Совершенствование методики сравнительной экономической эффективности парогазовой и паротурбинной теплофикационных установок (ПГУ и ПТУ) Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

ЭНЕРГЕТИКА

УДК 621 311.003.13 ю. Т. УСМАНСКИЙ

Омский государственный технический университет

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ СРАВНИТЕЛЬНОЙ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПАРОГАЗОВОЙ И ПАРОТУРБИННОЙ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ УСТАНОВОК (ПГУ И ПТУ)

В статье приведены технико-экономические расчеты с целью обоснования экономической эффективности ПГУ по сравнению с ПТУ. Предложены меры по совершенствованию методики таких расчетов.

Известно, что при использовании газа как энергоносителя значительно упрощается проблема повышения средней температуры подвода теплоты в теплое иловой цикл без увеличения его давления. Что касается широкого применения в качестве энергоносителя водяного пара, сравнительно просто решается проблема снижения температуры отвода теплоты из цикла.

Одно из оптимальных решений этих проблем научно-технического прогресса в теплоэнергетике заключается в применении парогазовых установок (ПГУ), в которых для реализации высокотемператур-

ной части цикла используется газ, а низкотемпературной - водяной пар [1).

В связи с этим особый интерес сейчас представляет уточнение методов технико-экономического сравнения по тепловой экономичности парогазовой бинарной теплофикационной установки (ПГУ) с паротурбинной теплофикационной (ПТУ) при отпуске из отборов турбин 1 ГДжтеплаи выработке на этой теплоте соответствующего количества электроэнергии.

Ниже приведены конкретные технико-экономические расчеты по сравниваемым вариантам в

относительных единицах с учетом условия энергетической и экономической их сопоставимости.

Основные расчетные уравнения ПГУ

Удельная комбинированная выработка электроэнергии в газовой турбине парогазового цикла на единицу тепла, отведенного из газовой турбины (и полезно используемого в паровой турбине), определяется на основе уравнения:

- Т,

э, =-

(1)

где тт и тк — относительные изменения температуры рабочего тела в газовой турбине и компрессоре при изоэнтропном расширении и сжатии, или газодинамические температурные коэффициенты по этим установкам.

Здесь:

(1-уТ3)

т „т

Ло!

тк=0,97тт.

(2)

(3)

Удельный расход условного топлива на комбинированную выработку электроэнергии в паротурбинной установке ПГУ, кг/кВт-ч:

в;.=-

0,123

(8)

Л к. д Лги1 Лпм

Расход условного топлива на выработку электроэнергии в газовой турбине, кг/кВтч:

в,т = в;-э„т-! вга„-Аэ-

(9)

Удельная комбинированная выработка электроэнергии в ПГУ на единицу тепла, отведенного в систему теплоснабжения, кВтч/ГДж:

э"=э;г+э;. но)

Удельный расход условного топлива на выработку теплоты от ПГУ, кг/ГДж:

34,1

Л„.А -Пп, Лк

(И)

Расход условного топлива на выработку соответствующего количества электроэнергии и 1 ГДж тепла, кг/ГДж:

Удельная выработка электроэнергии в газотурбинной установке парогазового цикла на единицу отработавшего тепла, отведенного для теплоснабжения из паровой турбины, рассчитывается по следующим формулам:

— __ Т -Т э = э ^

г, гТе_Т1

1+-

(4)

^■(^тК) ''эм

„т _т

УЧрГ^м V

1+-

„п

Чэм у

-а-1 Т1

(5)

где Т, — температура газа на выходе из газовой турбины; Т[; — температура теплоты, подведенной к парогенератору.

Для получения размерного значения эт необходимо эт умножить на размерную единицу 278 кВт ч/ ГДж:

Эт = 278 • Э'т ■

КПД выработки электроэнергии в газотурбинной установке парогазового цикла определяется как КПД комбинированной выработки электроэнергии (при Т,/Т, = 1) на основе следующего уравнения:

Т3

т

(1-т.)

_ „к к

Тк - Пы ■ Л:,:

Т3 т,

У Л,и

(6)

в; =-

0,123 Л?

Впгу =Вг-Э„ + Вт-Э,+ Впгу- ,12)

Основные расчетные формулы ПТУ

С учетом неизоэнтропности расширения пара в турбине и наличия электромеханических потерь н турбогенераторе формула для расчета удельной комбинированной выработки электрической энергии на паротурбинной ТЭЦ (в дальнейшем паротурбинная теплофикационная установка — ПТУ) имеет следующий безразмерный вид:

3,-

VI4

т

V 1 о У

•Лы'П,

1-

т 1— т,

л

(13)

•л„

о У

гдеТ(1 — средняя температура подвода теплоты в цикл; Тт — средняя температура отвода отработавшей теплоты в систему теплоснабжения; Г|ц1 — внутренний относительный КПД турбины; т|м — электромеханический КПД, т.е. произведение механического КПД турбины на КПД электрогенератора.

Удельный расход условного топлива на комбинированную выработку электроэнергии, кг/кВт ч:

ВГ=-

0,123 Лк-Л.м

(14)

Удельный расход условного топлива на комбинированную выработку электроэнергии в газовой турбине ПГУ, кг/кВтч:

гдег|к — КПД котельной ТЭЦ с учетом потерь теплоты в паропроводах между котельной и машинным залом; 0,123 — количество условного топлива, затрачиваемое на выработку 1 кВт-ч, кг.

Удельный расход условного топлива на выработку теплоты при Опк = 0, кг/ГДж:

_т 34,1

Л*

(15)

(7)

где 34,1 — количество условного топлива, при сжигании которого выделяется 1 ГДж теплоты, кг; О — теплота, отпущенная из пиковых водогрейных котлов.

Исходные данные

№ Наименование показателей Услов. обоэн. Размерность Величина Обоснование

По ПГУ

1. Температура рабочего тела на входе в компрессор т, К 270 При ^ = - 3' С [„ = 270 К

2. Температура рабочего тела на входе в газовую турбину Т3 К 1173 При Т3 = 900* С Т3= 1173 К

3. Отношение т, т. 4,34

4. 4.1 Внутренние относительные КПД: турбины Пт 1 01 0,86 Стр.39 [1] Т)т -Г|к эм эм

4.2 компрессора чк 1 01 0,82

5. 5.1 Электромеханические КПД: турбины лт 'эм - 0,99

5.2. компрессора 0,9В

6. КПД камеры сгорания Чкс - 0,98

7. Отношение Т5 Т, 1,3

8. Отношение Т* т,

По ПТУ

1. Начальные параметры пара МПа 13 Показатели Р,„ V, соответствует Т„ = 619 К согласно табл. 1.1(1]

1„ •с 555

2. Температура питательной воды 1„„ •с 230

3 Средняя температура подвода теплоты в цикл т.. К 619

4. Температура сетевой воды на выходе из теплофикационного подогревателя 1, •с 90 По

5. Температура сетевой воды на входе в теплофикационный подогреватель •с 50 му графику

6 Средняя температура отвода теплоты из ПТУ (при нагреве сетевой воды до 90 "С) т. К 368 Т, = 90 + 5 = = 95 'С = 368 К

7. Средний внутренний относительный КПД турбины 4« 0,83 Рис. 1.4 [1]

8. Электромеханический КПД, т.е. произведение механического КПД турбины на КПД электрогенератора Лэм - 0,98 Стр. 32(1]

9. КПД котельной электростанции с учетом потерь теплоты в паропроводах между котельной и машинным залом Чк 0,90 Стр.33 |1]

Расход условного топлива в ПТУ на выработку соответствующего количества электроэнергии и 1 ГДж тепла, кг/ГДж:

в =в3э~+вт (16)

"пту ит "т * '

Пример 1. Произвести сравнительный анализ основных энергетических показателей по тепловой экономичности ПГУ и ПТУ на основе технико-экономических расчетов. Исходные данные приведены в табл. 1.

Расчет энергетических показателей парогазовой теплофикационной установки

№ Т,ГТ3 Варианты Примечание

0,60 0,65 0,70

Выработка электроэнергии в газовой турбине, отнесенная к 1 ГДж тепла, отведенному: из газовой турбины ; 0,359 0,325 0.280

1 из паровой турбины эг т 0,305 0,313 0,302

278 Э . кВт ч -'г.т 84,8 87,0 84,0 [1]

2 КПД по выработке электроэнергии в газовой ПГ турбине 0,933 0,941 0,946

3 Удельный расход топлива в^, кг/(кВт ч) 0,132 0,131 0,130

4 Недовыработка комбинированной электроэнергии Аэ , кВт ч 2, - 3,0

Средний удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии в энергосистеме Вэист кг/ (кВт'ч).

Решение

Парогазовая теплофикационная установка

В ПГУ оптимальную температуру рабочего тела за газовой турбиной Т4 находим из условия максимального значения величины суммарной удельной комбинированной выработки электроэнергии на единицу отработавшего тепла, отведенного для теплоснабжения от паровой турбины эгт при фиксированных значениях температуры Т0, и аналогичного показателя эт по ПТУ. Таким образом, остаются неизменными значения температур подвода и отвода тепла в паротурбинном цикле. Для этого принимаем ряд значений Т4/Т3 равным 0,60; 0,65; 0,70 и рассчитываем основные энергетические показатели ПГУ по тепловой экономичности эг, Эгт и т|!, по (1), (4) или (5) и (6) соответственно:

Для Т/Т, = 0,60

4,34 (1 -0,535) 0,86-0,99-

э„ = -

4,34-[l - (1 - 0,535) - 0,86]-1 = 0,359.

(1-0,519) 0,519-0,82 0,99

э =0,359-

704-270 1123-270'

1 +

05 0,99

0,9

= 0,305.

4,34-(1-0,535)-0,86-0,99-

э.....=-

(1-0,519)_

0,519-0,82 0,99

1 +

0,5 0,99

0,9

4,16-1

= 0,305 (проверка).

э = 278 • 0,5 = 139 кВтч/ГДж.

„э

Лг =

(1-0,519)

4,34-(1-0,535)-0,86-0,99-

= 0,98-

0,519-0,82-0,99

4,34 - (1 — 0,535) • 0,86 -

= 0,933,

(1-0,519) 0,519-0,82

где

t = 1 _ 11—= 0,535 • Берется по формуле (2). 0,86

тк = 0,97 • 0,535 = 0,519. Берется по формуле (3).

Удельный расход условного топлива на комбинированную выработку электроэнергии в газовой турбине ПГУ берется по формуле (7):

Э 0,123 Л1„„ в? =—-= 0,132 кг/кВт-ч.

0,933

Остальные расчеты для других значений Т/Т., сведены в табл. 2.

Недовыработанное количество электроэнергии в газовой турбине в первом и третьем вариантах должно подводиться из энергосистемы.

Расход условного топлива на выработку электроэнергии в газовой турбине по вариантам согласно (3) составляет:

Для Т/Т, = 0,60

вгт = 0,132- 84,8 + 0,36-2,2 = 11,99кг/ГДж;

Для Т/Т3 = 0,65

вгт = 0,131-87,0 = 11,4кг/ГДж;

Для Т/Т3 = 0,670

в,.т = 0,130-84,0 + 0,36 • 3,0 = 12,0 кг/ГДж.

Принимаем оптимальное отношение температур для газовой турбины Т/Т3 = 0,65.

%

Удельный расход условного топлива на вырабоку электроэнергии от паровой турбины ПГУ находим по формуле (8):

в,.

0,123

0,98 0,9 0,99

= 0,141 кг/кВтч.

Удельную комбинированную выработку электроэнергии в ПГУ на единицу тепла, отведенного в систему теплоснабжения, находим по формуле (10):

получено из энергосистемы с удельным расходом топлива в^ист =0,360 кг/(кВтч).

Расход условного топлива на получение 226 кВт ч (139 + 87) электроэнергии и 1 ГДж тепла равен:

Впту =139-0,139 + 87 0,36 + 37,89= 88,5кг/ГДж.

Перерасход топлива по сравнению с ПГУ:

Лв^ =88,5-70,5 = 18,Окг/ГДж,

5

^ I

ш I

э,„у =87,0 + 139,0 = 226 кВтч/ГДж.

Удельный расход условного топлива на выработку теплоты для теплоснабжения находим по формуле

или

11):

в,„, =

34,1

0,98 0,9 0,98

= 39,45 кг/ГДж.

Расход условного топлива на выработку в ПГУ 226 кВтч электроэнергии и 1 ГДж теплоты находим по формуле (12):

в|1гу = 0,131 • 87,0 + 0,141-139,0 + 39,45 = 70,5 кг/ГДж.

Паротурбинная теплофикационная установка

Средняя температура отвода тепла из паротурбинного цикла при нагреве воды до 90 "С — Тт = 90 + + 5 = 95 "0 = 368 К.

Удельную выработку электроэнергии определяем гю формуле (13)

(1_.36!10,83.0,98

_= 0,5.

18,0 100% 70,5

= 25,5%

1-| 1-М -0,83 1 619 у

Эг =278-0,5 = 139 кВтч/ГДж.

Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии рассчитываем по формуле (14):

0123

= = кг/кВт.ч 0,90,98

Удельный расход условного топлива на выработку теплоты определяем по формуле (15):

в! = — = 37,89 кг/ГДж. т 0,9

Расход условного топлива по ПТУ на выработку 139 кВт ч электроэнерг ии и 1 ГДж теплоты определяем по формуле (16):

в„„ = 139-0,139 + 37,89 = 57,2кг/ГДж.

Производим уточнение расчетов по ПТУ с учетом приведения её к энергетической и экономической сопоставимости с ПГУ, т.е. к одинаковому энергетическому эффекту.

Удельная комбинированная выработка электроэнергии для рассматриваемых условий равна 139 кВтч/ГДж.

Недовыработка электроэнергии комбинированным методом по сравнению с ПГУ составляет 87 кВт-•ч/ГДж. Это количество электроэнергии должно быть

Результаты проведенных технико-экономических расчетов свидетельствуют, что наиболее экономичной по расходу топлива на выработку соответствующего количества электроэнергии и 1 ГДж является парогазовая теплофикационная установка.

Экономическая сравнительная оценка энергосбережения ПГУ через интегральные показатели

Использование ПГУ вместо ПТУ приводит к энергосбережению в размере:

Дву =18,0 кг/ГДж, или 75,42 кг/Гкал. В натуральном выражении этот показатель равен:

г Дву 75,42

Б =-= —1— = 65,58 кг/Гкал,

Кт 1,15

или 0,065 тыс. м3/Гкал,

где К.г — переводной топливный коэффициент при калорийности газа 8050 ккал/й3.

Подсчитаем экономию топлива в денежном выражении:

В = Б-Е = 0,065-1800= 117 руб/Гкал,

где Е = 1800 руб./тыс. м3 - принятая цена природного газа.

В целях получения этой экономии требуются дополнительные инвестиции в ПГУ, которые в настоящее время можно оценить 10 = 3000 • 103 , или

Гкал/ч

400 руб./Гкал (число часов работы - 7500 ч.).

Тогда по традиционному методу срок окупаемости составляет:

Т„к=Р.В = 1 = М = 3,4г. В 117

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) определяем по выражению:

= 117-

ЧДД(ЫРУ) = в

1-(1-0,14)~25" 0,14

1-(1-гГ

-1„ =

■400 = 403,8 руб/Гкал,

где г - реальная процентная ставка; п = 25 лет экономический срок службы энергоустановки

г^К-в) = (0,23-0,08)

(1+в) (1 + 0,08) ' 1 Ь

где п. = 0,23 - номинальная процентная ставка (соответствующая депозитной процентной ставке банка); в = 0,08 - средний уровень инфляции.

Индекс доходности рассчитывается по формуле:

1„

400

Полученные результаты по ЧДД > 0 и ИД > 1 свидетельствуют о том, что вложения дополнительных инвестиций в ПГУ экономически эффективны.

Проведенные практические технико-экономические расчеты по обоснованию теплофикационных ПГУ по сравнению с ПТУ на основе предлагаемых мер по совершенствованию методики сравнительной экономической эффективности таких расчетов позволяют сделать следующие выводы:

1) Известно, что оптимальные значения (Т4 /Т3 )опт для технико-экономических показателей ПГУ эг, эг т

и г^=Г(Т4/Т,) не совпадают [1]. Поэтому расчет их

следует выполнять для ряда значений Т4/Т3 с целью получения минимального расхода топлива Вгт . Причем недовыработка электроэнергии у некоторых значений должна компенсироваться за счет замещаемой электрической мощности энергосистемы.

2) Сравнительные расчеты по энергетическим установкам должны выполняться в относительных единицах: при отпуске из отборов турбин 1 ГДж теплоты и выработке на ней соответствующего количества электроэнергии.

3) Сравниваемые варианты подлежат обязательному приведению их к энергетической и экономической сопоставимости, т.е. к одинаковому энергетическому эффекту,

4) И, наконец, по выбранному варианту энергоустановки надо дать оценку экономической эффективности через интегральные показатели [2].

Нетрудно заметить, что несоблюдение этих правил может привести даже к обратному конечному результату.

Предлагаемые рекомендации значительно повышают обоснованность и достоверность сравнительных технико-экономических расчетов по энергетическим установкам.

Библиографический список

1. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. — 7-е изд. — М.: Изд-во МЭИ, 2001.

2. Лисиенко В.Г., Щелоков Я.М., Ладыщев М.Г, Хрестоматия энергосбережения: справочное издание в 2-х книгах. - М,: Теплоэнергетик, 2003.

УСМАНСКИИ Юрий Тихонович, доцент кафедры «Теплоэнергетика».

Статья поступила в редакцию 24.08.06. © Усманский Ю. Т.

УДК ¿21.313.17

Ю. 3. КОВАЛЕВ Е. Г. АНДРЕЕВА Д. В. КОЛМОГОРОВ

Омский государственный технический университет

АЛГОРИТМ РАСЧЕТА ТРЕХМЕРНЫХ ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫХ ПОЛЕЙ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ МЕТОДОМ КОНЕЧНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ

В статье рассматриваются вопросы решения уравнений трехмерного электромагнитного поля. Вводится понятие «регулярного» трехмерного элемента — куба. Предлагается алгоритм формирования коэффициентов глобальной системы алгебраических уравнений.

В декартовой системе координат уравнение Лапласа-Пуассона имеет вид:

У-А(х,у,2) = и(х,у,г),

(1)

где А(х,у,г) — вектор-потенциал магнитного поля, (х,у,2) е V (V - область моделирования), и(х,у,г)— правая часть, определяемая распределенной токовой нагрузкой. Кроме того, при решении задач магнитостатики на границе Г модели электротехнического устройства задаются однородные граничные

либо первого рода А(х,у,г) = 0, либо второго рода 5А(х,у,г)/ЭТТ = 0, п - нормаль к Г. Выражение (1) в декартовой системе координат (ДСК) для электромагнитных процессов будет иметь вид:

И,

'Э2А 8гА о А) Эу- ду-)

(2)

где ц, — относительная магнитная проницаемость материала модели, А — вектор-потенциал магнит-