально для перспективного планирования энергетической стратегии страны, а также для расчета себестоимости производства электроэнергии и теплоты. Показатели эффективности важны для проектирования новых перспективных когенерационных установок, позволяющих так же, как и ТЭЦ, получать наряду с теплотой электроэнергию и таким образом полнее использовать работоспособность (эксергию) рабочего тела.

Коэффициенты эффективности работы ТЭЦ, используемые в настоящее время (термический КПД, КПД по производству электроэнергии, коэффициент использования теплоты топлива, удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и др.), представляют собой отношение качественно неоднородных величин (работы и теплоты) [1,3,6,7], поэтому не имеют физического обоснования.

В литературе имеются два противоположных направления объяснения физической сущности экономии топлива при теплофикации и множество методик расчета удельных расходов топлива на различные виды энергии, отпускаемой от ТЭЦ, разработанных на их основе. Первое из этих направлений, опирающееся на первое начало термодинамики, объясняет положительный эффект от теплофикации отсутствием или снижением количества теплоты, передаваемой конденсатору [1,2]. Второе направление, базирующееся на расчете эксергии, относит потери преимущественно к топке [4,6,7]. Оба научных подхода к определению коэффициентов эффективности работы ТЭЦ несовершенны. Поэтому разработаны преимущественно с привлечением эмпирических данных методики расчета удельных расходов топлива на различные виды отпускаемой энергии, однако они также не удовлетворяют потребности практики и требуют пересмотра.

Остановимся кратко на характеристике основных методик расчета дифференцированных удельных расходов топлива на ТЭЦ.

Балансовый или физический метод был официальным в энергетике СССР и до 1996 года в России. Расход топлива на производство теплоты, отпускаемой тепловому потребителю, определяется как [1]

где – теплота, отпускаемая из отборов турбины, конденсатора, или острым паром для нужд теплового потребителя.

Расход топлива на производство электроэнергии

где Q_э – расход теплоты на производство электроэнергии, равный разности между теплотой, поданной в турбину Q₀,
и суммарной теплотой, отпускаемой тепловым потребителям ∑Q_тi;
– низшая рабочая теплота сгорания топлива, КПД котельного агрегата.

Q_э = Q₀ – ∑Q_тi.

Удельный расход топлива на единицу отпущенной электроэнергии в_э и теплоты в_тi
определяется соответственно как в_э = В_э/N_от и в_тi = В _тi/∑Q_тi η_тi,

где N_от – отпущенная потребителям электроэнергия; η_тi – КПД, учитывающий потери теплоты при передаче теплоты от одного теплоносителя к другому в сетевых подогревателях, бойлерах и т.д.

Несмотря на недостатки балансового метода (вся экономия топлива от теплофикации относится на электроэнергию, не учитывается потенциал пара, отбираемого для нужд тепловых потребителей, и т.д.), этот метод, базирующийся на первом начале термодинамики, может рассматриваться как предельный случай экономии топлива при производстве электроэнергии.

Попытки найти обобщённый критерий для различных форм энергии привела к использованию эксергии при расчете дифференцированных расходов топлива [4]. Эксергетический КПД ТЭЦ предлагается определить по зависимости

,

откуда находят общий расход условного топлива на выработку эксергии

,

где Е_вых, Е_вх, Е_Q – соответственно эксергия на выходе и входе в турбоустановку и эксергия теплоты, N_э- электрическая мощность турбины.

Удельный расход топлива на выработку единицы эксергии -

    в_е = В_е/(N_э +E_Q).

Общий расход топлива на вырабатываемую электроэнергию и теплоту:

В_э = в_е N_э,

В_т = в_е E_Q.

Удельные расходы топлива на вырабатываемую электроэнергию и теплоту:

в_е^э = В_э/N_э = в_е;

в_е^т = В_т/∑Q _тi = в_е^. Е_Q/∑Q _тi.

С помощью эксергии можно рассчитать потери в отдельных элементах ПТУ, однако применение этого метода к топке не обосновано физически и логически. Приравнивание в этом методе эксергии рабочего тела в топке теплоте сгорания топлива и одновременно электроэнергии, вырабатываемой ТЭЦ, не доказано. Кроме того, при расчете тепловых потерь с уходящими газами и вследствие необратимости теплообмена между газами и водяным паром не учитывают зависимость эксергии от свойств рабочих тел. Без решения вопроса об эксергии топки применение этого метода является преждевременным, поэтому он не нашел широкого применения на практике. В методе эксергии вся экономия топлива от теплофикации относится к производству теплоты.

Метод пропорционального распределения экономии топлива, разработанный ОАО «Фирма ОРГРЭС», утвержден Минтопэнеро РФ в качестве официального при составлении отчетности по тепловой экономичности работы оборудования ТЭС [5]. Расход топлива на отпущенную электроэнергию теплофикационным блоком по этой методике определяется как

    В_э = К_э^.В^.(N_от/(N-N_{э сн})).

В – расход топлива энергетическим котлом; N, N_от , N_{э сн} – расходы электроэнергии выработанной, отпущенной и затраченной на собственные нужды для производства электроэнергии;

К_э – коэффициент, учитывающий распределение затрат топлива между электроэнергией и теплотой, отпущенной тепловому потребителю, при их раздельном производстве, определяемый по формуле

К_э = (Q_э + Q_{т сн} + ΔQ_э)/ (Q_э + Q_{т сн} + ΔQ_э +∑Q_тi).

Здесь Q_{т сн} – расход теплоты на собственные нужды турбоагрегата;

ΔQ_э - дополнительный расход теплоты на производство электроэнергии за счет отборов с учётом энергетической ценности пара:

ΔQ_э = ∑Q_тi(1-ξ_i),

где ξ_i – коэффициент ценности потоков пара, который определяется как

ξ_i = [(h_i – h_k)/(h_o –h_k)]^.[1+k(h_o – h_i)/(h_o –h_k)], h_o, h_i, h_k – энтальпии острого пара, пара в месте отбора и в конденсаторе.

При наличии промперегрева учитывают прирост энтальпии в промежуточном пароперегревателе h_пп.

Эмпирический коэффициент k, учитывающий регенеративный подогрев питательной воды, имеет значения 0,25; 0,30; 0,40; 0,42 для турбин, имеющих давление свежего пара соответственно 35, 90, 130, 240 кгс/см², т.е. жестко закреплен для каждого вида турбин и при отклонении режимов работы турбин его необходимо пересчитывать.

Расход топлива на производство теплоты – В_т = В – В_э, удельный расход топлива на отпущенную электроэнергию и теплоту определяют как

в_э = В_э/N_от; в_т = В_т/ ∑Q_тi η_тi.

Чтобы определить расходы топлива по каждому виду регулируемого отбора, вначале определяется средний удельный расход топлива на отпущенную теплоту в раздельном производстве

в_{т р} = в_т^. К_{от р(к)}.

Здесь К_{от р(к)}
– коэффициент, характеризующий отношение полного расхода топлива при раздельном производстве к расходу топлива при комбинированном

    К_{от р(к)}= (Q_э + Q_{т сн} + ΔQ_э +∑Q_тi)/ (Q_э + Q_{т сн} + ∑Q_тi).

После этого рассчитывают снижение удельного расхода топлива на отпущенную теплоту за счёт теплофикации

Δв_т = в_{т р} – в_т.

Затем определяют средний коэффициент ценности пара, идущего на теплофикацию

ξ_ср = ∑(Q_тi^. ξ_i)/ ∑Q_тi.

Тогда для каждого регулируемого отбора теплоты уменьшение удельного расхода топлива по сравнению с раздельным производством равно

    Δв_{т i} = Δв_т ^. (1- ξ_i)/(1- ξ_ср),

а действительное значение удельного расхода топлива для каждого потока теплоты будет

в_{т i} = Δв_{т р} – Δв_{т i}.

Недостатки этого метода заключаются в наличии эмпирических коэффициентов, затрудняющих анализ и прогнозирование работы ТЭЦ, тепловые потенциалы отпускаемой потребителю теплоты учитываются частично, отсутствует эквивалентное сопоставление электрической энергии и теплоты.

Метод расчета удельных показателей по недовыработанной электроэнергии заключается в определении недовыработки в результате отвода пара на теплоснабжение или другие цели через отборы или противодавление турбоагрегатов. В этом методе учитывается неэквивалентность продуктов ТЭЦ – электроэнергии и теплоты, путем приведения их к единой форме энергии – электрической.

Для осуществления этого метода на типовой диаграмме режимов или нормативной энергетической характеристики турбоагрегата ПТ находят электрическую выработку N_пт. Затем закрывают регулируемые отборы пара и турбоагрегат переводят в конденсационный режим при сохранении постоянным расхода топлива на котле и расхода пара в голове турбины и по той же диаграмме режимов определяют выработку электроэнергии -N_к. Разность (N_к – N_пт) – это выработка электроэнергии потоками пара, отбираемого на технологические нужды и отопление, если эти потоки пара вместо потребителя будут направлены в проточную часть турбоагрегата. Далее при том же расходе пара в голову турбины закрывают технологический отбор, оставляя как в исходном режиме отбор на отопление, и получают по диаграмме режимов электрическую выработку для данного режима – N_п. При устранении отбора на отопление, при сохранении неизменным отбора на технологические нужды по той же диаграмме режимов имеем – N_т. Тогда разность (N_к - N_п) – выработка электроэнергии, которая могла бы быть совершена паром отопительных отборов, а (N_к - N_т) – выработка электроэнергии паром технологического отбора.

Затраты топлива на отпущенную электроэнергию – В_э = В(N_пт – N_{пт сн})/N_к.

Затраты топлива на отпущенную турбиной теплоту - В_т = В – В_э.

Затраты топлива на теплоту технологического и отопительного отборов определяются из соотношения

В_{т п} /В_{т то} = (N_к- N_т)/ (N_к-NЭ_п),

при условии, что В_{т п} + В_{т то} =В_т.

Удельные расходы топлива рассчитываются обычным образом.

Сложность применения данного способа состоит в необходимости введения эмпирических поправок при отклонении режима работы турбины от параметров, при которых рассчитывалась диаграмма режимов, что снижает точность этого метода и требует дополнительной работы.

К данному методу примыкает балансовый конденсационный метод расчета расхода топлива на электроэнергию и теплоту [7], в котором сводят теплоту, отпущенную потребителям, к электрической энергии, кроме того не учитывают температурный потенциал этой теплоты.

В методе расчета, учитывающем тепловую ценность отборного пара, его теплота приводится к тепловому потенциалу пара на выходе из котла [6]. Это делается с помощью коэффициентов ценности пара, введенных ОАО «Фирма ОРГРЭС». Расход топлива на отпущенную электроэнергию определяют по зависимости

    В_э = К_э^.В^.(N_от/(N-N_{э сн}),

где коэффициент пропорциональности К_э рассчитывают по формуле

К_э = (Q_o – Q_{т сн} – ∑Q_тi ^. ξ_i)/ (Q_о – Q_{т сн}),

или аналогичной формуле, более удобной для составления отчетности электростанций, предложенной ОАО «Фирма ОРГРЭС»,

     К_э = (Q_э + Q_{т сн} + ΔQ_э)/ (Q_э + Q_{т сн} + ∑Q_тi).

Расход топлива на отпуск теплоты определят как В_т = В – В_э.

Удельный расход на отпущенную теплоту из отборов турбины находят по зависимости

в_т = В_т/ Q_т, где Q_т = ∑Q_тiη_тi,

а удельные расходы топлива – отдельно по каждому отбору как в_тi = в_{т р} ^. ξ_i,

здесь в_{т р} – удельный расход топлива на отпущенную теплоту по раздельному циклу, который определяется по формуле в_{т р} = В_{т р}/Q_т;

В_{т р} - затраты топлива на производство отпущенной теплоты по раздельному циклу равны В_{т р} = Q_т/ Q_н^р η_ка.

Основная неточность этого метода связана с определением коэффициента ценности теплоты отборного пара.

Таким образом, на практике не используют единую меру качества вырабатываемых ТЭЦ продуктов – электроэнергии и отпускаемой потребителям теплоты, что не дает возможность точно определить дифференцированные расходы на них топлива.

Цель работы – разработка термодинамического метода расчета, позволяющего получить на основе единого эквивалента дифференцированные удельные расходы топлива на производство электроэнергии и теплоты с учетом её потенциала.

Термический коэффициент полезного действия цикла равен η^ц_t =l/q₁, где l= q₁ - q₂ - соответственно удельная работа и теплота, подведенная и отведённая в цикле.

Недостаток термического коэффициента полезного действия различных циклов, рассчитываемого по уравнению теплового баланса, состоит в том, что он представляет собой отношение двух различных (неравноценных) величин работы и теплоты.

Для прямого обратимого цикла Карно термический коэффициент полезного действия

    

зависит от отношения одинаковых по физическому смыслу величин – температуры холодного Т₂ и горячего Т₁ источника. Таким образом, абсолютная температура для этого цикла является величиной, характеризующей как работу, так и теплоту.

Для прямого обратимого цикла Карно можно записать

а в общем виде, пригодном для расчёта циклов с непостоянным расходом и температурой рабочего тела в различных элементах отвода теплоты из цикла, или при рассмотрении отдельных потоков пара на различные элементы отвода теплоты из цикла

где N^к, Q₁, Q₂ – мощность, тепловая мощность подведённой и отведённой теплоты в цикле, М_τ – массовый расход рабочего тела, Т_i М_τi – представляет собой величину, пропорциональную тепловой мощности с учетом температуры и расхода теплоносителя, а – величина, пропорциональная мощности цикла. Таким образом, и в этом случае термический коэффициент полезного действия прямого обратимого цикла Карно зависит от отношения одинаковых по смыслу физических величин Т_i М_τi.

Термические коэффициенты полезного действия цикла Ренкина и цикла ПТУ, имеющего вторичный перегрев пара и регенеративный подогрев питательной воды, рассчитанные с использованием средне интегральных температур горячего и холодного источника и по общепринятой в термодинамике методике [3], отличаются на несколько десятых долей процента.

В предлагаемом нами методе реальный цикл ТЭЦ трансформируют в один или несколько обратимых циклов Карно, в которых теплота отводится в конденсаторе, регулируемых и нерегулируемых отборах. Баланс теплоты для каждого цикла Карно делят на соответствующее ему изменение удельной энтропии и получают уравнения вида (Т_NiсрМ_τi)_К=(Т_1iср М_τi)_К – (Т _2iсрМ_τi)_К в которых учтены величины пропорциональные теплоте, затраченной на получение работы, подведённой и отведённой теплоте, температуры подвода и отвода теплоты, расход пара в этом цикле. Уменьшение температуры пара нижнего источника, а значит увеличение доли теплоты, пошедшее на работу (электроэнергию) в действительном цикле, по сравнению с обратимым циклом Карно учитывают делением Q₂ на изменение удельной энтропии в действительном цикле. В результате имеют для i цикла
исходное уравнение, в котором учтены внутренние потери (Т_NiсрМ_τi)_д=(Т_1iср М_τi) – (Т _2iсрМ_τi)_д. На основе этого уравнения определяют расходы (удельные расходы) топлива на электроэнергию, подведённую и отведённую теплоту в i цикле. Суммирование последних уравнений для рассматриваемого цикла ТЭЦ с учётом того, что теплоту, подведенную в частных циклах, построенных на конденсаторе и нерегулируемых отборах, относят только на производство электроэнергии, даёт уравнение для определения дифференцированных удельных расходов топлива для ТЭЦ (Т_NiсрМ_τNср)_цд=(Т_1ср М_τ0) – ∑ (Т _2iсрМ_τi)_д. Последнее уравнение не содержит эмпирических коэффициентов, а метод расчёта удельных расходов топлива на ТЭЦ является не намного сложнее балансового метода. Распределение экономии топлива, получаемой на ТЭЦ, между электроэнергией и отпускаемой теплотой вытекает из аналитического решения поставленной задачи.

Проиллюстрируем предлагаемый нами метод примерами.

Вначале определим дифференцированные удельные расходы топлива на ТЭЦ с противодавлением электрической мощностью, N_э =100 МВт и теплотой, переданной потребителю, Q_т= 578 МВт, схема и цикл которой представлены на (Рис.1), и сравним полученные результаты с расчетами [7].

а)                                                                        б)

   

Рис. 1. Схема (а) и цикл в T-s диаграмме (б) ТЭЦ с противодавлением

Параметры рабочего тела определены по [8], [3] с использованием внутренних относительных КПД турбины η^т_oi
=0,85 и насоса η^н_oi
=0,9. По известным параметрам рабочего тела простейшей ПТУ с противодавлением в характерных точках, приведенных в таблице 1, найдем необходимые для расчета данные:

         Таблица 1

Параметры рабочего тела ПТУ с противодавлением

Секундный расход пара

Общий часовой расход пара М_τ0 = 3600^.
D =810000 (кг/час) = 810 (т/час).

Общий расход топлива

,

где - низшая рабочая теплота сгорания и КПД котла.

Средняя температура подвода теплоты к рабочему телу в цикле ПТУ и конгруэнтном ему обратимом цикле Карно

После деления уравнения теплового баланса турбоустановки Q_э =Q₀- Q_т на одинаковое изменение удельной энтропии верхнего и нижнего источника теплоты конгруэнтного цикла Карно, соответствующего рассматриваемому циклу ПТУ, Q_э/(s₂- s_4д) = Q₀/(s₂- s_4д) – Q_т/(s₂- s_4д) (1)

получим

    (Т_NсрМ_τ0)_К = (Т_1ср М_τ0)_К – (Т_ТсрМ_τ0)_К. (2)

Здесь (Т_1срМ_τ0)_К
– величина, пропорциональная тепловой мощности, подведённой от верхнего источника;

(Т_ТсрМ_τ0)_К – величина, пропорциональная тепловой мощности, переданной нижнему источнику;

(Т_NсрМ_τ0)_К – представляет собой величину, пропорциональную мощности цикла.

Можно рассчитать Т_1ср М_τ0 как произведение известной средней температуры подведённой теплоты на постоянный расход рабочего тела:

(Т_1ср М_τ0)_К =565,6^.810= 458136 (К^.т/час).

(Т_ТсрМ_τ0)_К = Q_т/(s₁ - s_4д) = 578 ^. 3,6^. 10³/(6,6738 – 1,3092) =387876 (К^.т/час).

Тогда из уравнения (2) имеем

(Т_NсрМ_τ0)_К=(Т_1ср М_τ0)_К – (Т_ТсрМ_τ0)_К =458136 – 387876= 70260 (К^.т/час).

Для учёта уменьшения температуры отводимого пара в действительном цикле, по сравнению с обратимым циклом Карно, разделим Q_т на изменение удельной энтропии в действительном цикле (s_2д – s₃), получим

[Т_ТсрМ_τ0]_д =Q_т/[(s_2д- s₃)] = 578 ^. 3,6^. 10³/(6,8320 – 1,3059)=376540 (К^.т/час).

Тогда величина пропорциональная мощности цикла в действительном цикле, равна

[Т_NсрМ_τ0]_д = Т_1ср М_τ0 – [Т_ТсрМ_τ0]_д= 458136 – 376540 = 81596 (К^.т/час).

Определим удельный расход топлива на единицу Т_1ср М_τ0

в = В/ Т_1срМ_τ0 = 91144/458136=0,199(кг усл. топл./час)/ (К^.т/час).

Расход топлива на выработку электроэнергии равен

В_э = в^. (Т_NсрМ_τ0)_д = 0,199^. 81596 =16237 (кг усл. топл./час).

Расход топлива на выработку теплоты равен

В_Т = в^. (Т_ТсрМ_τ0)_д =0,199^.376540 =74931 (кг усл. топл/час).

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии равен

в_э = В_э/ N_э^.3,6^. 10⁶ = 16237/360^.10⁶ = 45 (кг/ ГДж ) = 0,162 (кг/кВт^.час.)

Удельный расход топлива на выработку теплоты равен

в_т = В_т/N_т^.3,6^. 10⁶ = 74931/2080,8 = 36 (кг/ГДж) = 0,13 (кг/кВт^.час.)

Сравнение полученных энергетических показателей ПТУ с

противодавлением с данными работы [7] представлено в таблице 2.

Подобный подход можно использовать для определения расхода топлива на производство электроэнергии и отпуск теплоты любой теплофикационной турбоустановкой. В качестве примера работоспособности термодинамического метода проведем расчет затрат топлива на производство электроэнергии и теплоты для блока с турбиной ПТ 136/165 – 130 (Рис. 2) и сравним полученные результаты с известными литературными данными [6], полученными другими, наиболее распространенными методиками. Исходные данные для расчета приведены в таблице 3.

 

Таблица 2

Энергетические показатели ПТУ, рассчитанные различными методами

Рис. 2. Расчётная тепловая схема блока с турбиной ПТ 136/165 – 130

 

Исходные данные для расчета:

Тепловая нагрузка регулируемых отборов – Q_то=335 ГДж/час, в том числе верхнего – Q_тв =125,7 ГДж/час, нижнего – Q_тн =209,3 ГДж/час.

Выработано электроэнергии N_э = 80 МВт^.час, отпущено электроэнергии

N_от= 77 МВт^.час.

Таблица 3

Продолжение  исходных данных для расчета 

Рабочеетело	Мτ,т/час	Р,кгс/кг	h,кДЖ/кг	hsв,кДж/кг	hв, кдж/кг	t, 0C	s,кДж/кг	х
Пар
Острыйпар	512	130	3484	-	-	-	-	-
П-отбора	200	15	3015	-	-	300	6,89	-
Т-отбораверхнего	57,7	1,2	2613	435	-	104	7,12	0,97
Т-отборанижнего	96,2	0,69	2546	373		89	7,16	0,95
Конденсатор	50	0,064	2387	155		37		0,93
Конденсатпара
П-отбора	200	-	-	-	419	100	1,30	-
Т-отбораверхнего	57,7			435		104	1,36	-
Т-отборанижнего	96,2			373		89	1,18	-
Питательнаявода	512	-	-	-	959	229	-	-
Сетевая вода	1618
прямаяпосле ПВК	1618	-	-	-	544	130	-	-
прямаяпосле ПСГ-2	1618				427	102	-	-
прямаяпосле ПСГ-1	1618	-	-	-	350	83,5	-	-
Обратная	1618	-	-	-	222	53	-	-

 

 

Расчет тепловой схемы по энергетической характеристике ТХ – 34-70-004-83 [6]:

Отпущенная теплота внешнему потребителю от П-отбора

Q_{п от} =Q_п =М_τп(h_п –h_в) =200^. 10³ (3015- 419) = 519,2^.10⁶ (кДж/час).

Тепловая нагрузка технологического и отопительного отборов

Q_т = Q_п + Q_то = 519,2 + 335,0 = 854,2 (ГДж/час).

Теплота, сообщенная сетевой воде

Q_{св от} = Q_{то от} + Q_{пвк от} =М_τпв (h_пс –h_ос)=1618^.10³(544-222)=521^.10⁶ (кДж/час),

в том числе от ПВК

Q_{пвк от} =М_τсв(h_пс-h_вс) = 1618^.10³(544-427)= 189,3^. 10⁶ (кДж/час);

в том числе от Т-отборов

Q_{то от} = Q_{от св} – Q_{пвк от} =521,0^. 10⁶ – 189,3^. 10⁶ =331,7^. 10⁶  (кДж/час);

из них от верхнего Т-отбора

Q_{тв от} = М_τпв (h_вс – h_нс) =1618^. 10³ (427 – 350) =124,6^. 10⁶ (кДж/час);

из них от нижнего Т – отбора

Q_{тн от} = М_τпв (h_нс – h_ос) =1618^. 10³ (350 – 222) = 207,1^. 10⁶ (кДж/час).

Теплота, отпущенная тепловому потребителю за счёт отборов пара из турбины

Q_{тэ от}=Q_{п от}+Q_{то от}=Q_{п от}+Q_{тв от}+Q_{тн от}=519,2+124,6+207,1 = 850,9 (ГДж/час).

Всего теплоты, отпущенной тепловому потребителю,

Q_от= Q_{тэ от}+Q_{пвк от}= Q_{п от}+Q_{тв от}+Q_{тн от}+Q_{пвк от}=519,2+124,6+207,1+189,3 =

=1040,2 (ГДж/час).

Выработка теплоты брутто энергетическим котлом

Q_ка = М_τпв (h_ка – h_пв) = 512,0 ^. 10³ (3484 -959) = 1292,8^. 10⁶ (кДж/час).

Расход условного топлива энергетическим котлом, КПД которого принят равным 0,92,

В= Q_ка/Q_н^р η_ка = 1292,8^. 10⁶ /29310 ^. 0,92 =47943,3 (кг усл. топл./час).

Расход теплоты на входе в турбину

Q₀ = Q_ка η_тп = 1292,8 ^. 10^{6 .} 0,99 =1279,9 ^. 10⁶ (кДж/час).

Расход условного топлива ПВК, для него КПД принят равным энергетическому котлу

В_пвк = Q_{пвк от}/ Q_н^р η _пвк = 189,3 ^. 10⁶ /29310 ^. 0,92 =7020,1 (кг усл. топл./час).

Найдём среднюю температуру подвода теплоты в рассматриваемом цикле

Т_0ср =(h₁ – h_пв )/(s₁ – s_пв) = (3484 – 987,4)/(6,6245-2,58)= 617,3 К.

Тогда произведение средней температуры подвода теплоты и расхода пара на входе в турбину будет равно Т_0ср^. М_τ0 = 617,3^. 512 = 316048 (Кт/час).

Это произведение средней температуры подвода теплоты и расхода пара на входе в турбину можно определить как

Т_0срМ_τ0 = Q₀/(s₁–s_пв)^.10³ =1279,9^. 10⁶/4,0445 ^.10³= 316454 (Кт/час), где h₁, s₁ , h_пв, s_пв – соответственно энтальпия, энтропия пара на входе в турбину и питательной воды.

Невязка определения Т_0ср^. М_τ0 составляет 0,1 %.

Разобьём рассматриваемый цикл, у которого примем постоянной температуру подвода теплоты равную Т_0ср, на несколько обратимых циклов Карно, связанных с выработкой электроэнергии на регулируемых и нерегулируемых отборах, а также с паром, поступающим в конденсатор.

Определим удельный расход топлива на один Кт/час, общий для подвода теплоты в рассматриваемом цикле и частных циклах Карно

в = В/ Т_0срМ_τ0 = 47943,3 /316048 = 0,1517 (кг усл. топл./час)/(Кт/час).

Положим среднюю температуру подвода теплоты в рассматриваемом цикле и частных циклах Карно равными.

а) Цикл Карно на основе П-отбора

Q_{п под} = М_τп T_псрпод (s₁–s_пк) = М_τп T_0ср (s₁–s_пк). (3)

Здесь Q_{п под} – подведённая тепловая мощность.

Q_{п отв} = T_{пср отв}^.M_τп (s₁ –s_пк), (4)

где Q_{п отв} - отведенная тепловая мощность (переданная производственному отбору);

Q_Nп = Q_{п под} - Q_{п отв} , (5)

где Q_Nп – расход теплоты на производство электроэнергии, получаемой на производственном отборе.

Подставим (3) и (4) в (5) и разделим (5) на (s₁–s_пк),
получим (T_Nсрп^. M_τп )_К=Т_0ср

M_τп – (T_псрот^.M_τп)_К, (6)

где T_{пср под}^.M_τп= Т_0ср^. M_τп = 617,3 ^. 200 = 123460 (Кт/час).

(T_{пср отв}^.M_τп)_К=Q_{п отв}/(s₁–s_пк)^.10³=519,2^.10⁶/(6,6245–1,3)^.10³=97,5^.10³(Кт/час).

Учтём действительную температуру пара П-отбора, для чего разделим Q_{п отв} на действительное изменение его энтропии (s_пн –s_пк ), получим

(T_псротв^.M_τп)_д=Q_потв/(s_пн–s_пк)^.10³= =519,2^.10⁶/(6,89– 1,3)^.10³=92,88^.10³(Кт/час), (7)

где s_пн,, s_пк – энтропии пара П- отбора на входе и выходе.

(Т_Nсрп M_τп)_д = T_{пср под}^.M_τп - (T_псротв^.M_τп)_д = 123,46^. 10³ – 92,88^{. .}10³ = 30,58^. 10³ (Кт/час). (8)

В_пТ = в^. (T_псротв^.M_τпср)_д = 0,1517^. 92,88^. 10³ = 14090 (кг усл. топл./час).

в _пт = В_пТ/ Q_{п отв} = 14090/519,2 = 27,13 (кг усл.топл./ГДж).

б) Цикл Карно на верхнем тепловом отборе

Q_{тв под}= Т_0ср (s₁–s_твк)М_τтв – подведенная тепловая мощность;

Q_{тв отв} = T_{твср отв}^.M_τтв (s₁ –s_твк) – отведенная тепловая мощность;

Q_Nтв = Q_{тв под} - Q_{тв отв} – расход теплоты на производство электроэнергии, получаемой на верхнем тепловом отборе.

T_{твср под}^.M_τтв= 617,3^. 57,7 = 35,37 10³ (Кт/час);

Выполнив преобразования, аналогичные для частного цикла Карно на П-отборе, получим:

(T_{твсротв}^.M_τтв)_д=Q_твотв/(s_твн–s_твк)^.10³=125,7^.10⁶/(7,12-1,36)^.10³=21,8^.10³ (Кт/час);

(Т_Nсртв.M_τтв)_д=T_{твср под}^.M_τтв – (T_{твср отв}^.M_{τт в})_д= 35,37^. 10³ -21,8^.10³=13,57^. 10³ (Кт/час). (9)

В_{тв т}= в^. (T_{твсротв}^.M_τтв)_д = 0,1517^. 21,8^. 10³= 3307 (кг усл. т/час).

в _{тв т} = В_{тв т} / Q_{т в} =3307/125,7^. 10⁶ =26,3 (кг усл.топл./ГДж).

в) Цикл Карно на нижнем тепловом отборе

Q_{тн под}= Т_0ср
М_τтн (s₁–s_тнк) – подведенная тепловая мощность;

Q_{тн отв} = T_{тнср отв}^.M_τтн (s₁ –s_тнк) – отведенная тепловая мощность;

Q_Nтн = Q_{тн под} - Q_{тн отв} – мощность турбины, получаемая на нижнем тепловом отборе.

T_{тнср п од}^.M_τтн= 617,3^. 96,2 =59,38^.10³ (Кт/час);

Выполнив преобразования аналогичные для цикла Карно, построенного на производственном отборе, получим:

(T_{тнср отв}^.M_τтн)_д=Q_{тн отв} /(s_тнн– s_тнк )^.10³=209,3^.10⁶/(7,16-1,18)^.10³= 35,0^.10³ (Кт/час),

где s_тнн , s_тнк – изменение энтропии пара на входе и выходе из нижнего теплового отбора.

(Т_Nсртн M_τтн)_д = T_{тнср под}^.M_τтн–(T_{тнср отв}^.M_τтн)_д =59,38^.10³ – 35,0^.10³ =24,38^.10³ (Кт/час). (10)

В_{тн т}= в^.(T_{т нср отв}^.M_{τт н})_д =0,1517^. 35,0^. 10³= 5309,5 (кг усл. т/час).

в _{тн т} = В_{тн т} / Q _{от н} =5309/209,3^. 10⁹ =25,36 (кг усл.топл./ГДж).

г) Частные циклы Карно на теплоте, отводимой в конденсаторе и в регенеративные теплообменники.

Очевидно, что теплоту, подводимую в этих частных циклах Карно, необходимо полностью отнести на производство электроэнергии. Тогда

∑Т_{Nсрi рег.} M_{τ рег}+Т_{Nср кон} M_τкон =∑T_{ср iрег. под}^.M_{τ рег. под}+T_{ср кон. под}^.M_{τ кон.} =  Т_0ср (∑М_τiрег + М_τкон ). (11)

Расход топлива, пошедшего на электроэнергию для рассматриваемого цикла

В_э= В – В_пТ – В_{тв т} – В_{тн т}=47943 – 14090 – 3307- 5309,5 = 25236,5 (кг/час).

Удельный расход топлива на единицу отпущенной ТЭЦ электроэнергии:

в_э = В_э/N_от=25236,5/77^.10³=327,7 (г/кВт^.час).

Термодинамический метод расчета дифференцированных затрат топлива может быть применён непосредственно к циклу рассчитываемой ТЭЦ.

Суммирование уравнений для частных циклов Карно (8), (9), (10) и (11), в которых учтены внутренние потери, даёт:

(Т_Nсрп M_τпср )_д+ (Т_{Nсрт в} M_{τсрт в})_д + (Т_{Nсрт н} M_{τсрт н} )_д+ (∑Т_{Nср iрег.} M_{τ i рег} )_д+

(Т_{Nср кон} M_τкон )_д = T_{пср под}^.M_τп + T_{твср под}^.M_{τт в} +T_{тнср под}^.M_{τт н} + ∑T_{iрег српол} ^.M_{τ iрег} +T_{ср кон. под}^.M_{τ кон.} – (T_{пср отв}^.M_τп)_д –T_{твср от в}^.M _{τт в} –T_{тнср отв}^.M _{τт н},

где (T_Nср^.M_τNср)_Цд =(Т_Nсрп M_τпср)_д + (Т_{Nсрт в} M_{τсрт в})_д + (Т_{Nсрт н} M_{τсрт н})_д + (∑Т_{Nср iрег.} M_{τ i рег} )_д + (Т_{Nср кон} M_τкон)_д;

T_{пср под}^.M_τп + T_{твср под}^.M_τтв+T_{тнср под}^.M_{τт н} + ∑T_{iрег српол} ^.M_{τi рег} +T_{ср кон. под}^.M_{τ кон.} =Т_0ср(M_τп + M_{τт в} + M_{τт нр}+ ∑M_{τi рег.} + M_{τ кон} )= Т_0ср^.М_τ0,

где T_{пср под} = T_{твср под}= T_{тнср под}= ∑T_{срi рег. под} = T_{ср кон. под} =Т_0ср;

M_τпср + M_{τт в}+ M_{τт н} + ∑M_{τi рег.} + M_{τ кон} = М_τ0.

(T_Nср^.M_τNср)_Цд=Т_0срМ_τ0–(T_псротв^.M_τп)_д–(T_{твсротв}^.M_τтв)_д–(T_{тнсротв}^.M_τтн)_д, (12)

Расчет дифференцированных расходов топлива на ТЭЦ с применением конечной зависимости (12) термодинамического метода становится весьма простым:

Как и ранее, определяем Т_0ср^. М_τ0 = 617,3^. 512 = 316048 (Кт/час) или

Т_0срМ_τ0 = Q₀/(s₁–s_пв)^.10³ =1279,9^. 10⁶/4,0445 ^.10³= 316454 (Кт/час),

в = В/ Т_0срМ_τ0 = 47943,3 /316048 = 0,1517 (кг усл. топл./час)/(Кт/час),

(T_{пс р отв}^.M_τп)_д=Q_{п отв}/(s_пн–s_пк)^.10³=519,2^.10⁶/(6,89–1,3)^.10³ = 92,88^.10³ ( Кт/час).

(T_{твсротв}^.M_τтв)_д=Q_{тв отв}/(s_твн–s_твк)^.10³=125,7^.10⁶/(7,12-1,36)^.10³=21,8^.10³ (Кт/час),

(T_{тнср отв}^.M_τтн)_д=Q_{тн отв}/(s_тнн– s_тнк)^.10³=209,3^.10⁶/(7,16-1,18)^.10³=35,0^.10³ (Кт/час).

Подстановка полученных значений в (12) дает

(T_Nср^.M_τNср)_цд = 316048 – 92880 – 21800 – 35000 = 166368 (Кт/час).

Расход топлива на производство электроэнергии -

В_э = в^.(T_Nср^.M_τNср)_цд = 0,1517^. 166368 =25327 (кг усл. топл./час).

Расход топлива на производство технологической теплоты -

В_п = в ^. (T_{пср отв}^.M_τп )_д= 0,1517^. 92880 =14090 (кг усл. топл./час).

Расход топлива на производство теплоты верхнего Т-отбора -

В_тв =в^. (T_{твср отв}^.M_τтв)_д = 0,1517^. 21880 = 3319,2 (кг усл. топл./час).

Расход топлива на производство теплоты нижнего Т-отбора -

В_тн = в ^.(T_{тнср отв}^.M_τтн )_д= 0,1517 ^. 35000 =5309,5 (кг усл. топл./час).

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию -

в_э = В_э/N_от^. 10³ = 25327/77^. 10³ = 0,3289 (кг усл. топл./кВт^. час).

Удельный расход условного топлива на производство единицы тепла П- отбора -

в_п = В_п/Q_{п отв} = 14090/519,2 =27,1 (кг усл. топл./ГДж).

Удельный расход условного топлива на производство единицы тепла верхнего Т-отбора -

в_тв = В_тв/ Q_{тв отв} = 3319,2/125,7 =26,4 (кг усл. топл./ГДж).

Удельный расход условного топлива на производство единицы тепла нижнего Т-отбора -

в_тн = В_тн/ Q_{тн отв} = 5309,5/209,3 =25,37 (кг усл. топл./ГДж).

Удельный расход условного топлива на производство единицы тепла Т-отбора -

в_то = (В_тв + В_тн)/Q_то = (3319,2 +5309,5)/335 = 25,76 (кг усл. топл./ГДж).

Удельный расход условного топлива на единицу теплоты на производство П- и Т- отборов -

в_{то+ п} =(В_тв+ В_тн+В_п)/(Q_то+Q_п) =(3319,2 +5309,5 +14090)/(335+519,2) = 26,6 (кг усл. топл./ГДж).

Удельный расход условного топлива на единицу теплоты, переданной внешнему потребителю от П-отбора,- в_п =в_п / η_пп =27,1/0,99=27,4 (кг усл. топл./ГДж).

Удельный расход условного топлива на единицу теплоты, переданной внешнему потребителю от Т-отбора,-

в_то = (в_тв + в_тн)/2 η_{то п} = (26,4 +25,37)/2^.0,99 = 26,3 (кг усл. топл./ГДж).

Удельный расход условного топлива на единицу теплоты, переданной внешнему потребителю от П- и Т-отборов,-

в_то+п =( в_то+п )/η_{то п}=26,6^.0,99 = 26,9 (кг усл. топл./ГДж).

Расход условного топлива на теплоту, отпущенную внешнему потребителю, включая ПВК,-

В_т = В_п + В_тв + В_тн + В_пвк = 14090 + 3319,2 + 5309,5+ 7020,1 = =29738,8 (кг усл. топл./час).

Удельный расход условного топлива на теплоту, отпущенную внешнему потребителю, включая ПВК,-

в_т = В_т/Q_от = 29738,8/1041,1 = 28,6 (кг усл. топл./ГДж).

Таблица 4

Сравнение расчета показателей эффективности ТЭЦ по различным методикам

Показатель и его обозначение		1	2	3	4	5	6
Удельный расход условного топлива на отпущенный  кВт.час,        г у. т/кВт.час	вэ	207,0	309,0	329,8	345,0	423,0	329
Удельный расход условного топлива напроизводство единицы теплоты П-отбора,                                 кг у. т./ГДж	вл	37,5	31,6	32,2	29,7	24,2	27,1
Удельный расход условного топлива напроизводство единицы теплоты Т-отбора,                             кг у. т./ГДж	вто	37,5		17,9	17,8	8,3	25,76
Удельный расход условного топлива наединицу теплоты, переданной внешнемупотребителю от П-отбора,     кг у. т./ГДж	втэ п	37,5	31,6	33,7	29,7	24,5	27,4
Удельный расход условного топлива наединицу теплоты, переданной внешнемупотребителю от Т-отбора,     кг у. т./ГДж	втэ то	37,8	23,4	15,0	18,0	8,3	26,3
Удельный расход условного топлива напроизводство единицы теплоты П- и Т- отбора,                             кг у. т./ГДж	вл то	37,5	28,5	26,6	25,0	18,0	26,6
Удельный расход условного топлива наединицу теплоты, переданной внешнемупотребителю от П-и Т-отборов, кг у. т./ГДж	втэ	37,6	28,6	26,4	25,1	18,0	26,9
Удельный расход условного топлива наединицу теплоты, переданной внешнемупотребителюот П-и Т-отборов, включая ПВК,                                       кг у. т./ГДж	вт	37,5	30,0	28,4	27,3	21,5	28,6

Примечание:

В таблице обозначено: 1- балансовый метод; 2 – метод ОАО «Фирма ОРГРЭС», 3 – эксергетический метод; 4 – метод расчета по недоотпущенной электроэнергии; 5 – метод расчета, позволяющий учитывать тепловую ценность отборного пара; 6 – термодинамический метод.

Оценим экономию расхода условного топлива на производство теплоты и электроэнергии на ТЭЦ по сравнению с их раздельным производством. Удельный расход топлива в котельных на производство количества теплоты Q_i, равного соответствующему отбору теплоты на ТЭЦ, определяемый по зависимости ,где расход топлива , составляет 37 кг у.т./ГДж. Тогда экономия топлива соответственно для производственного отбора, верхнего и нижнего теплового отбора равна 9,9; 10,6 и 11,6 кг у.т./ГДж. Удельный расход условного топлива на производство кВт^. час электроэнергии на конденсационной станции, рассчитываемый по формуле , где =0,36 – эффективный КПД для конденсационных станций, равен 0,342 кг усл. топл./кВт^. час. Тогда экономия топлива при производстве электроэнергии на ТЭЦ составит 13 г усл. топл./кВт^. час

Из приведённых материалов видно, что экономия топлива, связанная с эффектом теплофикации в термодинамическом методе, относится как к производству электроэнергии, так и теплоты, в соответствии с качеством (температурой) затраченной теплоты. Распределение между электроэнергией и теплом, получаемой на ТЭЦ экономии топлива, осуществляется непосредственно из решения задачи и не требует введения эмпирических коэффициентов.

Выводы

Предложен простой и эффективный термодинамический метод расчета удельного расхода топлива на выработку электроэнергии и теплоты, отпускаемой потребителю с учетом её температурного потенциала, при их комбинированном производстве.

Библиографический список

1. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1976.
2. Соколов Е. Я. О способах распределения расходов топлива на ТЭЦ.//Теплоэнергетика. 1992. №9, С. 55-59.
3. Кириллин В. А., Сычев В. В., Шейндлин А.Е. Техническая термодинамика. М.: Энергия, 1983, 1974.
4. Бродянский В. М. Обобщённые показатели в энергетике// Теплоэнергетика. 1989, №2, С.63-66.
5. Методические указания по составлению отчета электостанции и акционерного общества энергетики и электрофикации о тепловой экономичности оборудования. РД 34.08.552-95. СПО ОРГРЭС М.:1995
6. Киселев Г.П. Варианты расчета удельных показателей эффективности работы ТЭЦ. Методическое пособие. МЭИ. М.: 2003.
7. Филатов Н.Я., Соколов Е.Ю. Термодинамический анализ коэффициентов эффективности паротурбинных установок при раздельном и комбинированном производстве теплоты и электроэнергии// Вестник МЭИ. 2006, № 5, С.141-147.
8. Александров А. А. Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара.- М.: Издательство МЭИ, 2003.-164 с.

---

Количество просмотров публикации: Please wait

Все статьи автора «edzaytsev»