Методические особенности оценки удельных характеристик теплофикационных установок на базе газовых двигателей

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Институт общей энергетики НАНУкраины,

Методические особенности оценки удельных характеристик теплофикационных установок на базе газовых двигателей

(по материалам научного сборника «Проблемы общей энергетики», печатается с изменениями и дополнениями)

К.т.н. С.В.Дубовской, заведующий отделом № 4

Введение

Развитие комбинированного производства электрической и тепловой энергии в мире характеризуется возрастающей ролью теплофикационных энергоустановок на базе газотурбинных, парогазовых и поршневых двигателей. Такие установки применяют как при создании новых и реконструкции существующих крупных ТЭЦ общего пользования, так и в качестве локальных источников для тепло- и электроснабжения небольших предприятий, жилых, торговых, офисных и промышленных зданий.

Предпочтительный выбор в пользу теплофикационных установок на базе газовых двигателей обуславливается их относительно невысокой стоимостью, малыми сроками строительства, простотой эксплуатации и другими факторами, выгодно отличающими такие установки от традиционных паротурбинных ТЭЦ.

Выбор оптимального варианта использования мини-ТЭЦ

Выбор оптимальных вариантов использования мини-ТЭЦ в собственном энергохозяйстве начинается, как правило, с анализа крайних случаев:

¦ применение мини-ТЭЦ в качестве аварийно-резервного источника энергии (источника бесперебойного электроснабжения), вступающего в работу при отключении внешнего электроснабжения;

¦ использование мини-ТЭЦ в качестве автономного стационарного источника тепло-, электроснабжения, обеспечивающего покрытие электрических и тепловых нагрузок при полном отключении от внешних тепловых и электрических сетей, либо при использовании данных сетей только в качестве аварийно-резервного источника энергоснабжения.

Применение мини-ТЭЦ для аварийно-резервного энергоснабжения оказывается, как правило, технически и экономически нецелесообразным из-за невозможности поддержания упорядоченных режимов отпуска тепловой энергии.

Вариант автономного энергоснабжения может быть приемлемым для отдельных объектов с равномерными суточными и сезонными тепловыми и электрическими нагрузками при наличии уже установленных аварийно-резервных источников. Однако для предприятий с одно- и двухсменным режимом работы, для объектов жилищно-коммунального хозяйства, коммерческой и социально-культурной сферы, имеющих неравномерные и несогласованные графики потребления электрической и тепловой энергии, устройство автономного энергоснабжения от мини-ТЭЦ, как правило, не оправдывает себя [1].

Объясняется это тем, что низкая степень загрузки оборудования автономных ТЭЦ на протяжении суток и года, его вынужденное использование в частичных режимах, иногда с получением лишь одного вида энергии, дублирование оборудования, установка согласующих тепловых и электрических аккумуляторов, требуют значительных капитальных вложений, медленно окупаемых вследствие заведомой неполноты использования установленного оборудования.

Кроме того, отключившись от внешних сетей ценой дополнительных инвестиций, владелец собственной мини-ТЭЦ оказывается в полной зависимости от внешних условий поставки топлива, что определяет высокие инвестиционные риски в связи с непредсказуемостью изменений таких условий даже в краткосрочной перспективе.

По изложенным причинам, приемлемым для среднего потребителя оказывается обычно вариант локального энергоснабжения, предусматривающий возможность совместной работы мини-ТЭЦ и внешних сетей с обменом энергией между ними. Такой вариант использования характерен, в частности, для существующих малых ТЭЦ (локальных ТЭЦ мощностью до 1 МВт и блок-ТЭЦ мощностью свыше 1 МВт) предприятий пищевой, агроперерабатывающей и других отраслей промышленности. Практически все малые ТЭЦ могут работать в режиме выдачи излишков мощности в сеть. Локальные ТЭЦ отдают энергию по индивидуальному графику, а блок-ТЭЦ находятся под оперативным управлением со стороны регионального диспетчерского центра. Преимущества варианта, предусматривающего энергообмен мини-ТЭЦ с внешними сетями, хорошо известны и сводятся к следующим.

Внешний отпуск излишков энергии повышает коэффициент использования установленной мощности мини-ТЭЦ, что снижает инвестиционную (капитальную) составляющую издержек на получение единицы энергии. Более полная загрузка оборудования сокращает время вынужденной работы мини-ТЭЦ в режимах частичной нагрузки и/или выработки энергии по раздельной схеме, что приводит к уменьшению эксплуатационных производственных издержек. Наряду с этим, реализация излишков энергии избавляет от выбора оборудования мини-ТЭЦ по величине соотношения тепловой и электрической мощности, вытекающего из специфики объекта энергоснабжения, что позволяет, в частности, применять оборудование с большим значением теплофикационного коэффициента, и соответственно, электрическим КПД. Поскольку производство электрической энергии на ТЭС обходится дороже, чем тепловой, и требует больших затрат топлива, увеличение теплофикационного коэффициента повышает доходность ТЭЦ, отнесенную к потреблению топлива, так же как и размер экономии топлива в системе в целом. Кроме того, внешний отпуск энергии способствует повышению надежности энергоснабжения потребителей региона размещения мини-ТЭЦ, снижению потерь во внешних сетях.

Таким образом, энергообмен мини-ТЭЦ с внешней сетью потенциально выгоден как ее владельцу, так и системе в целом, в отличие от вариантов автономного и частично автономного энергоснабжения.

Законодательством Украины предусматривается свободный доступ установок комбинированного производства электрической и тепловой энергии к внешним сетям для организации коммерческого отпуска энергии по регулируемым тарифам, согласованным с независимым государственным регулирующим органом, что положительно сказывается на количественном и качественном росте мини-ТЭЦ.

Вместе с тем, одним из факторов, в определенной степени сдерживающим владельцев мини-ТЭЦ от присоединения к внешним сетям, нередко является трудность согласования тарифов на внешний отпуск электрической и тепловой энергии с потребителями. Этот недостаток лежит сегодня в основе многих хозяйственных споров, препятствующих организации внешнего отпуска энергии от локальных источников с пользой для всех заинтересованных сторон.

теплофикационный топливо затрата

Существующие методы разделения затрат топлива на отпуск электрической и тепловой энергии от ТЭЦ

Одной из основных причин, определяющих непрозрачность установления отпускных тарифов, является методическое несовершенство расчета удельных затрат топлива на отпуск электрической и тепловой энергии, определяющих основную часть отпускного тарифа.

Существующий стандарт расчета удельных характеристик ТЭЦ не вполне аргументирован физически, оперируя к тому же с данными внутреннего технологического учета, недоступными для непосредственного внешнего контроля, что зачастую вызывает сомнения в объективности определения отпускных тарифов у потребителей и согласующих органов. Кроме того, область применения действующего стандарта ограничивается паротурбинными установками и его механический перенос на установки прочих типов не представляется корректным.

Следует отметить, что внешние условия работы мини-ТЭЦ на базе газовых двигателей, по сути, не отличаются от условий работы паротурбинных ТЭЦ сходной мощности, что определяет необходимость оценки показателей эффективности ТЭЦ различных типов на основе единой методологии, аргументированной физически и ориентированной на использовании объективной информации о работе ТЭЦ, доступной производителям и потребителям энергии в рамках коммерческого учета энергоносителей.

Принципиальной особенностью комбинированного производства электрической и тепловой энергии является невозможность прямого разделения затрат топлива на отпуск электрической и на отпуск тепловой энергии в условиях эксплуатации, что вынуждает использовать при таких оценках расчетные методы разделения затрат. По условию сравнимости показателей эффективности (тепловой экономичности), расчетное разделение затрат топлива должно базироваться на единой физически мотивированной методологической базе, использующей наиболее общие закономерности преобразования энергии, присущие всем технологиям комбинированного производства.

Вопрос достоверной оценки показателей тепловой экономичности комбинированного производства электрической и тепловой энергии возник на рубеже XIX-XX вв. и наиболее интенсивно рассматривался на рубеже 40-50-х и 80-90-х гг. прошлого столетия. Термодинамические исследования 40-50-х гг. ХХ в. по тем или иным причинам не нашли практического признания, что способствовало принятию стандартного метода определения показателей тепловой экономичности ТЭЦ, исходя из практических соображений. Среди большого количества предложений такого рода был выделен подход [2, 3], основанный на допущении о равной ценности теплоты и работы, получаемых в теплофикационной паровой турбине, позволявшем отождествить КПД получения тепла с отработанным рабочим телом паровых турбин, соответствующему КПД получения тепла в парогенераторе, вырабатывающем пар для паровой турбины. Допущение, лежащее в основе данного подхода, входило в явное противоречие со вторым началом термодинамики, в частности с теоремой Карно о предельной эффективности тепловых машин, что отмечалось многими авторами [4, 5]. Тем не менее, данный подход был положен в основу так называемого физического метода расчета показателей тепловой экономичности электростанций комбинированного производства, официально утвержденного Министерством электростанций (МЭС) бывшего СССР. В литературе этот метод именуется также методом МЭС [4].

Принятие физического метода в качестве стандартного позволило радикально снизить удельный расход топлива на отпуск электрической энергии от ТЭЦ ценой соответствующего повышения удельного расхода топлива на отпуск тепла. В результате этого расчетная эффективность ТЭЦ по производству электрической энергии - наиболее востребованного товара в период послевоенной электрификации становилась недосягаемо высокой, что определяло приоритетность широкомасштабного использования ТЭЦ перед другими источниками электрической энергии. С другой стороны, КПД котлоагрегатов ТЭЦ существенно превышал КПД распространенного в то время печного отопления и малых кустарных индивидуальных и домовых котлов, что определяло определенный запас рентабельности ТЭЦ по отпуску тепла.

Наибольший вклад в обоснование и методическое оформление физического метода был внесен А.С. Горшковым, Е.Я. Соколовым, Н.М. Зингером и другими известными специалистами в области теплофикации. Данный метод, при всем своем несовершенстве, выполнял роль отраслевого стандарта более 40 лет, получив закрепление также в стандарте Украины. Однако в 1998 г., под давлением экономических обстоятельств, основные положения физического метода претерпели определенные изменения. В новой редакции отраслевого стандарта [6] в формулы физического метода введена расчетная поправка, увеличивающая удельный расход топлива на отпуск электрической энергии и, соответственно, уменьшающая расход топлива на отпуск тепла. Вносимая поправка представляет собой половину расчетной экономии тепла, возникающей вследствие комбинированного производства электрической и тепловой энергии. Расчет поправки осуществляется по приближенным зависимостям, использующим метод коэффициентов ценности тепла на основе значений энтальпии пара в отборах турбины.

Новый стандарт внес определенные сложности в процедуру расчета показателей тепловой экономичности тепловых электростанций, сделав ее еще менее прозрачной, чем ранее, поскольку к ранее используемым параметрам технологического учета добавились дополнительные данные об энтальпии пара в отборах турбин. Физическая аргументированность новой расчетной процедуры также не возросла.

Однако достоинством нового стандарта явилось то, что его применение на практике позволило приблизить расчетные показатели электрических станций к физическим и экономическим реалиям. В частности, применение нового стандарта позволило частично устранить такой изъян физического метода, как кажущаяся неконкурентоспособность ТЭЦ по отпуску тепла по сравнению с современными газовыми котлами систем централизованного теплоснабжения. Вместе с тем, удельные характеристики ТЭЦ не достигли уровня конкурентности с современными газовыми котлами децентрализованного теплоснабжения, в частности, с домовыми (дворовыми и крышными) и поквартирными котлами и водонагревателями, свободными от потерь в магистральных и распределительных тепловых сетях централизованного теплоснабжения.

В связи с этим, в 2003 г. приказом Министра топлива и энергетики был введен очередной стандарт расчета показателей тепловой экономичности ТЭЦ, основанный на применении плавающих поправок в формулы физического метода, величины которых определяются индивидуально для каждой ТЭЦ и ТЭС исходя из реальных условий их работы. Минимальные значения данных поправок определяются в данном документе на основании термодинамического метода, разработанного в Институте общей энергетики Н АН Украины [7].

Сегодня становится понятной необходимость дальнейшего совершенствования отраслевых стандартов с целью их упрощения и приведения в соответствие с законами физики, поскольку в условиях продолжающегося роста цен на природный газ острота споров о справедливых тарифах на тепловую и электрическую энергию от ТЭЦ многократно усилится.

Вместе с тем, методические усовершенствования оценки показателей тепловой экономичности последних лет касаются, главным образом, паротурбинных установок, в то время как расчет показателей теплофикационных установок прочих типов, в частности, газотурбинных установок (ГТУ-ТЭЦ) остается неизменным с 50-х гг. прошлого столетия [8]. Судя по публикациям последних лет, оценки показателей ГТУ-ТЭЦ по физическому методу производятся и поныне, находя применение также и для оценки парогазовых ТЭЦ [9]. В то же время, в литературе отмечается необходимость усовершенствования методов оценки газотурбинных ТЭЦ ввиду неприемлемости дальнейшего использования физического метода в [10].

Новый подход к оценке показателей тепловой экономичности мини-ТЭЦ на базе газовых двигателей

Один из методологических подходов, удовлетворяющих требованиям простоты, объективности и прозрачности расчета показателей тепловой экономичности установок и электростанций комбинированного производства всех типов, предложен ранее в работе [10], где обоснован общий подход к оценке показателей тепловой экономичности ТЭЦ на основе закона сохранения и превращения энергии.

Цель настоящей работы состояла в анализе методических особенностей практического применения данного подхода в случае мини-ТЭЦ на базе газовых двигателей.

В соответствии с [10] расчетные формулы разделения затрат приводной энергии на производство электрической и тепловой энергии для простейшей двупродуктовой когенерационной установки имеют вид:

Qe=Q0.(E/E0); QT=Q0.(E0-E)/E0,

где E - фактическое производство электрической энергии; E0 - теоретическое производство электрической энергии или максимально возможная техническая работоспособность рабочего тела на входе в установку; Q - фактическое производство тепловой энергии; Q0 - фактический расход приводной энергии; Qe, QT - затраты приводной энергии на получение электрической и тепловой энергии соответственно.

В соответствии с результатами работы [10] разделение затрат топлива на комбинированное производство (отпуск) электрической и тепловой энергии с учетом технологических затрат и потерь электрической и тепловой энергии на собственные нужды следует производить по формулам:

Be=B.E/(E+щ.Q), (1)

BT=B.щ.Q/(E+щ.Q). (2)

Соответствующие удельные затраты топлива на отпуск электрической и тепловой энергии определены формулами:

be=B/(E+щ.Q), (3)

bT=B.щ/(E+щ.Q)=be.щ. (4)

Коэффициент щ, присутствующий в формулах (1-4), именуется коэффициентом термодинамической ценности тепла. Как это видно из (4), он представляет собой отношение затрат приводной энергии на получение одинаковых единиц тепловой и электрической энергии в данной установке.

Коэффициент ценности тепла определяется, в общем случае, формулой:

щ = (з0-зe)/(1-зe), (5)

гдез0 - предельный КПД установки комбинированного производства; зe - фактический электрический КПД.

Все показатели, необходимые для расчета удельных характеристик когенерационных установок, кроме величины предельного КПД, относятся к параметрам внешнего или коммерческого учета. Определение данных параметров не зависит от типа и особенностей конкретной установки и подчиняется соответствующим нормам и правилам коммерческого учета потребления топлива и отпуска электрической и тепловой энергии. Что касается предельного КПД, то определение данной величины является специфичным и требует знания общих данных, характеризующих тип и общие параметры конкретной установки.

Как известно, все установки комбинированного производства реализуют внешний или внутренний подвод тепла сгорания топлива. К установкам с внешним подводом тепла относятся традиционные паротурбинные установки электростанций, работающие по циклу Ренкина. Определение удельных характеристик таких установок рассмотрено кратко в работе [10], результаты которой в определенной степени пригодны и для оценки установок с внешним подводом тепла, работающих по циклам Стирлинга.

В настоящей работе рассмотрены наиболее распространенные теплофикационные установки с внутренним сгоранием топлива - газотурбинные, работающие по циклу Брайтона (горение при постоянном давлении) и газопоршневые, работающие по циклу Отто (горение при постоянном объеме).

Под предельным КПД теплофикационной установки понимается КПД ее идеализированного рабочего цикла, соответствующего работе установки в режиме производства только электрической энергии с отводом теплоты при температуре окружающей среды. Данный цикл изображен схематически на рис. 1.

Для установок с внутренним сгоранием величина предельного КПД определяется эффективностью идеализированных процессов подготовки и сжигания топлива:

з0=E0/Q0, (6)

где E0 - максимальная техническая работа (эк-сергия) продуктов сгорания топлива за вычетом энергии предварительного сжатия компонентов топливной смеси; Q0 - тепловой эффект реакции горения.

Величина максимальной технической работы двигателей со сжиганием топлива при постоянном давлении определяется формулой:

E0=H3-H1-T1.(S3-S1)-Lc. (7)

При этом работа предварительного сжатия компонент топливной смеси определяется формулой:

Lc=H2-H10. (8)

Для двигателей со сжиганием топлива при постоянном объеме эти величины определяются формулами:

E0=U3-U1-T1.(S3-S1)-Lc, (9)

Lc=U2-U10. (10)

В формулах (7-10) приняты следующие обозначения: H, U, S - энтальпия, внутренняя энергия и энтропия рабочего тела (топливной смеси и продуктов сгорания соответственно). Нижние индексы соответствуют точкам рабочих циклов, представленных на рис. 1. Верхний индекс «0» соответствует суммарным свойствам компонент топливной смеси (топлива и влажного воздуха).

Инженерные расчеты КПД циклов двигателей внутреннего сгорания проводят обычно для условно замкнутого цикла таких машин, принимая во внимание малость различий термодинамических свойств продуктов сгорания и компонент исходной топливной смеси.

При этом предельный КПД всех циклов внутреннего сгорания может быть выражен единой формулой:

з0=1-(T1/Q0).(S(T3, p3)-S(T2, p2)). (11)

Теплота реакции горения определяется в (11) по низшей рабочей теплотворности топлива:

Q0=B.Qнр. (12)

Данная формула содержит величину теоретической температуры горения, подлежащую расчету, исходя из фактических значений параметров работы анализируемой установки.

Точный расчет температуры горения, представляющий определенную сложность, удобно выполнять на компьютере с использованием технических характеристик анализируемой установки, перечисленных в табл.1.

Алгоритм расчета предельного КПД установки состоит в следующем. Теоретическая температура горения при постоянном давлении может быть определена из уравнения теплового баланса процесса горения как функция температуры предварительного сжатия:

По величине теоретической температуры горения T3 производится последовательный расчет энтальпии и энтропии сгоревшей топливной смеси, предельного термического КПД, а затем - коэффициента термодинамической ценности тепла по формуле (5).

Функциональные зависимости термодинамических свойств компонент топлива и продуктов сгорания от температуры получены методом аппроксимации табличных данных, представленных в [11].

Расчет цикла постоянного объема производится так же, однако вместо энтальпий используются соответствующие значения внутренней энергии газов.

В качестве примера на рис. 2 представлены результаты расчета зависимостей предельного КПД газотурбинного цикла Брайтона на природном газе от степени повышения давления и коэффициента избытка воздуха.

Результаты расчета коэффициентов термодинамической ценности тепла, как и расчетные оценки удельных характеристик ряда практически используемых газотурбинных установок НПО «Заря-Машпроект», проведенные на основании расчетов предельных КПД, представлены в табл. 2.

Из представленных данных видно, что величины коэффициентов ценности тепла для всех рассмотренных установок, несмотря на существенные различия в параметрах их работы, близки к 0,5.

Таблица 2. Расчет коэффициентов ценности тепла по данным газотурбинных установок НПО «Заря-Машпроект».

Соответствующие расчеты предельных КПД установок цикла Отто на природном газе представлены на рис. 3.

Расчеты коэффициентов термодинамической ценности тепла и удельных показателей некоторых когенерационных установок на основе газопоршневых двигателей с использованием найденных значений предельного КПД цикла Отто показывают, что характерные величины коэффициентов ценности тепла для таких установок изменяются в пределах 0,6-0,7. При этом для ориентировочных расчетов показателей таких установок может быть принят коэффициент ценности 0,65.

Следует отметить, что графическая форма выражения предельных КПД установок циклов Брайтона и Отто имеет отображение в виде аппроксимационных зависимостей логарифмического вида, пригодных для установок на определенном виде топлива.

Выводы

1. Объективная оценка показателей тепловой экономичности теплофикационных установок на базе газовых двигателей может быть произведена по единим формулам, содержащим один индивидуальный параметр - средний коэффициент термодинамической ценности тепла.

2. Расчет индивидуальной характеристики установки может быть произведен на основании предварительного определения величины ее предельного КПД, зависящего от основных параметров сжатия и горения топлива.

3. Даны алгоритм и результаты расчета предельных КПД установок цикла Брайтона и Отто, пригодные для оценки эффективности газотурбинных и газопоршневых теплофикационных установок на природном газе.

4. Показано, что характерные значения коэффициентов ценности тепла, рассчитанные по техническим данным серийных установок, составляют 0,5-0,55 для газотурбинных и 0,6-0,7 -для газопоршневых установок.

5. Данные значения могут быть использованы для ориентировочных оценок показателей тепловой экономичности соответствующих установок.

6. Точные значения индивидуальных параметров могут быть найдены с применением расчетной программы, разработанной автором, которая основана на использовании стандартных зависимостей свойств газовых смесей от температуры и давления конкретного процесса.

7. Полученные результаты могут быть положены в основу разработки рабочих методик определения удельных характеристик теплофикационных установок на базе газовых двигателей.

Литература

1.Дубовський С.В., Туваржиєв В.К., Ленчевський Є.А., Ко-берник В. С.Багатофакторний аналiз i вибiр когенерацiйних електростанцiй потужнiстю до 25 МВт для iнвестицiйних проектiв//Працi ІЕДУкраїни. 2004. № 1(7). С.99-108.

2. Горшков А. С. «Электрические станции». 1948. № 6.

3.Горшков А.С. Технико-экономические показатели тепловых электрических станций. М.: Энергия. 1974. 240с.

4. Гохштейн Д. П. Современные методы термодинамического анализа энергетических установок. М.: Энергия. 1969. 368 с.

5. Степанов В.С. Анализ энергетического совершенства технологических процессов. Новосибирск. Наука. 1984.272 с.

6. ГКД34.08.108-98. Розподiл витрат палива на теплових електростанцiях на вҐдпущену електричну i теплову енергiю при їх комбiнованому виробництвi. Київ. НДІЕнергетики. 1998.

7. Дубовський С.В. Феноменологiчна декомпозицiя складних процесiв у системному аналiзi енергетичних систем //Проблеми загальної енергетики. 2003. №9. С.7-15.

8. Шнек Я. И. Газовые турбины. М.: Машгиз. 1960. 560 с.

9.Рейсиг В.А., Чепурной М.Н., Чужинський В.В. Эффективность использования теплофикационных газотурбинных установок // Проблеми загальної енергетики. 2002. № 7. С.48-50.

10. Дубовський С.В. Об'єктивнi оцiнки комбiнованого ви-робництва електричної та теплової енергiї за загальними даними статистичного облiку // Проблеми загальної енергетики. 2005. № 13. С.44-50.

11. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.:Наука. 1963. 1972. 708 с.

Размещено на Allbest.ru