CC BY
257
К ВОПРОСУ ОБ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПЛАНИРОВАНИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ
ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ
В.С. Кузеванов, М.М. Султанов
Рассмотрены методы оценки энергетической эффективности теплофикационных установок и определения расхода топлива генерирующих систем. Проведен анализ показателей энергетической эффективности генерации тепла и электрической энергии на ТЭЦ. Сформулированы предложения по новой методике определения расхода топлива и оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ
Ключевые слова: эффективность, расход топлива, генерирующая система
В настоящее время, для оценки энергетической эффективности комбинированного производства тепла и электроэнергии существует множество методов и направлений. Современные технологические и экономические требования к работе ТЭЦ не позволяют назвать в качестве альтернативного тот или иной способ для точного определения эффективности теплофикации городов. Существующие для этого методики разделения топливных затрат, раскрытые в [5], не полностью отвечают экономическим задачам определения себестоимости продукции и формированию тарифов на энергоносители, а также выбору оптимальных режимов работы и состава оборудования ТЭЦ.
Для оценки эффективности работы ТЭЦ при решении задач оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок между агрегатами ТЭЦ могут служить коэффициент использования теплоты топлива, удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и эксергетический КПД реального цикла [1].
Показатели, применяемые в настоящее время для характеристики эффективности работы теплофикационных установок, могут быть объединены в две группы, достаточно четко разграниченные между собой [2].
К первой группе относятся показатели, которые в том или ином виде характеризуют термическую эффективность теплофикационных установок. Из показателей этой группы в странах Западной Европы чаще всего применяют коэффициент использования теплоты топлива, а в России и в ряде других стран Восточной Европы — удельные расходы топлива на производство электрической и тепловой энергии.
Кузеванов Вячеслав Семенович - МЭИ (ТУ), д-р техн. наук, профессор, тел. (8443) 53-10-90 Султанов Махсуд Мансурович - МЭИ (ТУ), соискатель, тел. (8443) 41-б4-32, E-mail: [email protected]
Показатели второй группы в явном виде или с помощью производных величин показывают соотношение между электрической и тепловой мощностью установки. Среди показателей этой группы в Западной Европе наиболее часто используют величину отношения электрической мощности к тепловой мощности установки, а в России — так называемую удельную выработку электрической энергии на тепловом потреблении.
Рассмотренные в [2] показатели энергетической эффективности авторы используют зарубежное понятие «термическая эффективность». Коэффициент термической эффективности показывает, какая часть теплоты, выделенная при сжигании топлива, преобразована в электрическую и тепловую энергию:
мэ + <2Т
ПТЭ = "
В • Q
(1)
здесь Ыэ и QТ — электрическая и тепловая
мощность установки; В — секундный расход топлива, Qpн - низшая теплота сгорания топлива.
Для выполнения анализа эффективности работы теплофикационной установки необходимо знать, какая часть ее общей мощности приходится на электрическую мощность, и какая часть — на тепловую.
Оценка энергетической эффективности ТЭЦ в системе электро- и теплоснабжения
Величины отношений электрической и тепловой мощности к общей мощности теплофикационной установки, рассмотренные в [2], Безлепкин предложил называть коэффициентами электрической мощности (е) и тепловой мощности (д):
є =-
Мэ + QT
(2)
й-
ч = ■
NЭ + ° . (3)
Для выполнения анализа эффективности производства электрической и тепловой энергии теплофикационной установкой необходимо знать также условия ее работы в электроэнергетической системе. Отношение электрической нагрузки к общей энергетической нагрузке района называется коэффициентом электрической нагрузки [2]:
Е
о =—
Р, (4)
где Р=Е+Q; Р, Е и Q - общая, электрическая и тепловая нагрузки района энергопотребления.
В [4] показано, что энергетические системы разделяются на две группы. К первой группе относятся энергетические системы с большой долей тепловой нагрузки, у которых отношение е/ю > 1. Здесь имеется возможность покрытия всей электрической нагрузки теплофикационными установками. Вместе с тем при большом количестве теплофикационных установок их электрическая мощность может оказаться больше электрической нагрузки системы. Энергетические системы с малой долей тепловой нагрузки относятся ко второй группе. У этих энергетических систем е/ю < 1. и отсутствует возможность покрытия электрической нагрузки только за счет ТЭЦ.
Согласно методике, приведенной в [3], для анализа предложено использовать долю теплоты ( вт ), отпускаемой внешнему потребителю (ртт), по отношению к теплоте сжигаемого в ГТУ топлива (рТку):
«Фирма ОРГРЭС») принят коэффициент пропорциональности :
в = От вт в • ОР
оКу+оп ОН
■ = вКу +вп
(5)
,н В • ОН
Тепловая нагрузка ПГУ-ТЭЦ может быть обеспечена двумя элементами тепловой схемы: котлом-утилизатором (КУ) и паротурбинной установкой (ПТУ), а приведенный показатель не описывает их вклад в суммарное значение °г.
При этом, коэффициент использования теплоты топлива представлен в виде:
N э + ° (6)
Лит
В • О,
При определении энергетических показателей любой ТЭЦ положен принцип разделения расхода топлива ТЭЦ, при котором КПД по выработке видов энергии пропорциональны КПД при их раздельной выработке (на КЭС и в котельных). В предлагаемом методе (АО
Лтэц
Лкот Лтэц (7)
где цкэс и 7]кот — КПД выработки соответственно электроэнергии (на КЭС) и теплоты (в
э т
котельной); Птэц и Птэц — КПД выработки соответственно электроэнергии и теплоты на ТЭЦ. В зависимости от принятых условий значения 0,45 - 0,52 [3].
Определение расхода топлива генерирующих систем
Количество топлива, расходуемого теплофикационной установкой совместно с другими источниками энергии энергетической системы на производство заданного количества тепловой и электрической энергии определяется уровень системной энергетической эффективности.
Так как основные показатели современных теплофикационных установок достаточно близки между собой, в первом приближении коэффициент теплофикации можно принять
постоянным ( атэц =СОП81) Такое допущение
существенно упрощает аналитические зависимости, практически не влияя на конечный результат.
Анализ методов определения расхода топлива генерирующих систем, приведенные в [2] (далее - Метод № 1) и [3] (далее - Метод № 2) сведены в табл.1.
Анализ показателей энергетической эффективности генерации тепла и электроэнергии на ТЭЦ
Показателем уровня системной энергетической эффективности теплофикационных установок по Методу № 1 выступает совокупный расход топлива в энергетической системе на производство единицы энергии.
С ростом коэффициентов термической эффективности и электрической мощности теплофикационной установки и термической эффективности энергетической системы, а также продолжительности отопительного периода системная энергетическая эффективность теплофикационных установок повышается. Наиболее сильное влияние на величину совокупного расхода топлива оказывает влияние коэффициент термической эффективности установки. С ростом коэффициента электрической нагрузки системная энергетическая эффективность снижается.
В результате развития и совершенствования теплофикационных паротурбинных установок, заключавшегося главным образом в повышении начальных параметров пара, уровень системной энергетической эффективности паротурбинной установки (ПТУ) повысился на 20%. При этом основной выигрыш получен на конденсационных режимах. Дальнейшее значительное повышение уровня системной энергетической эффективности паротурбинных установок представляется маловероятным. Некоторого повышения можно добиться за счет совершенствования тепловых схем ПТУ и улучшения характеристик энергетических систем.
Согласно Методу №2 работу ПГУ-ТЭЦ предлагается оценивать по показателям двух типов: суммарным за год и годовым показателям экономичности. Суммарные годовые показатели характеризуют количественную сторону работы ПГУ ТЭЦ: количество отпущенной потребителям электрической энергии и теплоты и суммарное количество расходуемого топлива на ТЭЦ. Они позволяют определить затраты на топливо и прибыль от реализации отпущенной электрической энергии и теплоты.
Годовые показатели тепловой экономичности позволяют дать качественную оценку работы ПГУ-ТЭЦ и характеризуются годовыми коэффициентами полезного действия по отпуску электрической энергии и теплоты, годовым КПД использования теплоты топлива и годовой удельной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении. Эти показатели не дают однозначного ответа на вопрос о преимуществах конкретного технического решения без учета капиталовложений, но их можно использовать при сравнении вариантов работы на конкретной ПГУ -ТЭЦ.
Существующая организация планирования приоритетных режимов загрузки ТЭЦ в условиях работы на рынке электроэнергии и мощности диктуется действующими нормативными и регламентирующими документами по определению затрат на производство тепла и электроэнергии на ТЭЦ - удельными затратами топлива, а также формированием заявок на генерацию плановых объемов электроэнергии на сутки вперед с расчетом себестоимости и маржинальной прибыли. В целях повышения эффективности энергопроизводства на ТЭЦ, планирования текущих и приоритетных режимов работы и, тем самым, снижения топливных издержек, актуальным является разработка методики определения расхода топлива и оптимального распределения нагрузок между со-
вместно работающими агрегатами ТЭЦ на основе энергетических характеристик оборудования и методов оценки энергетической эффективности ТЭЦ.
Методика определения расхода топлива и оптимального распределения нагрузок между турбоустановками ТЭЦ
Для решения задачи эффективного распределения тепловых нагрузок между совместно работающими турбоагрегатами при изменении режимов отпуска тепла потребителям достаточно определения изменения расхода топлива в условиях перехода на новый режим. Изменение расхода топлива при отклонении величины тепловой нагрузки регулируемых отборов от исходной может быть найдено через соотношение (6):
ДМ
ДБ = к • + ДОт)
п . (8) Параметр к и коэффициенты пропорциональности п , зависящие от задействованных отборов, могут быть определены по параметрам двух контрольных режимов. Примем в качестве контрольных номинальный режим (индекс «ном») и базовый режим (индекс «б»). В качестве базового режима работы определим такой режим, при котором значения электрической (Мэ) и тепловой () мощностей, соответствующие номинальным параметрам пара в регулируемых отборах, позволяют перевести турбину на конденсационный режим работы
( мэ ) без изменения тепловой мощности источника теплоты и превышения предельной мощности электрогенератора и пропускной способности конденсатора турбины.
Для произвольно выбранного режима (индекс «00») из (8) получаем:
Вном - В00 = к •
і /ґлном /~)00\
+ (уг - уТ )
Из базового режима
(9)
к =
Вном . - В6
иэом - иЭ
+ (вГ - )
п . (10) Из соотношения (9) с учетом зависимости для к (10) получаем:
В00 = Вн
1 -
Л
V
00
(1 --В—)
В ном
К ном - К 00 - (1 - ~00 ) • (дп°м - у00 ) К ном - К 6 - (1 - ~ 6 ) , (уном - уб )
. (11)
00
X
X
Методы определения расхода топлива генерирующих систем
№ п/п Наименование показателя Формула
Метод №1
1.1 Совокупный расход топлива на производство единицы энергии в отопительный период Т ВЭС т _ — е V + О " ЭС ^ ^¿ТУ
1.2 Совокупный расход топлива на производство единицы энергии в отопительный период для отрезка времени в одну секунду т Вту + Вэс т _ — —— 6 ОТ + NЭ + NЭС
1.3 Т Ше для энергетических систем первой группы _ (1 + 1/£)пТу • ОН + (а-е)/пЭ>с • Он е (1 + 1/е) + а-є/цСН
1.4 Совокупный расход топлива на производство единицы электрической энергии на конденсационном режиме тк 1 / пТу • ОН + (®- е)/пЭкс • ОН е (1 + а-е)-Псе
1.5 Т Ше для Б = О Т 0 1 т = т О р Лту ■ ОН ■ Лсе
1.6 для Б = О 0 1 т _ е Пу ■ ОН-Псе
Метод №2
2.1 Общий расход топлива на ПГУ-ТЭЦ в вЭ + вТ ППГУ ~ ППГУ ППГУ
2.2 Доля расхода топлива для производства электроэнергии по пропорциональному методу ВПГУ _ NПГУ ВПГУ NПГУ + п ' ОТ
2.3 Доля расхода топлива для производства тепла по пропорциональному методу В ПГУ _ п ■ От ВПГУ NПГУ +п ■ ОТ
2.4 КПД производства электроэнергии N Э ПЭ(П) _ ^ ПГУ Лпгу Вэ ■ ОР ПГУ Ие
2.5 Расход условного топлива на единицу генерируемой электроэнергии, г/(кВт-ч) Э 122,8 °ПГУ Э( П ) Лпгу
2.6 КПД производства тепловой энергии пэ{п) О Т(П) _ '/ПГУ ^¿Т ЧПГУ — пТ ҐЛР п ВПГУ ■ ОН
2.7 Расход условного топлива на единицу про изводимой теплоты, кг/ГДж Т _ 34,121 ЬПГУ _ Т (П) Лпгу
2.8 Коэффициент использования теплоты сжигаемого топлива (полный КПД ТЭЦ) ПИ .Т NПГУ + ОТ Ппгу _ В ■ ОР ^ПГУ
2.9 Удельная выработка электроэнергии на те пловом потреблении N Э ЭТ _ ПГУ ^ПГУ О От
Здесь Я = N3 + QТ, а индекс указывает на соответствие режиму нагрузки.
Для расчета расхода топлива В00 в исходном режиме необходимо найти значения коэффициентов пропорциональности ~б и ~00 для базового и произвольного режима соответственно.
Для нахождения базового значения коэффициента пропорциональности ~б в расчетном регулировочном диапазоне работы турбоустановки используем показатели тепловой экономичности исследуемого турбоагрегата в условиях, соответствующих базовому режиму работы с регулируемыми отборами пара потребителям, и при отключении отборов (перевод на конденсационный режим).
Для базового и конденсационного режимов можно получить следующее соотношение:
сти при изменении режима отпуска тепла с номинального до произвольного (~00) в виде:
~00 = ъ •—
■>00
Ё K • (QT - QT0)
0ном /"ч0
Т — QT
(13)
~б = П0 • —
Ё к • (QH0M - Qn)
0ном глб
Т — QT
(12)
где
N К — N б
- коэффициент пропорцио-
X К • QбJ
м
нальности, определяемый параметрами базового режима; / = 1,2,...п - число задействованных в регулировании расхода тепла отборов;
1 Тк/ 7Тотб, - поправочный коэффи-
■ отбб
1 — Т /Т
1 1 К / 1 0
циент на изменение параметров пара в проточной части турбины от входа до точки отбора; у - коэффициент, определяемый параметрами базового режима; Т0 , Тотбу , ТК - абсолютные
температуры пара перед турбиной, конденсата j - того регулируемого отбора, конденсата отработавшего пара соответственно; j = -
общее число отборов пара внешним потребителям.
Согласно зависимости (12) может быть представлен и коэффициент пропорциональноМосковский энергетический институт (технический университет), Волжский филиал
TO THE QUESTION OF PLANNING HEAT AND POWER STATION EQUIPMENT OPERATING MODES EFFICIENCY
Значения В , определяемые зависимостью (11) на основе энергетических характеристик оборудования ТЭЦ, могут явиться главным элементом оценки эффективности режима распределения тепловых нагрузок между отборами и между теплофикационными турбоустановками.
Можно сделать вывод, что представленная выше методика определения расхода топлива и управления режимами работы оборудования ТЭЦ позволяет изменить практический подход к использованию энергетических характеристик турбинного оборудования ТЭЦ и создать, »00
используя параметр В , по существу, упрощенную режимную карту турбоустановки с качественной информацией об эффективности планируемых режимов генерации тепла и электроэнергии на ТЭЦ.
Литература
1. Султанов М.М. Повышение эффективности теплоснабжения при оптимизации режимов работы теплоэлектроцентралей // Тринадцатая межвузовская научнопрактическая конференция молодых ученых и студентов: тезисы докладов в 2-х т. Т.1. - Волжский: Филиал ГОУ ВПО «МЭИ (ТУ)» в г. Волжском, 2006. - С. 4 - 6.
2. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций // С-Пб. Издательство: СПбГТУ, 1997. - 295с.
3. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций // М.: Издательство МЭИ, 2002. - 574с.
4. Мелентьев Л. А. Научные основы теплофикации и энергосбережения городов и промышленных предприятий // М.: Наука, 1993. 364с.
5. Киселев Г.П. Варианты расчета удельных показателей эффективности работы ТЭЦ // М.: Издательство МЭИ, 2003. - 31с.
V.S. Kuzevanov, M.M. Sultanov
Valuation procedure of energetic efficiency index of heating utilities and notification of fuel consumption of generating systems are considered. The index analysis of energy efficiency of heat generation and electric energy on the heat and power station are conducted. The suggestions of new method of fuel expenses definition and optimum distributing of loads between heat and power station turbogenerators are formulated
Key words: efficiency, expense of fuel, generating system
