Алгоритм   расчета  «КПД ТЭЦ брутто» с  диаграммой  режимов турбины Т-250/300

Богданов А.Б. аналитик-технолог Российской энергетики

Вместо предисловия

Почему распространённое ошибочно мнение   о  безобидности  скрытого перекрестного субсидирования  топливом в виде:  котлового метода усреднения затрат, применения  метода «альтернативной» котельной,   равномерного, пропорционального методов  и т.д..

Первое.  Прежде всего, от  отсутствия реальных конкурентах рыночных отношений в энергетике.  Сложилась патовая абсурдная ситуация в стране: нет ни  не рынка, и не план, и нет ответственности регулятора  за энергоемкость валового продукта страны. Реципиенты, в лице электроэнергетического комплекса отстаивает  свои интересы,  а доноры, в лице жилищно коммунального комплекса  не имеют ни ответственности, ни  мотивации, ни знаний для отстаивания своих законных интересов.Отсутствие рыночных отношений привело к «котельнизации» российской энергетики – массовому отключают потребителей от тепловых сетей ТЭЦ и переключают к вновь построенным,  но зато собственным котельным.

 

Второе. Отсутствие реальных рыночных отношений влечет за собой подмену фундаментальных технологических знаний на практическую способность юристов и менеджеров  юридического обоснования любого требования монополиста.  В условиях несовершенства и противоречивости законодательства, юристы и менеджеры,  имеющие возможность виртуального обоснования любой глупости, стали  на порядок востребование технологических специалистов.

 

Третье. От  элементарной безграмотности общества. Рядовые потребители, «виртуальные специалисты» не видят того, чего они теряют, чего теряет общество, и того что  чего приобретают те, кого субсидируют. Более наглядно и образно,  сложившуюся ситуацию с неэффективным регулированием,  видно на примере метода   «альтернативной коровы». 

 

 

 

А страдают от российской беды перекрестного субсидирования  именно новейшие топливосберегающие технологии.  Именно скрытое перекрестное субсидирование топливом,  в условиях резко континентального российского  климата лишает всякой инвестиционной привлекательности новейшие топливосберегающие проекты, а именно:

·        Модульные мини ТЭЦ, ТЭЦ-термороботы,  на угле небольшой мощности (от 0,1 мВт),  но с высокими параметрами пара не ниже 40ата и промперегревом от 400°С и удельной выработкой на тепловом потреблении до 0,3-0,4 мВт/Гкал

·        Низкотемпературный транспорт тепла (80/10°С),  низкотемпературное отопление (55/30°С)

·         Абсорбционные   тепловые насосы для теплоснабжения и хладоснабжения потребителей

·        Технологии  сезонной  аккумуляции тепла  и холода в грунте;

·        Технологии суточной, недельной  аккумуляцию тепла в аккумуляторах тепловой энергии;

·        Применение  топливо замещающих товаров субститутов к тепловой энергии -  тепловой изоляции трубопроводов,  тепловой изоляции стен;

·        Получение холода с помощью  высокотемпературных уходящих газов ГПУ;

·         и т.д. и т.п.

 

В качестве  очередного доказательства глупости широко разрекламированного  метода «альтернативной котельной» ниже приводятся  результаты расчетов 3-4 кратного снижения относительного   прироста топлива не тепло от турбины ТЭЦ   против самой лучшей «альтернативной котельной»

 

Алгоритм   расчета «КПД ТЭЦ брутто» с  диаграммой  режимов турбины Т-250/300

Для расчета расхода топлива  с применением «КПД ТЭЦ брутто»-коэффициента полезного использования  топлива  (КПИТ ТЭЦ)(применение которого запрещенного с 1950г), без использования каких либо вспомогательных коэффициентов, достаточно  иметь  характеристики основного оборудования тепловых электростанций 3-х видов:

1.      КПД турбины- брутто

2.      КПД котла- брутто

3.      Коэффициент Ксн-нетто ТЭЦучитывающий потери энергии на  схему собственных нужд для производства и отпуска тепловой и электрической энергии ТЭЦ

КПД котла –брутто хорошо отработанный нормативный показатель, имеющий  наглядные и понятные как для технологов, так и для регуляторов (экономистов)методики расчета.  Для определения КПДкотла,  брутто достаточно  иметь карты режимов котла.

Ксн-нетто ТЭЦ   достаточно хорошо отработанный материал по отдельным   составляющим. Но, как  комплексный показатель,,его требуется его доработатьи нормировать а) для различных ведомств, б) технологий: котельных, ГРЭС и ТЭЦ, с) различных видов топлива, д) климата, и расстояний. Особенно негативно отсутствие комплексного нормирования СН для различных ведомств, видно на примере ведомственных котельных, которые не содержат расхода топлива на СН. По этой причине при равных КПД-брутто котлов   технико-экономические показатели ведомственных  котельных незаслуженно оказываются на 8-12% лучше котельных, отпускающих тепло  в составе ТЭЦ.В дальнейшем для нормирования требуется  строить «Диаграммы режимов схемы СНкотельных, ГРЭС,  ТЭЦ»

КПД турбины брутто-понятный,  но закрытый и не обсуждаемый нормативный материал. Для его построения   достаточно только диаграммы режимов турбины. Рассчитать и построить графики КПД-брутто турбины достаточно легко и просто. При построении КПД-брутто необходимо  пользоваться   как    прямым,  так и обратным энергетическим балансом паровой турбины.  Турбостроительные заводы могли бы дополнять  свои характеристики не только диаграммой режимов, но и характеристикой КПД турбины –брутто. Но применение этого показателя пока закрыто. Причина запрета (закрытости)  на применение КПД-брутто турбины заключается в том, что она раскрывает всю ошибочность (глупость) ранее существующих методик (физический метод) и ныне существующих методов (альтернативная котельная) распределения топлива в пользу потребителей электроэнергетики за счет потребителей сбросного тепла паровых турбин.

 

Применение этих исходных данных   позволяет определитьтехнологически обоснованный  и однозначный показатель эффективности топливоиспользования любых режимов  работы турбин «КПД ТЭЦ-брутто». При его использовании исключается «дефект» скрытого перекрестного субсидирования топливом, получаемого при использовании показателей ранее применяемого  при «физическом» методе и его производных в виде рекламируемого сегодня  метода «альтернативной котельной».

 

За основу   расчета КПД топливоиспользования КПД брутто ТЭЦ принимается диаграмма турбины «Т-250/300 -240»  и диаграмма режимов котлов  Южной  ТЭЦ

 

1.      Принята «Диаграмма режимов турбины Т-250/300» по температуре  для 2-х ступенчатого подогрева

 

 

2.      График построен   на основании «Диаграммы режимов по температуре»   с зависимостью показателей от температуры сетевой воды на выходе из ПСГ-2 (рис 100)

 

3.      Диаграмма режимов   имеет три основных режима работыи просчитана при  следующих условиях:

А) работа по «тепловому графику»просчитана при минимальным пропуском пара в конденсатор  50т/час(а не 80 т/часдля «старой ДР по давлению», и не 25т/часдля «новой ДР по температуре») в   зависимости

·         от теплофикационной нагрузки турбины  от 80 до 360 (Гкал/час)  с шагом 40Гкал/час

·         от температуры сетевой воды  80, 90, 100,110 и118°С

 

Б) режим работы «по электрическому графику»  при частичной тепловой нагрузке и приростом конденсационной нагрузки  с шагом   20 мВт.

С) работа   «по конденсационному режиму» от 40 до 300 мВт с шагом в 20 мВт

4.      Перерасчет расхода тепла на турбины  с (тоннпара/час)  на (Гкал/час)  произведен на основании  результатов испытания  ОРГРЭС и «Зависимости паропроизводительности и теплопроизводительности ТГМН-344-А»

 

5.      КПД  брутто котла 94,4-94,6% принято на основе результатов испытаний ОРГРЭС

 

6.      Расчет электроэнергии  на тепловые и электрические собственные нужды   принят оценочно  на основе «Обзора показателей топливоиспользования ТЭС АО Электростанций России  за 2007г»  и принят: а) по электроэнергии 3,35%  от выработки электроэнергии  б) по теплу  27,90 кВт*час/Гкал. Однако для дальнейшего практического применения требуется уточнить и   построить «Диаграммы режимов схемы СН Южной ТЭЦ»

 

7.      Для исключения неоднозначности  распределения   топлива   применяется  широко известное,  на мало применяемое понятие- «Удельная выработка  электроэнергии на тепловом  потреблении W [мВтч/Гкал]»Именно W является тем ключевым и самым   важнейшим показателем экономики не только ТЭЦ, но и экономики города, который  определяет  всю экономику энергетики России,  как с паровыми  так и газовыми турбинами.(рис 101,102)

 

 

..

 

8.      В зависимости от   нагрузки турбины и от температуры сетевой воды после  ПСГ-2  W(t) легко определяется непосредственно из диаграммы  режимов  турбины  Т-250/300.

Для любого значения температуры сетевой воды после ПСГ-2, зная один из показателей комбинированной выработки всегда можно определить второй показатель 

·        Задаваясь  значением теплофикационной  (комбинированной) мощности тепловой  нагрузки, можно легко и однозначно определить  комбинированную электрическую мощность 

Nээкомб.=W(t)*Qтэ комб        и наоборот,

·        Задаваясь значением комбинированной электрической мощности, легко и однозначно определить теплофикационную(комбинированную) мощность тепловой нагрузки

Qтэ комб=Nээкомб./W(t)  

9.      Результаты   расчета  КПИТ  (рис 110):

Комбинированная энергии  производится с максимальным КПИТ до  87% при максимальной тепловой и электрической энергии  Смотри  левую   и верхнюю  часть графика  КПИТ (рис 110)

 

КПИТ комбинированной энергии высокое значение, но значительно изменяется в зависимости а) от температуры сетевой воды и б) степени загрузки по электрической мощности.

 

Чем выше комбинированная нагрузка,   тем выше КПИТ, который поднимается от 50% до 87%

Чем ниже температура сетевой воды,  тем выше КПИТ с температурами: 80,90,100,110 и 118°С

 

10.  Результаты   расчета  прироста топлива на прирост электрической нагрузки при неизменной тепловой нагрузки турбины (рис. 111)

Прирост   расхода топлива на прирост электроэнергии(∆В/∆Nээ) относительно незначительно меняется от температуры, но значительно изменяется   от степени загрузки паровой   турбины:

·        При  загрузке турбины   от 60 до 260 мВт    прирост  увеличивается от чрезвычайно экономичных значений 200÷240гут/квтч   до средних значений 300÷320гут/кВт.ч

·        При загрузке турбин выше 260 мВт прирост возрастает до 340-370гут/кВт.ч

Результаты  расчетов наглядны, и соответствуют  ХОПам - характеристикам относительного прироста топлива, применяемых  при распределении электрической мощности   между   турбоагрегатами, в советское время и выброшенных из ПТЭ при так называемой рыночной энергетике.

 

11.  Результаты   расчета  прироста топлива на прирост тепловой  нагрузки при неизменной электрической  нагрузки турбин (рис. 112) показывает совершенно уникальные результаты, которые неподвластны для  понимания неспециалистам! 

Прирост   расхода топлива на прирост тепловой энергии(∆В/∆QNэ) очень низки (23÷70кг/Гкал), в 2,5-7раз ниже прироста топлива любой самой экономичной «альтернативной»котельной (165кг/Гкал).

 

12.  Рост  энергоемкости  раздельной электрической энергии ГРЭС и «альтернативной»котельной при отказе  от комбинированной (комплементарной)  энергии ТЭЦ

Ккомб.тэц  =(1/ηкот + 0,86*W/ηгрэс)/(1+0,86*W)/ηкомб

 

 

 

Вывод!

Именно применение отдельного вида энергии – комбинированной (электрической +тепловой)  производимой и потребляемой (комплементарной)  в едином технологическом цикле, без сброса тепла в окружающую   среду  с использованием показателя удельная выработка электроэнергии  на тепловом  потреблении  позволяет   четко и однозначно   производить нормирование показателем  коэффициентом   полезного использования топлива ТЭЦи удельной выработкой на базе теплового потребления.

 

 

 

 

 

Примеры анализа эффективности использования  топлива  с применением диаграммы                  «КПД брутто ТЭЦ Т-250/300»

Пример 1. Задано  1)  Работа  турбины  по тепловому  графику.

  2)  Теплофикационная Электрическая мощность турбины - Nээ=220мВт-const

  3)  Температура сетевой  воды переменная 80°C;  100°С   и 118°С- var

 

Эквивалентная ГРЭС  240ата (метод Вагнера)    на газе  КПД=   39%  (315гут/кВт.ч)

Альтернативная      котельная     с КПД =90% (158,7кгут/Гкал)

 

 

 

 

 

Пример 2.  Задано  1)  Работа  турбины  по тепловому  графику.

                                2)  Теплофикационная  мощность турбины  - постоянная Qтэ=280Гкал  - const

                                3)  Температура сетевой  воды переменная    80°C;  100°С   и 118°С     - var

 

Эквивалентная ГРЭС  240ата (метод Вагнера)    на газе               КПД=   39%  (315гут/кВт.ч)

 

 

 

 

Пример 3.   Задано  1)  Работа   по электрическому  графику

                                2)  Теплофикационная  мощность турбины  - постоянная Qтэ=160Гкал  - const

  3)  Электрическая   мощность турбины  - постоянная Nээ=100мВт  - const

                                4)  Температура сетевой  воды переменная    80°C;  100°С   и 118°С     - var

 

А) Эквивалентная ГРЭС  240ата (метод Вагнера)    на газе               КПД=   39%  (315гут/кВт.ч)

Б) Эквивалентная ГРЭС  130ата (метод Вагнера)    уголь                  КПД=   34%  (361гут/кВт.ч)

 

 

 

 

Заключение:

Тепловая и электрическая энергия от ТЭЦ  на конкурентном рынке российской энергетики должна быть очищена от скрытого и явного перекрестного субсидирования  и отвечать реальным затратам первичного топлива на энергию, реальным затратам в оборудование на мощность;

 

 

Кто– же, конкретно, на высоком государственном уровне   должен отстаивать интересы страны и создавать условия внедрения топливосберегающих технологий, снижения энергоемкости  страны, создавать  равные условия для внедрения различных технологий:

1.      Прежде всего,  Минэкономики России  которое должно  обеспечивать цели долгосрочного периода развития страны: обеспечение коллективного оптимума страны за счет реального снижения энергоемкости ВВП России в тоннах условного топлива, а не цели краткосрочного периода:  обеспечение голосов избирателей  на конкретных ближайших выборах. Именно Минэкономики страны должно отказаться от повального применения усреднения тарифов и перейти на ценообразование естественных монополистов энергетики на основе маржинальных тарифов 

 

2.      Затем ФАС - федеральная антимонопольная служба, основа деятельности которой должно быть направлена на исключение любых 10 видов скрытого (топливом)  и явного (деньгами)  перекрестного субсидирования в российской энергетике

 

3.      И, конечно же, серьезные экологические организации, которые должны думать головой, о экономических проблемах в вопросах эффективного топливосбережения, а  не PRиться  по буровым установкам.  Но они  в подавляющем большинстве безграмотные, на уровне школьных знаний,  не владеют вопросами экономики природопользования на основе маржинальных издержек.

 

Аналитик технолог теплоэнергетики России                         А. Б. Богданов        19июля 2014г г. Омск

 

Главная