Как определить расход топлива в термодинамике

Вычислительные методы определения удельных расходов условного топлива ТЭЦ на отпущенную электрическую и тепловую энергию в режиме комбинированной выработки. Раздел 1. Постановка задачи

В работе обсуждается задача расчета удельных расходов условного топлива ТЭЦ при комбинированном производстве тепловой и электрической энергий. Выполнен обзор методов, наиболее часто применяемых в России и в странах с развитыми рынками электроэнергии и тепла. Разработан новый термодинамический метод расчета удельных расходов условного топлива при комбинированном производстве, основанный на использовании линеаризованной расходной характеристики паровой турбины. Проведено сравнение рассмотренных методов расчета удельных расходов условного топлива на основании сформулированных принципов и результатов расчетов, выявлены наиболее эффективные методы.

Автор благодарит д.ф.-м.н., профессора МГТУ им. Н.Э. Баумана А.П. Карпенко за помощь в редактировании рукописи.

Введение

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) комбинированно производит несколько продуктов: электроэнергию, промышленный пар, тепло в виде горячей воды. Комбинированное производство тепловой и электрической энергий экономичнее раздельного на 37% по оценке [1], на 25% — по оценке [2], на 30% — по оценке [3]. Величину снижения расхода топлива и, как следствие, затрат на топливо при комбинированном производстве в сравнении с раздельным производством называют экономией (benefit) [2], [4].

Задача расчета удельных расходов условного топлива на производство продуктов ТЭЦ состоит в определении объема сжигаемого топлива на единицу каждого из продуктов. Целями решения данной задачи являются

1. определение технической эффективности режимов работы ТЭЦ,
2. повышение конкурентоспособности ТЭЦ на рынках электроэнергии и тепла.

Для достижения первой цели разработан ряд термодинамических методов расчета удельных расходов условного топлива [2], [4]; для достижения второй цели — ряд экономических методов [1], [2], [3].

В условиях регулируемых экономических отношений в сфере электро- и теплоэнергетики установка тарифов на тепло и электроэнергию жестко привязана к оценкам технической эффективности ТЭЦ [2], [3], [4]. В условиях развитых рыночных отношений ценообразование не имеет жесткой связи с этими оценками. Контроль технической эффективности режимов работы станции является внутренней проблемой ТЭЦ. Уровень конкурентоспособности ТЭЦ определяет ее прибыль при работе на рынках электроэнергии и тепла и оказывает влияние на рыночные цены [1], [2], [3].

В России, несмотря на десятилетнее развитие рыночных отношений в сфере электроэнергетики и начало работы Оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в 2006 году, формирование ценовых предложений ТЭЦ на рынок по-прежнему жестко связано с оценками технической эффективности [5]. Для определения этой эффективности в нашей стране широко применяют наименее корректный термодинамический метод расчета удельных расходов условного топлива — физический метод [3], [4]. Экономические методы расчета удельных расходов условного топлива для формирования рыночной стратегии при работе на ОРЭМ не применяют [5].

Цели работы заключаются в следующем.

1. Обзор наиболее часто применяемых в России, а также в странах с развитыми рынками электроэнергии и тепла методов расчета удельных расходов условного топлива.
2. Разработка нового термодинамического метода расчета удельных расходов условного топлива, основанного на представлении расходной характеристики паровой турбины в виде линеаризованной расходной характеристики.
3. Сравнение эффективности термодинамических и экономических методов на основе сформулированных принципов и численных расчетов.

В обзорной части работы рассмотрены пять наиболее часто применяемых термодинамических методов [1], [2], [3], [4]:

1. физический метод;
2. эксергетический метод;
3. метод пропорционального распределения от компании ОРГРЭС;
4. метод, учитывающий недовыработанную электроэнергию;
5. метод, учитывающий тепловую ценность пара .

А также пять наиболее часто применяемых экономических методов [1], [2], [6], [7]:
1. энергетический метод;
2. метод альтернативного производства тепла;
3. метод альтернативного производства электроэнергии;
4. метод разнесения экономии;
5. метод разнесения экономии и риска .

Разработанный метод расчета удельных расходов условного топлива, основанный на использовании линеаризованной расходной характеристики паровой турбины, позволяет учесть неэквивалентность энергий продуктов ТЭЦ [4], [8]. Другим достоинством данного метода является простота вычислений и небольшое число исходных данных.

Сформулированы принципы сравнения эффективности двух указанных групп методов. Проведены расчеты удельных расходов условного топлива каждым из этих методов. Результаты сравнения эффективности термодинамических и экономических методов показывают, что наиболее эффективными термодинамическими методами являются эксергетический метод и метод, учитывающий недовыработанную электроэнергию. Наиболее эффективными экономическими методами являются метод разнесения экономии и риска и метод альтернативного производства тепла.

Важным выводом работы является заключение о том, что официальный метод расчета удельных расходов условного топлива в России — «физический» метод — является наименее эффективным термодинамическим методом. Широкое применение данного метода и его жесткая связь с ценообразованием в условиях функционирования ОРЭМ тормозит развитие рыночных отношений в сфере электро- и теплоэнергетики.

1. Постановка задачи

Сжигая топливо, ТЭЦ комбинированно производит несколько продуктов, основными из которых являются электроэнергия, промышленный пар и тепло. Часть произведенных продуктов ТЭЦ потребляет на собственные нужды. Отпуском продуктов ТЭЦ называют производство за вычетом потребления на собственные нужды [4], [5]. Рассмотрим подробнее основные продукты ТЭЦ.

— Электроэнергия N. Объем выработки электроэнергии ТЭЦ определяется рыночным механизмом на основании поданных данной ТЭЦ заявок [5]. В соответствии с правилами ОРЭМ формирование почасовых ценовых заявок на планирование выработки электроэнергии на рынке на сутки вперед специалисты ТЭЦ производят с учетом величины удельного расхода условного топлива на отпуск 1 МВт·ч [5], [9]. Оплата произведенной электроэнергии осуществляется в соответствии с правилами ОРЭМ [5]. Объем электроэнергии, потребляемый на собственные нужды N СН , покупают на рынке [5].

— Промышленный пар Q_П. Пар давлением 6–35 атм и температурой 150–250 0 С потребляют, как правило, предприятия для технологических нужд. График отпуска промышленного пара является для ТЭЦ обязательным. Оплату отпущенного промышленного пара производят по цене договора между ТЭЦ и предприятием. Объем собственных нужд по промышленному пару обозначим Q_П СН .

— Тепло в виде горячей воды Q_Т. Воду с температурой 50–120 0 С потребляют население и предприятия. График нагрева воды рассчитывают при помощи температурного графика [10]: чем ниже температура окружающей среды, тем выше тепловая нагрузка ТЭЦ. График производства тепла является обязательным для ТЭЦ. Оплату отпущенного тепла производят по тарифу, установленному на основании среднемесячных значений удельного расхода условного топлива на отпуск 1 Гкал. Тариф утверждается Федеральной службой по тарифам на заданный период времени [11]. Объем собственных нужд ТЭЦ по горячей воде обозначим Q_Т СН .

Для производства указанных продуктов ТЭЦ используют различные виды топлива: природный газ, доменный газ, мазут, уголь, биомассу и т. п. [1]. В России с целью упрощения расчетов расходы различных видов топлива приводят к расходу условного топлива [4]. Теплотворная способность условного топлива является постоянной и равной 7000 ккал/кг [12].

Производство продуктов N, Q_П, Q_Т рассматриваем на некотором интервале времени. Этот интервал зависит от целей расчета: для расчета удельного расхода условного топлива на производство электроэнергии следует брать интервал времени, равный 1 часу; для расчета удельного расхода условного топлива на отпуск тепла — 1 месяцу.

В рамках работы собственные нужды ТЭЦ по электроэнергии N СН относим на производство электроэнергии N, собственные нужды по промышленному пару Q_П СН — на производство промышленного пара Q_П, собственные нужды по горячей воде Q_Т СН — на производство горячей воды Q_Т.

При расчете удельного расхода условного топлива на отпуск единицы продукции при комбинированном производстве ставится задача — определить следующие величины:

— удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии

(1)

— удельный расход условного топлива на отпуск промышленного пара

(2)

— удельный расход условного топлива на отпуск тепла

(3)

Здесь B_N, B_П, B_Т — части общего расхода условного топлива B, отнесенные на выработку электроэнергии, промышленного пара, тепла соответственно. При определении значений B_N, B_П, B_Т должен быть обеспечен топливный баланс:

(4)

Основными исходными данными для расчета являются:

• значения общей нагрузки ТЭЦ N, N СН , Q_П, Q_П СН , Q_Т, Q_Т СН ;
• общий расход условного топлива B.

Дополнительные исходные данные зависят от применяемого метода расчета (п. 2).

В качестве единицы измерения для величин общей нагрузки ТЭЦ всюду используем МВт·ч, для расходов условного топлива – т.у.т. Таким образом, удельные расходы условного топлива b_N, b_П, b_Т имеют единицу измерения т.у.т./МВт·ч, которые при необходимости могут быть переведены в кг у.т./МВт·ч, г у.т./кВт·ч, г у.т./ГДж, кг/Гкал и ряд других [4], [9].

Как определить расход топлива в термодинамике

Универсальная энергетическая характеристика ТЭЦ

Богданов А.Б., инженер

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 – Т ts.

Диаграмма режимов для турбины типа «Т» выражается зависимостью

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

Диаграмма отражает три основных режима работы турбоагрегата:

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

Gk(i)=A 1 *Nk(i) + B 1 [тонн/час] (2)

Ntf(i)= (A 2* Tts(i)+B 2 )*Qtf(i) — (C 2* Tts(i) — D 2 ) [МВт] (3)

Gtf(i)= (A 3* Tts(i)+B 3 )*Ntf(i) — (C 3* Tts(i) — D 3 )[ тонн/час] (4)

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

Gt(i)= (A 4* Tts(i)+B 4 )*Ntfr(i) — (C 4* Tts(i) — D 4 ) (7)

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:

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

Электрическая мощность принята постоянной – Ne=215.3 МВт

Температура сетевой воды принята постоянной – Tts=80 ° С

Нагрузка теплофикационного отбора

Гкал/час

Расход топлива

Т.у.т/час

85.83

84.75

83.67

82.58

81.48

80.36

79.24

78.11

Прирост топлива на прирост тепловой нагрузки

кг.у.т/Гкал

26.73

26.96

27.20

27.44

27.69

27.93

28.17

28.41

Удельный расход топлива на тепло.

кг.у.т/Гкал

27.57 Принимается равный среднему приросту топлива на тепло в интервале тепловых нагрузок

Удельный расход топлива на электроэнергию

гр/кВт*час

Коэффициент полезного использования топлива (КПИТ)

84.08

78.40

72.56

66.63

60.51

54.24

47.80

41.17

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

Тепловая мощность принята постоянной – Q =120Гкал/час

Температура сетевой воды принята постоянной – Tts=80 ° С

Электрическая нагрузка турбины потребителя

Расход топлива

тут/ч

78.46

72.69

66.68

60.42

53.92

47.17

40.16

33.04

Удельный расход топлива на тепло (принимается равным приросту)

кг.у.т/Гкал

26.73

28.28

29.91

31.59

33.34

35.17

37.08

37.45

Топливо: — на тепло

тут/ч

-на электроэнергию

тут/ч

78.46

72.69

66.68

60.42

53.92

47.17

40.16

33.09

Удельный расход топлива на электроэнергию

гр/кВт*час

Коэффициент полезного использования топлива (КПИТ)

54.09

55.87

57.31

59.29

62.05

65.97

71.77

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

Электрическая мощность принята постоянной – Ne=180 МВт

Нагрузка сетевой воды принята постоянной – Qts=200 Гкал/час

Температура сетевой воды

Расход топлива

Т.у.т/час

78.51

76.12

74.82

73.60

72.68

Прирост топлива на прирост температуры на 10 ° С

т.у.т/час

Прирост топлива на прирост температуры 1 ° С

0.314

0.173

0.166

0.127

0.131

Усредненный прирост в в интервале 120-80 ° С

0.2005

Рост расхода топлива при 120 ° С против 80 ° С

(78.51-72.68)*100/72.68=8.02%

Выводы по анализу прироста удельных расходов топлива на тепло.

Графики на рис 1, 2 носят универсальный характер , наглядно показывают, что удельный расход топлива на производство тепловой и электрической энергии находится в зависимости от качественного показателя– температуры нагреваемой сетевой воды и от электрической нагрузки . Этот вывод позволяет производить расчет расхода топлива на комбинированное производство по универсальной формуле:

В å =В ээ + В тэ = b ээt *N + b тэt *Q , (8)

где b ээt b тэt — удельные расходы топлива на электроэнергию и тепловую энергию в зависимости от нагрузки турбины и температуры сетевой воды, определенные по универсальной энергетической характеристике рис 1,2. В таблице 4 приведены примеры расчета расходов топлива на ТЭЦ.

Табл. 4. Примеры расчета экономии расхода топлива при распределении мощностей для существующих источников (т.у.т.)

Пример 4.1 Определить изменение экономичности а)при снижении электрической нагрузки от 200 Мвт до 130 Мвт и б) при повышении температуры сетевой воды от 80 ° до 120 ° С

Q=200 Гкал/час

Q=200 Гкал/час

а)Перерасход топлива при снижении электрической

нагрузки

Температура теплосети 80 ° С

на эл.энергию

В ээ

200*0.362=72.4

130*0.385=50.05

200(0.385-0.362) = 4.6

на тепло

В тэ

200*0.0285=5.7

200*0.0345=6.9

200(0.0345-0.0285) = 1.2

Сумма

56.95

или 5.89%

Температура теплосети 120 ° С

на эл.энергию

В ээ

200*0.388=77.6

130*0.435=56.55

200(0.435-0.388) = 9.4

на тепло

В тэ

200*0.032=6.4

200*0.0396=7.92

200(0.0396-0.0392) = 1.52

Сумма

64.47

или 13%

б) Экономия за счет снижения температуры сетевой воды от 120 ° С до 80 ° С

на эл.энергию

В ээ

77.6-72.4=5.2

56.55-50.05=6.5

на тепло

В тэ

6.4-5.7=0.7

7.92-6.9=1.02

Сумма

5.9 или 7.55%

7.52 или 13.2%

Пример 4.2. Определить снижение экономичности работы ТЭЦ при работе с частичными нагрузками. В работе две турбины Т-185 по 2*100=200Мвт 2*100=200Гкал/час при 120 ° С против работы одной турбины с нагрузкой 200Мвт и 200Гкал/час в примере 4.1

на эл.энергию

В ээ

2*100*0.465=93

93-77.6=15.4 или 19.8%

на тепло

В тэ

2*100*0.042=8.4

8.4-6.4=2.0 или 31.2%

101.4

101.4-84=1 7.4 или 20.7%

Пример 4.3 Определить экономию топлива при передаче нагрузки котельной 60 Гкал/час на турбину N= 170 мвт и Q=200Гкал/час Т= 80 ° С.

А) Без учета дополнительной выработки

электроэнергии

Q кот.=60Гкал/час

Q кот.=0.0

на эл. энергию

В ээ

150*0.382=57.3

150*0.382=57.3

на тепло

В тэ

200*0.0327=6.54

260*0.0327=8.5

Сумма ТЭЦ

63.84

Котельная

В тэ

60*0.165=9.9

котельная

73.74

экономия 7.94 или 80.2%

от передаваемого тепла

Б) С дополнительной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении

Q кот.=60Гкал/час

Q кот.=0.0

Дополнительная выработкой электроэнергии на тепловом потреблении 60Гкал*0.5мвт/Гкал=30Мвт

на эл. энергию

В ээ

150*0.382=57.3

180*0.370=66.6

180(0.382-0.370)=2.16

на тепло

В тэ

200*0.0327=6.54

260*0.0302=7.85

260(0.0327-0.0302)=0.65

сумма

74.45

2.16+0.65=2.81

Итого: экономия с учетом дополнительной выработки энергии на тепловом потреблении составляет 10.75 т.у.т, что на 8.6% больше, чем было сожжено топлива на котельной — 9.9 тонн

2.81+7.94=10.75

Прирос топлива на дополнительно выработанную электроэнергию- 30 мвт на тепловом потреблении 60Гкал/час на ТЭЦ и на ГРЭС составил:

а).на Т-185/215 Омской ТЭЦ-6 74.45-73.74 = 0.61т.у.т

б).на К-300 в г. Ермаке 180*0.34-150*0.35=61.2-52.5 = 8.7 т.у.т

Пример 4. 1 . Видно, что рост температуры сетевой воды ведет к росту расхода топлива до 13%, но и в этом случае прирост удельного расхода топлива на тепло на ТЭЦ будет в 5 раз ниже, чем на котельной: 32.0 против 165кг/Гкал

Пример 4.2 Наглядно видно насколько выгоднее работать как можно с большими электрическими нагрузками на турбинах. Не знание этого факта, приводит к «размазывание» электрической и тепловой нагрузки на две турбины, что в итоге ведет к перерасходу топлива на 20.7%. Потеря электрических и тепловых потребителей ведет к снижению технической экономичности в квадратичной зависимости , а экономические показатели при этом ухудшаются в кубической зависимости !

Пример 4.3 Как ни парадоксально, но наглядно видно, что передача тепловой нагрузки с котельных на турбины ТЭЦ вызывает экономию топлива даже больше, чем его необходимо для работы котельной – 108.6% На дополнительно выработанную электрическую мощность 30 мвт на теплофикационной турбине в г. Омске необходимо всего 0.61 т.у.т/ч, а для конденсационной турбине на Ермаковской ГРЭС надо 8.7т.у.т/ч

Коэффициент полезного использования топлива (КПИТ).

Опыт расчетов показывает, что применение таких показателей, как удельный расход топлива на тепло и на электроэнергию для случаев комбинированного производства энергии явно недостаточно. Наиболее полным и обобщающим показателем для выбора энергетической стратегии, обеспечения максимального экономии топлива, является коэффициент полезного использования топлива (КПИТ). (Рис.3,4)

h ти = (N*0.86 +Q)/(B ээ +B тэ )*7 (9)

h ти =F (С пП , С хПр , N,Q,T, P) (10)

h ти – КПИТ — это универсальный показатель, характеризующий эффективность комбинированного потребления (производства) тепловой и электрической энергии в зависимости от:

КПИТ является тем обобщающим показателем, который характеризует способность потребителя и производителя комбинированной тепловой и электрической энергии к выбору энергоэффективной технологии потребления и производства энергии.

На рис 3,4 наглядно видно влияние показателей на эффективность использования топлива – КПИТ :

Степень влияния этих показателей приведена на примере табл.5

Табл. 5 Пример расчета экономии расхода топлива от способа потребления энергии (т.у.т.)

Пример 5. Определить экономию топлива за счет строительства Омской ТЭЦ-6 и счет сокращения перетока энергии 350 Мвт от ГРЭС, при наличии теплового потребителя 600Гкал/час.

Рис 5

Рис 3

Экономия

Сравниваются 2 варианта: а) Раздельно ГРЭС с двумя турбины К-300 с нагрузкой 175 Мвт и в Омске две котельных по 300 Гкал/час.б) Комбинированно на ТЭЦ- две турбины Т-185 с нагрузкой 175 Мвт и 300Гкал/час с нагревом до 80 ° С.

КПИТ

Расход топлива

т.у.т/час

2*115.3=230.6

2*77.5=155

или 48.8% от комбинированного способа

Пример 5 показывает, что для Омска сокращение расхода топлива за счет организации комбинированного потребления энергии в отопительный сезон составляет 400 тыс. тут/год.

Степень технического совершенства потребителей тепловой и электрической энергии должна определятся по коэффициенту полезного использования топлива h ти . КПИТ — это тот обобщенный универсальный показатель, который определяет степень технологической грамотности при решении задач по энергосбережению как для потребителей, так и для производителей тепловой и электрической энергии. В настоящее время в практике расчетов и нормирования коэффициент полезного использования КПИТ используется недостаточно широко. Отсутствуют методики расчета эффективности как для потребителей тепловой и электрической энергии — КПИТ потребителя, так и для производителей тепловой и электрической энергии — КПИТ производителя . Внедрение КПИТ потребителя позволит на законном основании требовать снижение тарифов для тех потребителей, которые обеспечивает комбинированное производства тепловой и электрической энергии (население городов, промышленные предприятия, потребляющие тепло от ТЭЦ). И наоборот, те потребители, которые имеет низкое значение КПИТ, должны платить за энергию по самым высоким тарифам в 1.5-2 раза дороже!.

КПИТ — это тот показатель энергетической эффективности, который необходимо использовать для нормирования энергопотребления для крупных потребителей тепловой и электрической энергии, для формирования энергосберегающей политики предприятий, региона, города.

О методе формирования тарифов на тепловую и электрическую энергию.

Существующие на сегодня методы распределения затрат (физический, энергетический) не отражают технологию производства и не отвечают рыночным экономическим условиям. Если физический метод и был допустим в период плановой экономии, когда совокупный эффект от работы ТЭЦ централизованно перераспределялся и выбор метода не имел принципиального значения, то с переходом к рыночным отношениям он совершенно недопустим. Эксергетический метод и предлагаемый метод относительных приростов, полностью отражают технологию производства, но также не отвечают рыночным условиям. Какой же выход из сложившейся ситуации?

Выход один: Технический анализ и отчетность при комбинированном производстве тепловой и электрической энергии необходимо отделить от политического влияния.

Для анализа эффективности технологических схем, выбора технических решений, распределения тепловой и электрической энергии, для технической отчетности, необходимо использовать методы, полностью отражающие суть комбинированного производства энергии, такие как предлагаемый метод относительных приростов или эксергетический метод. Организационная и техническая политика энергосистем и ТЭЦ должна строиться на максимально использовании эффекта теплофикации .

Для решения экономических задач, связанных с определением себестоимости, цены на энергию, необходимо исходить из принципа равенства затрат на производство и транспорт электроэнергии относительно конечного потребителя. Принцип равенства означает что, затраты на производство и транспорт электроэнергии от ТЭЦ принимаются равны затратам на производство и транспорт электроэнергии от «эквивалентной КЭС» предложенным Вагнером в 1968г [4]. Оставшиеся экономия от комбинированной выработки энергии должна относится на удешевление производства и транспорт тепловой энергии от ТЭЦ. Метод «эквивалентной КЭС» полностью совпадает с методом распределения затрат, применяемый в США, где в 1978 г был введен закон PURPA. По этому закону стоимость электроэнергии производимой на ТЭЦ или на других источниках (ветровые, гидравлические, мини-ТЭЦ), необходимо оценивать по затратам на электроэнергию на крупных современных ГРЭС. Энергосистема обязана покупать электроэнергию у независимых потребителей по такой стоимости, которая соответствует стоимости сооружения и эксплуатации новой мощности в системе. Этот закон считается наиболее успешным энергетическим законом в истории США. Он обеспечил значительную экономию топлива, ускорил постройку новых ТЭЦ и альтернативных электростанций.

Почему высокотехнологичные ТЭЦ России стали неконкурентоспособными — об этом наглядно и убедительно написано в статье [ 3 ]. Это завышенные потери в магистральных, и особенно, в локальных сетях, это плановое государственное недофинансирование бюджетных организаций, это недостаточное развитие системы учета и контроля тепловой энергии и т.д. Но все это следствие, а причина заключается в том, что существующий метод анализа при формировании тарифов на энергию не отвечает всему разнообразию технологий производства тепловой и электрической энергии [5] . Беда в том, что планирование, учет и калькуляция электрической и тепловой энергии до настоящего времени основано на инструкции 1970 года, не отвечающей рыночным условиям.

Недостаток существующего ценообразования заключается в том, что цена не отражает качество энергии . Если для котельной нет принципиальной разницы, когда производится тепло — летом или зимой, то для ТЭЦ это различные технологии. Если летом для горячего водоснабжения можно использовать бросовое тепло, поступающее на градирни ТЭЦ, то зимой для отопления жилья отработанного тепла уже не хватает, и необходимо затрачивать дополнительные первичные источники энергии. Если же летом тепло от ТЭЦ не купят, то она все равно это тепло выбросит в окружающую среду, или же просто остановится в вынужденный резерв из-за отсутствия теплового потребления. Одна их основных ошибок существующего метода ценообразования заключается в том, что для простоты расчета рассчитываются не конкретные тарифы для характерных режимов энергоснабжения, а средневзвешенные, среднегодовые тарифы.

Абсурдность существующих тарифов заключается и в том, что цена не отражает количество потребленной энергии по времени [6] . Так, при равномерном потреблении 1000 Гкал в течение года достаточно источника тепла с мощностью 0.11 Гкал/час. Для производства этого же количества тепла, требуемого для того, чтобы обеспечить зимний максимум нагрузок за расчетную пятидневку требуется уже 8.3 Гкал/час. Разница мощностей установленного оборудования составляет 73-кратную величину. Соответственно нужны дополнительные специалисты, площади, оборудование. Оборудование находится в резерве 97% времени и работает только 3% времени, а стоимость покупки энергии одинакова в обоих случаях!

Согласно экономической теории для того, чтобы способствовать всеобъемлющему коллективному оптимуму в рыночных условиях, коммунальное предприятие-монополист (АО-энерго) должно придерживаться трех правил ценообразования: а) удовлетворение спроса; б) сведение к минимуму производственных затрат; в) продажа по маргинальной цене (по предельным издержкам). Про маргинальное ценообразование говорят только на курсах повышения квалификации, но утвержденных методических указаний по определению маргинальной цены различных для различных видов энергии пока нет.

Универсальная энергетическая характеристика ТЭЦ, построенная на основании расчета относительного расхода топлива на тепло, позволяет осуществить качественный анализ технико-экономических показателей работы ТЭЦ, адекватно отражающие технологию комбинированного производства энергии. Метод относительного прироста позволяет наглядно выявить и оценить квадратичную зависимость технической экономичности и кубическую зависимость экономических показателей от уровня использования эффекта теплофикации

Существующая система нормирования технико-экономических показателей теплофикационных турбин, основанных на «физическом» методе распределения затрат, искусственно привязаных к количественным показателям, не отражают технологическую суть комбинированного производства тепловой и электрической энергии и не отвечает существующим рыночным условиям.

Предлагаемый в настоящей статье метод определения удельных расходов топлива на тепловую энергию, основанный на определении приростов топлива на тепло отвечает второму началу термодинамики, по сути отражает эксергетический метод расчета, но без применения дополнительных термодинамических величин таких как энтропия, эксергия. Метод относительного прироста дает качественную оценку экономичности работы тепловой схемы от качественных показателей — температуры нагреваемой сетевой воды, давления в теплофикационных, производственных отборах, степени электрической загрузки турбины.

В системе анализа и нормирования расходов топлива необходимо внедрение дополнительного показателя — коэффициента полезного использования топлива КПИТ. Этот показатель должен быть применен отдельно для потребителя — КПИТ потребителя, и отдельно для производителя тепловой и электрической энергии – КПИТ производителя.

На основании технического анализа необходимо разрабатываться технологические нормативы, организационные и технические мероприятия, направленные на повышение экономичности работы технологического оборудования. Применять же результаты технического анализа для решения экономических задач, связанных с определением цены тепловой и электрической энергии, без осмысления сути и смысла комбинированного производства энергии нельзя. Для решения экономических задач, связанных с определением себестоимости, цены на энергию необходимо исходить из принципа равенства затрат на электроэнергию с применением метода «эквивалентной КЭС»

ТЭЦ – это высокие технологии. Маргинальное ценообразование, отвечающее рыночным условиям с применением метода относительного прироста (МОП), отвечающей технологии производства энергии, позволит восстановить теплоэнергетику регионов на достойное место.

Методика оценочного расчета удельного расхода топлива двухконтурного турбореактивного двигателя

Определение предельно достижимого уровня технического совершенства для дви­гателя с выбранной конструктивной схемой на начальном этапе проектирования позволяет заранее оценить его конкурентоспособность по сравнению с аналогами. Для оценки уровня технического совершенства силовой установ­ки летательного аппарата (ЛА) используются два параметра: удельный расход топлива C_R и удельный вес двигателя γ_дв [1]. Определение удельных параметров проектируемого двигате­ля начинается с термодинамического расчета «исходного» режима работы. При этом КПД основных узлов и уровень потерь по газовоз­душному тракту двигателя задаются из пред­шествующего опыта проектирования (данные аналогов или предшествующих модификаций) или определяются в ходе отдельных расче­тов компрессора, турбины и камеры сгора­ния. Прямая аналитическая взаимосвязь па­раметров термодинамического цикла и КПД основных узлов для конкретного двигателя невозможна. Поэтому процесс выбора термо­динамических параметров, таких как температура газа в камере сгорания Т_г*, суммарнаястепень сжатия π_Σ*, степень двухконтурности y и последующий анализ зависимостей C_R = f(Т_г*, π_Σ*, y. ), выполняется при постоянных значениях потерь и КПД узлов.

При определении предельно возможного технического уровня двигателя связь между параметрами Т_г*, π_Σ*, y и максимально возможным КПД узлов может быть установлена.
Основой метода является использование зависимостей максимально возможного политропного КПД ступени компрессора или турбины от величины нагрузки на ступень, предварительно полученных на основе стати­стических данных. Далее выполняется расчет адиабатического КПД всего компрессора η_к* или турбины η_т* с использованием параметров термодинамического цикла. Подробно метод расчета максимально возможного КПД основ­ных узлов двигателя изложен в [2].

Для рассматриваемой методики расчета установлены следующие допущения и огра­ничения:

• процесс в двигателе рассматривается как термодинамически равновесный и адиа­батический;
• приняты постоянные гидравлические потери по газовоздушному тракту;
• принято равномерное распределение нагрузки (напорности) между ступенями ком­прессора;
• область применения методики огра­ничивается малоразмерными ТРДД, которые устанавливаются в основном на беспилотные летательные аппараты.

Исходными данными для определения максимально возможного η_к* осевого ком­прессора являются следующие параметры: приведенный расход воздуха G_{ВПР 0}, пол­ная температура на входе в компрессор Т_вх, а также степень повышения полного давле­ния в компрессоре π_к* и выбранное количе­ство ступеней компрессора z. В начале рас­чета определяется величина нагрузки на одну ступень Δi*_ст0 и степень повышения давления в ступени π*_ст0 в первом приближении с ис­пользованием равенств:

где Δi_к*_ад, ккал/кг — адиабатическое измене­ние энтальпии за компрессором, определяе­мое с помощью термодинамических функций по величинам π_к* и Т_вх*; Δi_ад* _ст, кДж/кг — адиа­батическое изменение энтальпии ступени. За­висимость для максимально возможного КПД осевой ступени компрессора от измене­ния энтальпии Δi_ст* представлена на рисунке 1.

Для каждой ступени компрессора с по­рядковым номером s может быть определена напорность Δi_ст*(s) и максимальный политропный КПД (s):

Здесь k_α — поправка на потери напорно- сти в ступенях, а k_н(s) — коэффициент, опреде­ляющий изменение напорности по ступеням. Для малоразмерных ТРДД число осевых сту­пеней в компрессоре обычно не более 2. В этом случае, в отличие от многоступенчатых ком­прессоров с заданным распределением напор- ности, можно принять k_н(1) = k_н(2) = 1.

Политропный КПД с учетом поправки на размерность ступени определяется урав­нениями:

где G_ВПР(s), кг/с — приведенный расход воздуха на входе в ступень s, Δη_пол* — поправка на полит- ропный КПД, определяемая по графической зависимости, представленной на рисунке 2. Графические зависимости для и Δη_пол* представленные на рисунках 1 и 2, получены путем обработки статистических эксперимен­тальных данных по осевым и центробежным ступеням компрессоров на основе данных, за­имствованных из [1, 3, 4].

Адиабатический КПД ступени

Параметры воздуха на выходе из ступени:

где i*_вх(s), S*_вх(s) — энтальпия и энтропия возду­ха на входе в ступень; Δi_ст*_ад(s) — адиабатиче­ский напор ступени; i_ст*_ад(s), T*_ст*_ад(s), S*_ст*_ад(s) — энтальпия, температура и энтропия воздуха на выходе из ступени, рассчитанные с помо­щью термодинамических функций.

Общие параметры осевого компрессора определяются по соотношениям:

Совместное решение уравнений (1)-(11) позволяет определить адиабатический КПД, напорность каждой ступени компрессора и об­щий КПД компрессора.

Аналогичным образом, на основе при­веденных выше зависимостей, может быть составлена методика расчета для компрессо­ра, состоящего из нескольких центробежных или диагональных ступеней. В большинстве современных малоразмерных ТРДД приме­няется одиночная центробежная ступень. Для центробежной ступени следует исполь­зовать зависимость , представ­ленную на рисунке 1. Дополнительными исходными данными для расчета являются приведенный расход воздуха G_{в прц} и температура торможения Т_вх* на входе в ступень. Для одноступенчатого центробежного ком­прессора G_{в прц} = G_{в прц0}, Т_вх * — задано. Для за­мыкающей ступени осецентробежного ком­прессора G_{в прц} = G_{в пр}(z), Т_вх*= Т_ст*(z). При этом расчет адиабатического КПД ступени суще­ственно упрощается:

Изменение энтальпии и параметры воз­духа на выходе из центробежной ступени:

где i*_вх, S*_вх — энтальпия и энтропия воздуха на входе в ступень, определяемые по Т_вх*; Δi_ц*_ад — адиабатический напор ступени; i_{ц ад}, T_ц*_ад, S_ц*_ад — энтальпия, температура и энтропия воздуха на выходе из центробежной ступени.

Для одноступенчатого центробежного компрессора параметры ступени одновремен­но являются параметрами компрессора. Общие параметры осецентробежного компрессора определяются с учетом параметров осевой части:

Методика определения максимально воз­можного адиабатического КПД для турбины компрессора составлена с учетом отбора воз­духа на охлаждение соплового аппарата (СА) и рабочего колеса (РК) для одной или несколь­ких ступеней. В качестве исходных данных используются следующие параметры из рас­чета исходного режима: изменение энталь­пии в компрессоре Δi_к*, приведенный расход воздуха G_{в пр0}, температура торможения Т*_г и полное давление Р_г* газа на входе в турбину, энтальпия воздуха за компрессором i_к*, отно­сительный расход топлива в камере сгорания q_{т кс} = G_т / (3600 · G_{в кс}). Зависимости для опре­деления механического КПД η_mK = f(G_{в пр0}) на валу турбины компрессора с учетом при­вода агрегатов и зависимость для определе­ния относительной величины отбора воздуха Δ _{охл ст}(s) = f (Т_вх*) на охлаждение одной ступе­ни турбины приведены в [2]. Относительный отбор воздуха на охлаждение диска корпуса и дисков турбины Δ _{охл к} = 0,005. 0,01.

Коэффициенты расхода воздуха и газа на входе в турбину компрессора:

Величины μ_в, μ_г, Δ _{охл Σ} в начале расчета задаются в первом приближении.

Для определения изменения энтальпии газа в турбине компрессора Δi*_тк и в отдельной ступени Δi*_ст при заданном числе ступеней z (в соответствии с вариантом схемы на рис. 5) используются соотношения:

В сечениях за CA и РК турбины для каж­дой ступени s выполняется пересчет коэффици­ентов расхода с использованием соотношений:

Здесь j — 1 обозначает сечение на вхо­де в CA или РК; j — сечение на выходе из CA или РК; ψ_са, ψ_ρκ — долевой коэффициент от­носительного расхода воздуха, расходуемого на охлаждение соответственно CA и РК.

Термодинамические параметры на выхо­де из CA определяются с помощью термоди­намических функций:

где i_вх*'(s), Т_вх*'(s), S_вх*'(s) — соответственно эн­тальпия, полная температура и энтропия газа за CA, т.е. на входе в РК; а c_p, R_r, к_г — соот­ветственно теплоемкость, газовая постоянная и показатель адиабаты этого же газа.

Политропный КПД ступени η*_пол(s) опре­деляется с использованием зависимостей:

Здесь η* max _пол — максимально возмож­ный политропный КПД, определяемый по зависимости, представленной на рисун­ке 3, Δη*_пол — поправка на политропный КПД ступени в зависимости от величины пропуск­ной способности А_ст, определяемая по зависи­мости на рисунке 4, P*_вх(S) — полное давление газа на входе в рабочее колесо ступени. Зависи­мости для η* max _пол получены при обработке стати­стических данных, взятых из [3]. Зависимость для η*_пол заимствована из работы [4].

Рис. 3. Максимально возможный политропный КПД ступени турбины компрессора

Рис. 4. Поправка на политропный КПД ступени турбины

Aдиабатические параметры за РК и адиа­батический КПД ступени η*_ад(s) определяются с использованием уравнений:

где i*_{ст ад}(s), T*_{ст ад}(s), S*_{ст ад}(s) — соответственно адиабатическая энтальпия, полная температу­ра и энтропия газа на входе из РК, определя­емые с помощью термодинамических функ­ций; Δi*_{ст ад}(s) — адиабатический перепад на РК ступени; π*_ст (s) — степень понижения полного давления в РК.

Энтальпия газа на выходе из ступени определяется по теплоперепаду в РК и величи­не расхода охлаждающего воздуха

где i*_ст (s)- энтальпия газа на выходе из РК.

Рис. 5. Охемы ТРДД: а) первая конструктивная схема, б) вторая конструктивная схема 1 — вентилятор (вар. а), двухступенчатый вентилятор (вар. б), 2 — осевая ступень компрессо­ра ВД (вар. а), двухступенчатая подпорная осевая ступень (вар. б), 3 — центробежная ступень компрессора ВД, 4 — камера сгорания, 5 — турбина ВД, 6 — турбина НД (вар. а), двухступен­чатая турбина НД (вар. б), 7 — сопло второго контура, 8 — сопло первого контура, CA — сече­ние на выходе из соплового аппарата, РК — сечение на выходе из рабочего колеса

Полная температура и давление газа на выходе из ступени турбины:

Поскольку для многоступенчатой тур­бины имеют место равенства i*_вх (s + 1) = i_ст*(s) и P_вх*(s + 1) = P_ст*(s), приведенные выше урав­нения позволяют выполнить расчет основных параметров для каждой из z ступеней турбины при их совместном решении.

Далее определяются общие параметры турбины компрессора — степень понижения полного давления в турбине π*_тк и адиабатиче­ский КПД η*_тк:

Турбина низкого давления, связанная вентилятором, рассчитывается аналогичным образом, при этом для определения величин η* max _пол и Δη*_пол используются зависимости на ри­сунках 3, 4. В случае если температура на вхо­де в турбину или ступень T*_вх(s) < 1200 К, при­нимается Δ_охлс(s) = 0.

Предложенные процедуры расчета адиа­батического КПД компрессора и турбины ис­пользуются в данном случае как составные части термодинамического расчета исходно­го режима двигателя, выполненные в виде отдельных подпрограмм.

Остальные параметры, характеризующие потери по газовоздушному тракту и полноту сгорания топлива в камере, имеют, как прави­ло, узкие интервалы возможных значений. Их количество и численные значения определяют­ся типом двигателя (ТРД, ТРДД и др.), могут быть заимствованы из [5, 7]. При определе­нии предельно достижимого уровня техниче­ского совершенства двигателя с минимально возможным C_R параметры, характеризующие потери по газовоздушному тракту, могут быть заданы в виде постоянных величин. Методи­ка термодинамического расчета исходного ре­жима является общеизвестной, поэтому она исключается из рассмотрения. Для расчета термодинамических функций воздуха и газа в диапазоне температур от минус 50 до 1500 °С используются данные [6], для температур свы­ше 1500 °С — аппроксимирующие зависимости по стандарту NASA sp-273.

Для апробации разработанной методики были выполнены расчеты минимально воз­можных C_R применительно к малоразмерным ТРДД. Расчеты выполнены для стандартных атмосферных условий на входе в двигатель Н = 0, М = 0, T_H = 288,15 К. Диапазон варьи­руемых основных параметров термодинами­ческого цикла выбран исходя из статистических данных для ТРДД производства Teledyne CAE, Williams International [8]: π_Σ* = 10-13,8, Т_г* = 1150-1400 К, у = 1. Во всех случаях при­веденный расход воздуха через первый контур был задан равным С_{ВПР 0} = 2,5 кг/с. Исходя из постановки задачи, вместо значений тяги двигателя для всех вариантов рассчитана ве­личина усредненной удельной тяги двигателя I = (R_уд1 + R_уд2 · y)/ (1 + У), где R_уд1 R_уд2 — удель­ная тяга сопел первого и второго контура со­ответственно.

Результаты вариативных расчетов исход­ного режима ТРДД с максимально возможны­ми КПД узлов представлены на рисунках 6, 7. На рисунке 6 представлены расчетные зави­симости C_R = (Т_г*, π_Σ*, I) для первой конструк­тивной схемы ТРДД с одноступенчатым вен­тилятором, компрессором высокого давления (ВД), состоящим из осевой и центробежной ступени, кольцевой прямоточной камерой сгорания, одноступенчатой турбиной высо­кого и низкого давления (НД). Первая схема представлена на рисунке 5 а. Нанесенные ли­нии представляют собой результаты расче­тов множества вариантов исходного режима ТРДД при выбранных постоянных величи­нах термодинамического цикла Т_г* = const или π_Σ* = const. Каждая точка диаграммы представляет собой минимально возможное значение C_r, достижимое при заданных T_г* , π_Σ*, у и внешних условиях.

Аналогичные зависимости по C_R пред­ставлены на рисунке 7 для второй схемы ТРДД с двухступенчатым вентилятором, двумя под­порными ступенями каскада НД, компрессо­ром ВД, состоящим из центробежной ступени, кольцевой прямоточной камерой сгорания, од­ноступенчатой турбиной ВД и двухступенча­той турбиной НД. Вторая схема представлена на рисунке 5б. Дополнительно на рисунке 7 на­несены данные по двигателям семейства мало­размерных ТРДД WR-19 компании Williams In­ternational и расчетные данные этих двигателей, полученные при тех же параметрах термодина­мического цикла с максимально возможными величинами КПД ступеней компрессоров и тур­бин (точки отмечены одинаковыми маркерами). Анализ представленных данных показывает возможность снижения C_R для данных двига­телей на 7-10 % при увеличении политропного КПД составляющих ступеней до максималь­но возможного современного уровня (данные на рис. 1, 3). Необходимо учесть, что линия совместной работы в поле характеристик ком­прессора, с учетом обеспечения достаточного уровня запасов газодинамической устойчиво­сти, может быть смещена в область, где КПД на 1-2 % ниже линии максимальных значений. Поэтому максимальный потенциал снижения C_r для окончательно спроектированного и изго­товленного двигателя в данном случае следует уменьшить до 5-8 %.

Из опыта проектирования известно, что при модернизации существующего дви­гателя без существенных изменений газовоз­душного тракта технические риски успешного завершения ОКР считаются минимальными. Однако заказчик может поставить перед раз­работчиком ТРДД задачу снизить удельный расход топлива на величину δC_R > 7-10 % с условием сохранения параметров термоди-намического цикла y, T_г*, π*_Σ и неизменны­ми габаритно-массовыми характеристиками. В рассмотренном случае задача будет практи­чески не выполнимой, так как существующие методы проектирования и технологические возможности производства не позволят до­стичь требуемого уровня политропного КПД компрессора и турбины. Потребуются дли­тельные НИР по улучшению характеристик основных узлов двигателя. Таким образом, результаты расчета по данной методике мо­гут быть важным дополнительным критерием оценки задаваемых в ТЗ требований по эконо­мичности ТРДД при выполнении поисковых НИР для перспективных ЛА.

Методика может также использоваться для сравнения ТРДД различных схем и с раз­личными параметрами термодинамического цикла. Зависимости, показанные на рисунках 6 и 7, могут быть представлены в виде области с ограничивающими линиями для фиксирован­ного диапазона значений T_г*, π*_Σ. В этом случае наложение двух таких областей, полученных для ТРДД первой и второй схемы с одинаковы­ми диапазонами значений T_г*, π*_Σ, у, позволяет наглядно их сопоставить по минимально дости­жимым значениям C_r, как показано на рисунке 8.

Может быть выполнен также количе­ственный анализ. Например переход от первой ко второй схеме ТРДД (см. рис. 8) при одина­ковых значениях Т_г* = 1300 К, π_Σ* = 12,25, у = 1 позволяет снизить удельный расход топлива на величину δC_R = -1,2 % с одновременным увеличением суммарного удельного импульса δΐ = 1,0 %. Снижение C_r связано в основном с увеличением КПД турбины НД при переходе от одноступенчатой к двухступенчатой схеме.

Другим примером может быть сравнение ТРДД одной схемы (первая схема), но с раз­личной степенью двухконтурности у, пред­ставленное на рисунке 9. Увеличение степе­ни двухконтурности на 35 % при одинаковых значениях Т_г* = 1300 К, π_Σ* = 12,25 позволяет снизить минимально достижимый уровень удельного расхода топлива на величину δC_R = -6,8 %. Однако данное снижение величины C_r сопровождается значительным снижением суммарного удельного импульса δI = -8,6 %.

Такое изменение оправдано в случае оптимиза­ции двигателя на крейсерский режим работы при снижении числа М полета. Примером ис­пользования ТРДД с увеличенной степенью двухконтурности можно считать JT15D-5C с у = 2 производства Pratt&Whitney, устанавли­ваемый на БПЛA “Barracuda” и X-47A. В обо­их случаях можно заранее оценить, насколько потенциал снижения δC_r оправдывает затраты, необходимые на проведение ОКР по разра­ботке двигателя новой конструктивной схемы.

Преимуществом разработанной методи­ки, в сравнении с традиционным термодинами­ческим расчетом исходного режима, является возможность выполнять расчет минимально достижимых значений C_r двигателя с учетом взаимосвязи между изменением основных па­раметров термодинамического цикла π*_Σ и T*_г , изменением КПД узлов и величины отбирае­мого на охлаждение воздуха. Методика позво­ляет выполнить оценку имеющегося потенциа­ла улучшения экономичности существующего ТРДД, ограниченного достигнутыми техни­ческими характеристиками основных узлов. Для двигателя новой конструктивной схемы на начальном этапе проектирования можно вы­явить наличие или отсутствие преимущества по величине минимально возможного удельно­го расхода топлива с двигателями-аналогами в ожидаемых условиях эксплуатации.

Авторы: Кузнецов В.И., Шпаковский Д.Д.

Список литературы:

↑1. КулагинВ.В., БочкаревС.К., Горюнов И. М. и др. Теория, расчет и проектирование авиационных двигателей и энергетических установок: Учебник. Кн. 3. Основные проблемы: Начальный уровень проектирования, газодинамическая доводка, специальные характеристики и конверсия авиационных ГТД / Под общ. ред. В.В.Кулагина. М.: Машиностроение, 2005. 464 с.

↑2. Кузнецов В. И., Шпаковский Д. Д. Оценочный расчет КПД основных узлов газотурбинного двигателя // Общероссийский научно-технический журнал «Полет». 2015. № 10. С. 8-14.

↑3. Скибин В. А., Солонин В. И., Палкин В. А. Работы ведущих авиадвигателестроительных компаний в обеспечении создания перспективных авиационных двигателей (аналитический обзор) / Под общ. ред. В. А. Скибина, В. И. Солонина. М.: Изд-во ЦИАМ, 2010. 673 с.

↑4. Герасимов М. В., Григорьев В. А. Учет влияния малоразмерности турбомашин газотурбинных двигателей на их эффективность // Вестник Самарского государственного аэрокосмического университета. Проблемы и перспективы двигателестроения. Вып. 2. Ч. 2. Самара, 1998. С. 162-167.

↑5. Кулагин В. В. Теория, расчет и проектирование авиационных двигателей и энергетических установок: Учебник. М.: Машиностроение, 2003. 616 с.

↑6. Ривкин С. Л. Термодинамические свойства газов. М.: Энергоатомиздат, 1987. 286 с.

↑7. Кузнецов В. И., Шпаковский Д. Д. Определение уровня технического совершенства газотурбинного двигателя на начальном этапе проектирования // Общероссийский научно-технический журнал «Полет». 2016. № 1. С. 41-48.

↑8. Иностранные авиационные двигатели, 2005: Справочник ЦИАМ / Под общ. ред. В. А. Скибина, В. И. Солонина. М.: Изд. дом «Авиамир». 2005. 592 с.

НАУКА и ОБРАЗОВАНИЕ

Файл статьи: SE-BMSTU. o165.pdf (1335.02Кб)

автор: Чучуева И. А. 1,*

1 Математическое бюро, Москва, Россия

В работе обсуждается проблема расчета удельных расходов условного топлива ТЭЦ на отпущенную тепловую и электрическую энергию в режиме комбинированной выработки. Расчет удельных расходов условного топлива выполняют с двумя целями: а) оценка технической эффективности режимов работы ТЭЦ, б) повышение конкурентоспособности ТЭЦ на рынках электроэнергии и тепла. В настоящее время для достижения первой цели разработан ряд термодинамических методов расчета, для достижения второй – ряд экономических методов расчета. В России, несмотря на десятилетнее развитие рыночных отношений в сфере электроэнергетики и начало работы Оптового рынка электроэнергии и мощности в 2006 году, формирование ценовых предложений ТЭЦ на рынок по-прежнему жестко связано с оценками технической эффективности. Для определения этой эффективности в нашей стране широко применяют наименее корректный термодинамических метод – «физический» метод. В работе сформулирована постановка задачи, а также проведен обзор наиболее широко применяемых термодинамических и экономических методов расчета удельных расходов условного топлива. Обзор стоит из двух частей: рассмотрены методы, применяемые в России, а также методы, применяемые в странах с развитыми рынками электроэнергии и тепла. Предложен новый термодинамический метод расчета удельных расходов условного топлива, основанный на использовании линеаризованной расходной характеристики паровой турбины. Разработанный метод позволяет учесть неэквивалентность энергий продуктов ТЭЦ. Другим достоинством данного метода является простота вычислений и небольшое число исходных данных. Для сравнения эффективности различных методов сформулированы принципы сравнения, а также проведены расчеты. Сравнение термодинамических методов показало, что наиболее эффективным с точки зрения сформулированных принципов являются эксергетический метод, а также метод, учитывающий недовыработанную электроэнергию. Их основными недостатками являются большое число исходных данных и сложность вычислений. Сравнение эффективности экономических методов показало, что наиболее эффективными являются метод разнесения экономии и риска, а также метод альтернативного производства тепла. Их недостатками указывают повышение волатильности рыночных цен при их широком применении. В работе отдельно рассмотрены результаты расчета «физическим» методом. Показано, что применение данного наименее эффективного термодинамического метода при расчете себестоимости продуктов ТЭЦ тормозит развитие в России рыночных отношений в сфере электро- и теплоэнергетики.

1. Nuorkivi A. Allocation of Fuel Energy and Emissions to Heat and Power in CHP // Energy-AN Consulting. September, 2010. P. 2-22.
2. Gochenour C., Silvennoinen A., Antila H., Pulkkinen R. Regulation of heat and electricity produced in combined heat-and-power plants. World Bank Technical Paper. October, 2003. 130 p.
3. Коростелева Т.С. Разработка процедур распределения затрат при формировании себестоимости энергии на ТЭЦ в рыночных условиях хозяйствования: автореф. дис. … канд. экон. наук. Самара, 2005. 24 с.
4. Киселев Г.П. Варианты расчета удельных показателей эффективности работы ТЭЦ. М.: Изд-во МЭИ, 2003. 32 с.
5. Регламенты Оптового рынка электроэнергии и мощности // Некоммерческое партнерство «Совет рынка»: сайт. Режим доступа:http://www.np-sr.ru/regulation/joining/reglaments/index.htm (дата обращения 31.01.2016).
6. Siitonen S., Holmberg H. Estimating the value of energy saving in industry by different cost allocation methods // International Journal of Energy Research. 2012. Vol. 36, iss. 3. P. 324-334. DOI: 10.1002/er.1794
7. Deo-Jin Kim, Byung-Ryeal Choi. Cost Allocation of Electricity and Heat // Advances in Energy Research. 2011. Vol. 5. P. 271-309.
8. Хлебалин Ю.М. Теплофикация и второй закон термодинамики // Вестник СПбГУ. 2011. № 1 (54), вып. 3. С. 94-101.
9. Приказ Министерства энергетики РФ от 13 июня 2013 г. «Об утверждении методических указаний по расчету удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, применяемых в целях тарифного регулирования в сфере теплоснабжения».
10. Федеральный закон от 27.07.2010 г. N 190-ФЗ «О теплоснабжении».
11. Приказ Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. N 323 «Об утверждении порядка определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии».
12. Условноетопливо // Wikipedia: The Free Encyclopedia: сайт. Режим доступа: https://ru.wikipedia.org/wiki/Условное_топливо (дата обращения 31.01.2016).
13. Kotas T.J. The exergy method of thermal plant analysis. Melbourne: Krieger Publishing Сompany, 1995. 322 p.
14. РД 34.08.552-95. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования / Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. М.: СПООРГРЭС, 1995.
15. РД 34.09.155-93. Методические указания по составлению и содержанию энергетических характеристик оборудования тепловых электростанций / Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. М .: СПО ОРГРЭС , 200 0 .
16. Чучуева И.А., Инкина Н.Е. Оптимизация работы ТЭЦ в условиях оптового рынка электроэнергии и мощности России // Наука и Образование. МГТУ им. Н.Э. Баумана. Электрон. журн. 2015. № 08. С. 195-238. DOI:10.7463/0815.0792934
17. Синьков В.М. Оптимизация режимов энергетических систем. Киев: Вища школа, 1976. 307 с.