Универсальная энергетическая характеристика ТЭЦ

Универсальная энергетическая характеристика ТЭЦ

Богданов  А.Б., инженер

Омская  ТЭЦ-6

На  основании анализа  диаграммы режимов  теплофикационной турбины  построена универсальная  энергетическая характеристика удельных расходов топлива  на электроэнергию и  тепловую энергию в зависимости от нагрузки и температуры сетевой воды, отвечающая второму началу термодинамики.

В практике работы энергетических систем часто возникает  вопрос о необходимости распределения  электрической и тепловой нагрузки между тепловыми электростанциями, ТЭЦ и котельными. Вопрос распределения электрической и тепловой нагрузки различного качества является сложной, многовариантной задачей. Сложность решения обусловлена необходимостью анализа допустимых сочетаний тепловой и электрической нагрузок, режимных факторов, ограничений в поставке видов топлива. Хотя теоретические подходы к комплексному решению задачи известны, но материалов для практических расчетов по учетом качества тепла недостаточно. Существующие на сегодня нормативные документы, инструкции основанный на применении "физического" метода распределения затрат топлива на тепловую и электрическую энергию [1] не отвечают процессу производства энергии, совсем запутали технический анализ, поменяли местами причину и следствие, что в конечном итоге стало приводить к деградации высокотехнологичного способа производства энергии на ТЭЦ.

Для выявления  сути комбинированного производства тепловой и электрической энергии и  для практического решения задачи по снижению затрат топлива при производстве энергии представлены результаты расчета универсальной энергетической характеристики ТЭЦ, основанной на методе расчета относительного прироста топлива на прирост тепловой нагрузки.

Метод расчета относительного прироста топлива  на прирост тепла.

Метод определения  прироста (МОП) топлива на прирост тепловой и электрической нагрузки основан на результатах математической обработки диаграммы режимов турбины. Диаграмма режимов, является высокоточным 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, расхода 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 на электроэнергию использована диаграмма режимов турбины Т–185/215-13-4, Уральского турбомоторного завода (УТМЗ) [2].(разработчики Е.И. Бененсон, ГД.Баринберг).

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.

Диаграмма режимов  для турбины типа "Т" выражается зависимостью

F [Gt, Ne, Qtf, Tts] = 0 (1)

Диаграмма отражает три основных режима работы турбоагрегата:

• конденсационный режим работы турбоагрегата;
• теплофикационный режим работы по тепловому графику;
• совместный теплофикационно - конденсационный режим работы по электрическому графику с пропуском пара в конденсатор.

На основании  диаграммы режимов для турбины  Т–185/215 составлены математические уравнения, отражающие качественные и количественные базовые соотношения:

• расход пара для конденсационного режима работы Gk в зависимости от электрической мощности турбины Nk

Gk(i)=A₁*Nk(i) + B₁ [тонн/час] (2)

• максимальной электрической мощности на тепловом потреблении Ntf в зависимости от тепловой мощности теплофикационного отбора Qtf и температуры сетевой воды Tts

Ntf(i)= (A_2*Tts(i)+B₂)*Qtf(i) - (C_2*Tts(i) - D₂) [МВт] (3)

• расход пара на турбину Gtf в зависимости от максимальной электрической мощности на тепловом потреблении Ntf и температуры сетевой воды Tts

Gtf(i)= (A_3*Tts(i)+B₃)*Ntf(i) - (C_3*Tts(i) - D₃)[ тонн/час] (4)

• коэффициент взаимной связи тепловой и электрической мощности определяемый как отношение приростов возможной максимальной теплофикационной нагрузки тепловых сетей D Qtf к приросту максимально возможной электрической мощности на тепловом потреблении к приросту D Ntf в зависимости от значения электрической мощности Ne и температуры сетевой воды Tts

Ktfm(i) =D Qtf (i)/D Ntf(i) =(-0.035*Tts+0.04*Ne+13.2) [Гкал/МВт] (5)

• расчетная электрическая мощность турбины Ntfr при работе по электрическому графику в зависимости от: электрической мощности Ne, нагрузки тепловых сетей Qts, температуры сетевой воды Tts и коэффициента связи взаимной связи электрической и тепловой мощности Ktfm:

Ntfr(i)=Ne(i)-(Qtf(i)-Qts(i))/Ktfm(i) (6)

• расход пара на турбину Gt при работе по электрическому графику

Gt(i)= (A_4*Tts(i)+B₄)*Ntfr(i) - (C_4*Tts(i) - D₄) (7)

• Разница между энтальпией пара Io и энтальпией питательной воды Iv в зависимости от расхода пара на турбину Gt

D I(i)=(Io(i)-Iv(i))=(-0.000108*Gt(i)+0.6724) [ккал/кг] (8)

Где: A_j, B_j, C_j, D_j,-расчетные постоянные для i-j режимов работы турбины

На основании  диаграммы режимов для различных  сочетаний тепловой и электрической  энергии подсчитаны расходы абсолютные величины расхода условного топлива  на отпуск тепловой и электрической  энергии для 3-х вариантов:

• 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 1,2,3. Для учета влияния многофакторных показателей таких как: расход электрической и тепловой энергии на собственные нужды, потери тепла с тепловым потоком, прочие потери для всех трех вариантов принят единый обобщающий показатель – процент расхода топлива на собственные нужды Ksn, который принят в линейной зависимости от тепловой нагрузки блока. Так, при тепловой нагрузке 200Гкал/час процент расхода топлива на собственные нужды принимается 10.8%, а при нагрузке 500Гкал/час расход топлива на собственные нужды составляет 5.8%. Для всех вариантов расчета, кпд котла брутто принято постоянной величиной равной 90%

На основании  вышеприведенных уравнений посчитаны  энергетические характеристики для  турбины Т-185/215, установленной на Омской ТЭЦ-5. Алгоритм расчета показателей  показан в таблицах 1-5. Результаты расчетов приведены на рисунках 1-4

Таблица 1. Пример расчета прироста топлива на прирост  тепловой нагрузки теплосети, при постоянной электрической  нагрузке

Проведя анализ многочисленных расчетов можно принять  допущение, что в диапазоне нагрузок от 20 до100%, 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. Этот 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 низких параметров. 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.

Таблица 2 . Пример расчета удельного  расхода топлива  на электрическую  мощность при постоянной тепловой нагрузке

Таблица 3. Пример расчета прироста топлива на прирост  температуры сетевой  воды при постоянной тепловой нагрузке и  постоянной электрической  нагрузке

Выводы  по анализу прироста удельных расходов топлива  на тепло.

• Для рабочего диапазона тепловых и электрических нагрузок прирост расхода топлива на прирост тепла составляет очень низкое значение! Всего 27-48 кг.у.т/Гкал.(рис 2) против теоретически необходимого 143 кг.у.т./Гкал, что соответствует КПД 530-300% Данный пример является проявлением второго начала термодинамики и соответствует расчетам технико-экономических показателей по "эксергетическому" методу. Наглядно видно, что для отпуска дополнительной одной единицы тепловой энергии с сетевой водой 80-120° требуется всего 19-33% высококачественной первичной энергии с топливом! Этот результат не укладывается в рамки существующего нормативного документа по расчету тепловой экономичности работы ТЭЦ, опирающегося на "физический" метод [1];
• Удельный расхода топлива на тепло (прирост) зависит только от температуры сетевой воды и от электрической нагрузки турбоагрегата (рис.2.) Рост температуры сетевой воды от 80° С до 120° С вызывает рост удельного расхода топлива на 9-14% (с 27до 30 кг.у.т/Гкал при 220мвт, и с 42 до 48 кг.у.т/Гкал при 40мвт) При снижении электрической нагрузки происходит значительный рост удельного расхода на 55-60% (с 27 до 42 кг.у.т/Гкал при температуре 80° С и с 30 до 48 кг.у.т/Гкал при температуре 120° С)
• Удельный расхода топлива на тепло (прирост) зависит только от качественного показателя– температуры нагреваемой воды и не зависит от количественного показателя –величины теплофикационной нагрузки турбины.
• 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 333гр/квтч). При минимальной нагрузке в 40 мвт экономичность снижается всего на 5.8% (450 против 425 гр./квтч)
• Повышение температуры сетевой воды при постоянной электрической и постоянной тепловой нагрузке приводит к снижение экономичности по использованию топлива от 0.127 до 0.314 % на 1 градус. (таблица 3)
• Удельный расход условного топлива на электроэнергию (так же, как и на тепло) зависит только от двух показателей: а) от уровня электрической нагрузки и б) от температуры сетевой воды. Снижение электрической нагрузки от максимальной 215 Мвт до минимальной 40 Мвт вызывает рост удельного расхода топлива на 19-64% (с 358 до 425гр/квтч при 80° С и с 380 до 625гр.у.т/квтч при 120° С). Рост температуры сетевой воды с 80 до 120° С вызывает рост удельного расхода на 17–47 % (с 358 до 380 гр.у.т/Гкал при 220 Мвт, и с 425 до 625гр.у.т/квтч при 40Мвт).