CC BY
132
разработанная методика позволяет уменьшить норму расхода топлива автомобиля-такси в зимний период года относительно нормы полученной по руководящему документу (на 4...8 %); применение ОЧЦ двигателя на холостом ходу снижает норму расхода топлива автомобиля-такси на 11...13 %, причем с понижением температуры воздуха эффект увеличивается.
0,8 0,6 0,4 0,2 0
-30 -25 -20 -15 -10 -5 0
Температура воздуха, °С
Рис. 4. Доля времени стоянок автомобиля-такси с работающим двигателем от температуры окружающей среды
10 15
1 ___^
^ к ^
_, —1
__
__
__
27 26
в
^ 25 | 24 8 23 § 22 I 21
я 20 §• 19
а
18 17
О -15 -30
Температура окружающей среды, "С
Рис. 5. Зависимость нормативного расхода топлива автомобиля ГАЗ-3110 от температуры воздуха и алгоритма ОЦ двигателя: 1) по руководящему документу без ОЦ; 2) по предлагаемой методике без ОЦ; 3) с ОЦ по алгоритму «1 через 1»; 4) с ОЦ по алгоритму «1 через 2»
Применение предлагаемой методики нормирования расхода топлива и метода ОЦ двигателя на холостом ходу позволило таксомоторному предприятию ООО «Авангард» сберечь более 3,5 тыс. р на 1 автомобиль за декабрь 2007 г.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аринин И.Н. Техническая эксплуатация автомобилей. - Ростов н/Д.: Феникс, 2004. - 320 с.
2. Пат. 2227838 РФ. МПК7 F02D 17/04. Способ управления двигателем внутреннего сгорания с отключаемыми цилиндрами / А.А. Мартынов, Ю.В. Краснобаев, В.А. Зеер. КГТУ. Заявлено 19.06.2002; Опубл. 27.04.2004, Бюл. № 12. - 6 с.: ил.
3. ГОСТ 20306-90. Автотранспортные средства. Топливная экономичность. Методы испытаний. - М.: Изд-во стандартов, 1991. - 32 с.
4. Нормы расхода топлив и смазочных материалов на автомобильном транспорте. Руководящий документ Р 3112194-0366-03. -М.: Минтранс России, 2004. - 80 с.
5. Говорущенко Н.Я. Экономия топлива и снижение токсичности на автомобильном транспорте. - М.: Транспорт, 1990. - 135 с.
Поступила 19.02.2008 г.
УДК 621.311
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ГАЗОВЫХ ТУРБИН НА ТЭС ДЛЯ ПРИВОДА СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Н.Н. Галашов
Томский политехнический университет E-mail: gal@tpu.ru
Показаны условия эффективности замены электропривода механизмов собственных нужд ТЭС газовыми турбинами. Определено влияние на экономический эффект тепловых и стоимостных показателей газовых турбин и стоимости электроэнергии и топлива. Приведены уравнения, позволяющие при проектировании ТЭС определить экономическую целесообразность замены электропривода ряда механизмов собственных нужд газовыми турбинами.
Большинство механизмов собственных нужд ТЭС и АЭС в качестве привода имеют асинхронные электродвигатели. Основным недостатком такого электропривода является постоянное число оборотов, что затрудняет регулирование производительности механизмов и приводит к перерасходу мощности на собственные нужды электростанции в переменных режимах.
В настоящее время на мощных энергоблоках для привода питательных насосов эффективнее электропривода показал себя паровой турбопривод [1]. Имея много достоинств, паровой турбопривод имеет и недостатки, главным из которых является сложность пуска и обслуживания.
Достоинства, которые дает паровой турбопри-вод, обеспечивает также газовая турбина, но она
Энергетика
проще в обслуживании и при пуске. Кроме того достоинством газовой турбины является то, что выходящие из нее высокотемпературные газы можно использовать в паротурбинном цикле для повышения его эффективности или для увеличения отпуска теплоты внешним потребителям.
Рассмотрим эффективность перевода собственных нужд паротурбинной установки с электропривода на привод газовыми турбинами.
Замена электропривода газовой турбиной позволяет: увеличить отпуск электроэнергии в энергосистеме, равный затратам электроэнергии на собственные нужды паротурбинной установки; уменьшить капитальные затраты на электропривод и снизить затраты топлива в паротурбинном цикле за счет использования тепла от газовой турбины. Но при этом необходимо сжигать более дорогое топливо для работы газовой турбины и произвести капитальные затраты в газотурбинную установку (ГТУ). Эффективная мощность ГТУ меньше потребляемой мощности электропривода на величину потерь энергии в нем.
Таким образом, выигрыш от замены электропривода газовой турбиной будет в том случае, если выигрыш от продажи дополнительной электроэнергии и снижения затрат на электропривод будет выше дополнительных затрат на топливо в газотурбинном и паротурбинном цикле и капитальных затрат на ГТУ.
Годовую выручку от продажи дополнительной электроэнергии можно определить как
кэ=КА0дэ, (1)
где Исн - мощность собственных нужд, кВт; кгод -годовое число часов использования этой мощности, час; Цэ - цена электроэнергии, р/(кВт-ч).
Годовые капитальные затраты на электропривод определим как
Кэп—кэпМснЕю (2)
где кэп - удельные капитальные затраты на электропривод, р/кВт; Ен - норма банковского кредита, 1/лет.
Годовые капитальные затраты в ГТУ определим как
КПУ~КГТУ^сн'Пэп'Ен, (3)
где Кгту - удельные капитальные затраты на ГТУ, р/кВт; пэп - КПД электропривода.
Годовые затраты на топливо для ГТУ определим по формуле
Впу—ЬтуМснЦэпКодЦт.ПУ, (4)
где Ьгту - удельный расход условного топлива на ГТУ, кг/(кВт-ч); Цт, гту - цена условного топлива для ГТУ, р/кг.
Снижение затрат на топливо на паротурбинной установке определим по формуле
МДту=3600аЛЛжу/бу» (5)
где <2Щ - теплота, переданная от газотурбинной установки к паротурбинной, кВт; <„=29300 кДж/кг
- теплотворная способность условного топлива; ЦтПТу - цена условного топлива для ПТУ, р/кг. Условие эффективности запишется в виде КЭ +Кэп +АВП1у >Вт+Кт или с учетом (1)-(5) в виде
ХнКД +кшМаЕн +3600 ОперНгоЦт. ПТу/ Оусл>
>ЬпуКнПэпК«,Цт.ПУ+кпуКнПэпЕн. (6)
Из (6) определим теплоту, переданную от газотурбинной установки к паротурбинной, при которой получим положительный экономический эффект
<2пер>[ ЬГТу1эпЦт. ГТу+(кГТуПэп-кэп)Ен/ ^ год Цэ].
.МснОусД3600ЦтЛ1у). (7)
Из (7) видно, что если выражение в квадратных скобках отрицательно, то без теплоты, переданной от газотурбинной установки к паротурбинной, имеем положительный эффект.
Таким образом, если
Цэ> ЬГТуП эпЦт.ГТу +(кГТуПэп-кэп)Ен/ ^ год (8)
то замена электропривода газотурбинной установкой эффективна без передачи теплоты от ГТУ к ПТУ.
Если условие (8) не выполняется, то по (7) по известной Цэ необходимо найти <2пер и определить можно ли ее передать в данной схеме. В этом случае более целесообразно определять долю <2П1!р от тепла, подведенного в ГТУ <2ГТУ. При этом отношение Ыси к <т можно выразить как произведение эффективного КПД ГТУ цГТУ и КПД электропривода. В результате из (7) получим
0пер/0гТу>8,ЩЬПуПэпЦт.Пу+(кпуПэп-кэп)ЕЛод-Цэ] X
хЛгту п эп /Цт .пту- (9)
Рассмотрим, что даст замена на ТЭС электропривода газовой турбиной при существующих показателях ГТУ и ценах на топливо и электроэнергию.
Удельный расход топлива на современных ГТУ составляет 0,35...0,4 кг/(кВт-ч), примем Ьгту=0,38 кг/(кВт-ч). КПД современных ГТУ составляет 0,35...0,38, примем пгту=0,36. КПД электропривода цж примем 0,96. Удельные капитальные затраты в электростанцию с ГТУ составляют 325 дол/кВт [2] или в рублях кт=8000 р/кВт. Удельные капитальные затраты в электропривод примем кэп=500 р/кВт. В качестве топлива для ГТУ примем газ. Стоимость газа в настоящее время для г. Томска составляет 1800 р/т у.т. Стоимость угля в условном исчислении для электростанций г. Томска составляет 1000 р/т у.т. Примем норму банковского кредита Ен=0,15 1/лет и годовое число часов использования установленной мощности собственных нужд Нгод=5000 ч.
По формуле (8) определим, при какой цене электроэнергии выгодно заменить электропривод газовой турбиной. В результате подстановки данных получаем - больше 0,872 р/(кВт-ч).
При цене электроэнергии, например 0,8 р/(кВт-ч), по формуле (9) получаем, что для положительного экономического эффекта доля теплоты, переданной от газотурбинной установки к
паротурбинной, при сжигании угля должна быть больше 0,203, а при сжигании газа - больше 0,113 от теплоты, подведенной к газотурбинной установке, что вполне реально обеспечить.
Для удобного расчета и анализа на основе уравнения (8) построена номограмма (рисунок), где Дк=ктцт-кт, тыс. р/кВт; п„=0,96.
ЬГТУ, кг/(кВт.ч Ц^.гту, Р/кг у. т. 0,5 ) iAk, тыс.р/кВт 10
\3\5\2\5 4\ \з\ 2ш 21 tr ► 8 ш £>/ 04 7 #
| ->- 6 '7/ 7
V\ \ 4 ///
Я 2 //// 7
\ ///
\ U^/(Kt \ -
Яп.ч) \
У 0\5 4 <7S
\ \ \ %
Рисунок. Номограмма по ур. (8)
Пример пользования номограммой показан линиями со стрелками. Имеем Дк=7000 тыс. р; Е„=0,15 1/лет; Цэ=1 р/(кВт-ч); ЦтЛу=2 р/кг у. т. При код=7000 ч получаем Ьпу=0,443 кг/(кВт-ч); при
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гельтман А.Е., Будняцкий Д.М., Апатовский Л.Е. Блочные конденсационные электростанции большой мощности. -М.-Л.: Энергия, 1964. - 404 с.
^=5000 ч получаем ЬГТУ=0,411 кг/(кВт-ч). Что говорит о том, что при Ь[ТУ меньше полученных, замена электропривода газовой турбиной даст экономию в энергосистеме без использования теплоты уходящих газов от газовой турбины.
Из номограммы видно, что экономический эффект увеличивается при уменьшении Дк, Ен, Ь1ТУ, Цт.гту и увеличении Н^, Ц.
При выборе конкретных механизмов собственных нужд электростанций, где возможна замена электропривода газовой турбиной, необходимо в первую очередь рассматривать механизмы большой мощности с большим числом часов использования в году. Это, в первую очередь, питательные, циркуляционные и сетевые насосы, воздуходувки, дымососы и дутьевые вентиляторы.
Особенно эффективно использовать для привода собственных нужд газовые турбины на ТЭС с ПГУ. В этом случае можно совместить часть оборудования и воздуховодов энергетических газовых турбин с газовыми турбинами привода собственных нужд.
Выводы
1. Замена электропривода собственных нужд на ТЭС газотурбинным приводом при современном уровне развития газовых турбин и тарифах на электроэнергию и топливо для газовых турбин при высоком числе часов использования номинальной мощности дает положительный экономический эффект.
2. Величина экономического эффекта может быть повышена при использовании теплоты уходящих газов газовой турбины в паротурбинном цикле или для отпуска тепла внешним потребителям.
3. Газотурбинный двигатель по сравнению с электроприводом позволяет снизить затраты мощности на собственные нужды паротурбинной установки на пониженных нагрузках.
4. С учетом постоянного совершенствования газотурбинных установок эффект от их применения в качестве привода собственных нужд на ТЭС будет возрастать.
2. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / Под ред. С.В. Ца-нева. - М.: Изд-во МЭИ, 2002. - 584 с.
Поступила 19.03.2008 г.
