
- •(Тема 12) Некоторые вещества, рассматриваемые на роль
- •(Тема 14) Алгоритм расчета термодинамических параметров
- •(Тема 15) Методика сравнения эффективности совместного и
- •Введение
- •Тема 1. Элементарные сведения об аэс
- •Список использованных источников
- •Тема 2. Некоторые сведения из ядерной физики, теплофизики и физики ядерных реакторов
- •Материал темы №2 составлен на основе сведений из следующих источников:
- •II. Введение в техническую термодинамику
- •Тема 3. Основы технической термодинамики
- •Список использованных источников
- •Тема 4. Термодинамические процессы в тэу
- •Список использованных источников
- •III. Термодинамические циклы теплоэнергетических установок
- •Тема 5. Термический кпд цикла. Цикл Карно.
- •Расчет необратимого цикла для сравнения с обратимым циклом Карно.
- •Список использованных источников
- •Тема 6. Термодинамический цикл Ренкина
- •Список использованных источников
- •Кириллин, в.А. Техническая термодинамика / в.А. Кириллин, в.В. Сычев, а.Е. Шейндлин. – м.: «Энергия», 1974. – 448 с.
- •Ривкин, с.Л. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник / с.Л. Ривкин, а.А. Александров. – м.: «Энергоатомиздат», 1984. – 80 с.
- •Маргулова, т.Х. Атомные электрические станции / т.Х. Маргулова. – м.: «Высшая школа», 1978. – 360 с.
- •Тема 7. Цикл Брайтона. Бинарные термодинамические циклы.
- •Список использованных источников
- •Тема 8. Энтальпийно-энтропийная (I-s) и другие расчетные и демонстрационные диаграммы состояния вещества
- •Список использованных источников
- •8.1 Варгафтик, н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей / н.Б. Варгафтик. – м.: «Наука», 1972. – 720 с.
- •8.2 Ривкин, с.Л. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник / с.Л. Ривкин, а.А. Александров. – м.: «Энергоатомиздат», 1984. – 80 с.
- •8.3 Кириллин, в.А. Техническая термодинамика / в.А. Кириллин, в.В. Сычев, а.Е. Шейндлин. – м.: «Энергия», 1974. – 448 с.
- •Тема 9. Регенеративные газовые и газожидкостные циклы
- •Список использованных источников
- •Тема 10 Показатели термодинамической эффективности на разных стадиях анализа тэу
- •Список использованных источников
- •Тема 11 Энтропийный и эксергетический методы анализа термодинамических циклов
- •Список использованных источников
- •Кириллин, в.А. Техническая термодинамика / в.А. Кириллин, в.В. Сычев, а.Е. Шейндлин. – м.: «Энергия», 1974. – 448 с.
- •IV. (Тема 12) Некоторые вещества, рассматриваемые на роль теплоносителей – рабочих тел тэс и аэс
- •Список использованных источников
- •Список использованных источников
- •Алгоритм расчета процесса расширения пара в турбине
- •Расчет температуры конденсации пара в регенеративных подогревателях
- •Построение температурно-мощностной (t-n) диаграммы для регенеративных подогревателей
- •Расчет балансов мощностей в теплообменниках
- •Сепаратор
- •Формулы для расчета расходов теплоносителя – рабочего тела, мощностей и кпд аэс
- •Список использованных источников
- •Список использованных источников
- •Е.Н. Бунин выбор
- •Список использованных источников
Сепаратор
Оставшаяся часть
расхода пара после четырех отборов из
ЦВД
направляется в сепаратор С с параметрами
четвертого отбора Р04,
t04,
х04.
Степень сухости пара х – это доля сухого
пара в общем расходе влажного пара
, (14.9)
где «об» – обогреваемая сторона пароперегревателя. Понятно, что расход пара на входе в сепаратор – есть сумма массовых расходов сухого пара с х = 1 и воды с х = 0, т.е.
или
(14.10)
Насосы
Работа воды в насосе (теплоперепад) определяется по формуле
,
(14.11)
где νв – удельный объем в м3/кг. Обычно для воды νв ∙ 103 ≈ 1 и тогда при размерности Р в МПа, формула упрощается до вида
,
кДж/кг (14.12)
Формулы для расчета расходов теплоносителя – рабочего тела, мощностей и кпд аэс
Суммарная работа потоков пара в турбине в конденсационном номинальном режиме (без учета отбора на теплофикацию):
(14.13)
Обычно мощность электрическую в исходных данных задают на клеммах электрогенератора (брутто) Nг, а мощность на валу турбины определяют по формуле
Nтур = Nг / (ηм ∙ ηг), (14.14)
где ηм и ηг – КПД механический и КПД электрогенератора. Для Белорусской АЭС 1200 МВт понимается округленная величина мощности на валу турбины; более точная величина Nтур = 1198 МВт [14.4]
Начальный расход пара (в начале расширения)
Gн = Nтур / Δiт (14.15)
Расходы в других точках схемы находим по αi
Gi = αi ∙ Gн (14.16)
Мощности элементов схемы
Ni = Gi ∙ Δii (14.17)
КПД брутто АЭС
,
(14.18)
где Nр – тепловая мощность реактора (или заданная, или определяемая по формуле (14.17)).
С учетом собственных нужд, электрическая мощность нетто станции NАЭС
(14.19)
где
,
% – процент собственных нужд станции.
КПД нетто АЭС
ηАЭС = NАЭС / Np (14.20)
Список использованных источников
Проект АЭС-2006. Ленинградская АЭС-2 [Электронный ресурс]. – 2007. – 34 с.
Петреня, Ю. Путем эволюции турбины мощностью 1200 МВт производства ОАО «Силовые машины для энергоблоков АЭС-2006» / Ю. Петреня, А. Лисянский // Росэнергоатом. – 2010. – № 2. –С. 30-33.
Белорусская АЭС [Электронный ресурс]. – 2011.
Рассчитать тепловую схему АЭС: отчет о НИР / ГНУ «Объединенный институт энергетических и ядерных исследований – Сосны» НАН Беларуси; рук. задания Е.Н. Бунин. – Минск, 2011. – № 1080. – 48 с.
Ривкин, С.М. Термодинамические свойства воды и водяного пара / С.М. Ривкин, А.А. Александров. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 80 с.
Маргулова, Т.Х. Атомные электрические станции / Т.Х. Маргулова. – М: «Высшая школа». – 1978. – 360 с.
VII. (Тема 15) Методика сравнения эффективности совместного и раздельного способов производства тепловой и электрической энергии
Реферативное изложение темы
Об условности распределения топлива на ТЭЦ. Физический, эксергетический и компромиссный способы условного распределения топлива. Об абсурдности выхода КПД по производству тепла на ТЭЦ за пределы 100%. О переводе КЭС в режим работы ТЭЦ.
Потребности народного хозяйства диктуют необходимость производства определенного количества тепловой и электрической энергии. Эти виды энергии могут вырабатываться раздельно (тепло – на котельных, электроэнергия – на КЭС) и комбинированно – на ТЭЦ. Какой способ производства этих видов энергии термодинамически и экономически более эффективный: раздельный (специализированный) или комбинированный (совместный)? Автор данных лекций в конце 90-х годов прошлого столетия провел подробный обзор работ на эту тему [15.1; 15.2] и выяснил, что все признают эффективность производства двух видов энергии на ТЭЦ; вопрос только в количественной оценке этого эффекта.
Методические дискуссии по количественной оценке термодинамического совершенства совместного производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ длились на протяжении нескольких десятилетий, а после статьи [15.2] фактически прекратились.
Термодинамическая эффективность ТЭЦ по сравнению с комплексом (КЭС плюс котельные) проявляется в том, что при одинаковом количестве продукции (электроэнергии Э и тепла Qотп) на ТЭЦ затрачивается меньше топлива, т.е. ВТЭЦ (ВКЭС + Вкот). Это, как правило, приводит к экономическому эффекту (по приведенным затратам), но не всегда.
Чтобы разобраться
в сути термодинамической эффективности
комбинированного производства тепла
и электроэнергии на ТЭЦ, представляется
теоретически (а иногда и практически)
интересным хотя бы условно разнести
ВТЭЦ
по видам энергии, т.е. представить
.
Практическое желание разделения топлива
по видам энергии диктуется определением
себестоимостей выдаваемой потребителям
тепловой и электрической энергии с тем,
чтобы соотношение тарифов на них было
научно обоснованным. Начиная с 1926 г.
обозначились три основных метода
распределения расхода топлива между
двумя видами энергии на ТЭЦ: узаконенный
в 1953 году и до настоящего времени
применяемый «физический» метод,
альтернативный ему – эксергетический
и компромиссный. (Компромиссный
метод рассматривался в качестве как бы
примиряющего между полярными условностями
спорящих сторон, однако «примирение»
не могло состояться и не состоялось.
Дело в том, что в пылу спора некоторые
экономисты, особенно эксергетики,
забывали о науке и скатывались к
обвинениям в предвзятости. Здесь
столкнулись два политических взгляда
на экономику – плановость и рыночность,
и примирение их вряд ли возможно).
Формула приведенных затрат для одного года освоения капиталовложений
З = Ит + Ик + Иэк + Ен ∙ К, дол/год (15.1)
где Ит, Ик, Иэк – топливная, капитальная (амортизационная) и эксплуатационная составляющие ежегодных издержек, дол/год; К – капиталовложения в ТЭЦ (или в котельную и в КЭС), дол.; Ен – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год.
Топливная составляющая ежегодных (текущих) издержек на производство электроэнергии Итээ определяется так:
Итээ = Цт ∙ Вээ, дол/год. (15.2)
Здесь Цт – цена топлива на площадке станции, дол/кг; Вээ – расход топлива на производство электроэнергии.
,
кг/год, (15.3)
где Nт – тепловая мощность станции, кВт тепловых (кДж/с); – число часов работы станции в году, ч/год; 3600 ∙ Nт ∙ – энергия, выделяемая топливом в течение года, кДж/год; 860 ∙ Nт ∙ – энергия топлива, ккал/год; q – теплотворная способность топлива, ккал/кг.
КПД нетто преобразования тепловой энергии (мощности) в электрическую
,
(15.4)
Nэ – электрическая мощность нетто, кВт.
Подставляя Nт ∙ из выражения (15.4) в (15.3), находим
кг/год (15.5)
Далее, подставляя уравнение (15.5) в (15.2), получаем
дол/год (15.6)
или, объединяя члены, независящие от термодинамических параметров в комплекс
(15.7)
получаем
(15.8)
Т. о., ежегодные издержки на топливо обратно пропорциональны КПД преобразования первичной энергии топлива в электроэнергию (или в тепло, отпускаемое потребителям), т.е. напрямую связаны с термодинамикой процессов выработки этих видов энергии.
Широко применяется понятие удельного расхода топлива; для производства электроэнергии эта величина вээ определяется так:
г/(кВт∙ч)
(15.9)
Подставляя уравнение (15.5) в (15.9), находим
г/(кВт∙ч), (15.10)
а для условного топлива с qу.т = 7000 ккал/кг
г
у.т/(кВт∙ч) (15.11)
Иногда употребляют понятие удельного расхода тепла на отпускаемую электроэнергию (тепловой экономичности) qуд:
кДж/(кВт∙ч) (15.12)
или
ккал/(кВт∙ч) (15.13)
Аналогичные выкладки сделаем для ежегодных издержек на топливо при производстве отпускаемого тепла ИТТЭ:
дол/год (15.14)
кг/год (15.15)
(15.16)
здесь
– отпускаемая потребителю тепловая
мощность, а
– отпускаемое в год тепло, кДж/год.
Подставляя
из (15.16) в (15.15), получаем
кг/год. (15.17)
Удельный расход топлива на отпускаемое тепло
кг/кДж (15.18)
Подставляя в уравнение (15.18) ВТЭ из (15.17), используя (15.16), находим
(15.19)
Для условного топлива (с qУ.Т = 0,007 Гкал/кг = 0,0293 ГДж/кг) получаем
кг у.т/Гкал (15.20)
кг у.т/ГДж (15.21)
Величина удельного
расхода условного топлива ниже
«физической», т.е.
123 г у.т/(кВт∙ч) (см. формулу 15.11) или
34,1 кг у.т/ГДж (см. формулу 15.21) означала
бы величину КПД больше единицы (при qу.т
= 7000 ккал/кг) или признание qу.т
7000 ккал/кг (при η
1). Это антифизично, а поэтому неприемлемо
– такова суть «физического» метода
(принципа). Далее будем термин «физический»
писать без кавычек.
С целью разнесения
сэкономленного на ТЭЦ топлива по видам
энергии по физическому методу условно
принято считать КПД на отпускаемое
тепло с ТЭЦ
.
Это дает возможность вычислить условное
количество топлива, «ответственного»
за отпускаемое тепло
.
Вычетом его из общего количества топлива,
сжигаемого на ТЭЦ, определяется условный
расход топлива на электроэнергию
.
Этого количества топлива оказывается
меньше, чем при отпуске такого же
количества электроэнергии с КЭС, т.е.
или
.
Термодинамическое объяснение неравенства
,
как утверждали «физики» [15.3,
15.4],
невозможно (позволим
себе в этом усомниться и ниже попытаемся
вывести термодинамическую суть
эффективности комбинированного
производства тепла и электроэнергии
на ТЭЦ).
«Эксергетики»
энергию, отпускаемую потребителю в виде
тепла, условно представляют в виде
электроэнергии (эксергии) и получают
≈
,
что приводит к снижению
34,1 кг у.т/ГДж,
т.е. к
1. Для «физиков» это неприемлемо.
Авторы компромиссного метода предлагают «распределение затрат между выработкой электроэнергии и тепла на ТЭЦ пропорционально расходам топлива при раздельном энергопроизводстве». При такой условности, как и по эксергетическому принципу, возможен выход КПД по отпускаемому теплу с ТЭЦ за пределы единицы.
Формулу для КПД нетто по производству электроэнергии можно в принципе представить в виде произведения нескольких КПД, отражающих потери первичной тепловой энергии в процессах ее преобразования в электрическую и передачи электроэнергии потребителю. В справочнике [15.5, стр. 562] основной сомножитель, КПД цикла, странным образом выпал. Можно только догадываться, сколько нелепых результатов получено по ошибочной формуле.
Используя
статистические данные по энергетике
наиболее стабильных 80-х лет советского
времени, в работах
[15.1, 15.2]
была проведена ретроспективная оценка
эффективности ТЭЦ Беларуси (их вклад в
общую установленную электрическую
мощность в 1990 году составлял
50%). Сравнение экономических показателей
реальных ТЭЦ Белоруссии проводилось с
гипотетическими КЭС и котельными,
отпускающими те же количества энергии:
электрической ∑ЭТЭЦ
= ∑ЭКЭС
= 18,4 ∙ 109
кВт ∙ ч/год; тепловой
= 182,23 ∙ 106
ГДж/год. Суммарный реально замеренный
расход условного топлива на ТЭЦ Белоруссии
(одинаковый по всем трем методам)
=
11,18 ∙ 109
кг/год, а суммарный расчетный расход
условного топлива при раздельном
производстве электроэнергии и тепла
В = ВКЭС
+ Вкот
= 14,4 ∙ 109
кг/год. Абсолютная экономия условного
топлива на ТЭЦ (по сравнению с КЭС +
котельные) составила ΔВ = (14,4 – 11,18) ∙
109
= 3,22 ∙ 109
кг/год. Относительный эффект по топливу
(по термодинамике)
.
Приведенные затраты
в ТЭЦ Белоруссии на ΔЗ = 70,8 млн. руб/год
меньше, чем в раздельные производства.
Вспоминаем, что в рассматриваемые здесь
годы доллар равнялся рублю (и даже был
ниже рубля). Относительный экономический
эффект составил
.
Разные методы разнесения топлива на
ТЭЦ по видам энергии не отразились на
ЗТЭЦ.
Другое дело – такой частный показатель,
как себестоимость отдельных видов
энергии. Себестоимость отпускаемого
тепла (
= 0,8 руб/ГДж по эксергетическому методу),
меньшая цены гигоджоуля условного
топлива (ЦГТ
= 0,85 руб/ГДж) – свидетельство непригодности
эксергетического метода условного
разнесения топлива по видам энергии в
ТЭЦ. Это следствие отнесения всех
термодинамических выгод комбинированного
производства тепла и электроэнергии
на ТЭЦ только на тепло (
≈
).
Другой крайний случай – отнесение всего
термодинамического эффекта ТЭЦ только
на электроэнергию (
=
)
приводит к чрезмерному сближению
себестоимости тепла и электроэнергии
(СТЭ
= 1,35 руб/ГДж; СЭЭ
= 1,99 руб/ГДЖ). Наиболее логично выглядит
соотношение себестоимостей (а следовательно
и тарифов) на топливо, тепло и электроэнергию
по узаконенному физическому методу. В
работе [15.6]
автор данных лекций рекомендует следующее
соотношение тарифов (цен) гигоджоуля
данных энергоносителей ЦТ/ЦТЭ/ЦЭЭ
= 1/1,6/3,7.
Экономический эффект применения большого количества ТЭЦ в Беларуси (3 = 11,8%), а экономия топлива и того больше (В = 22,4%) – величины достаточно большие, чтобы однозначно признавать эффективность совместного производства электроэнергии и тепла на ТЭЦ по сравнению с их раздельным производством. И тем не менее, иногда приходится слышать суждение, что производить тепло на котельных экономически выгоднее, чем на ТЭЦ. Возможно, подоплека такого суждения вытекает из сложившейся ситуации в некоторых странах, где электроэнергия в больших количествах вырабатывается на ГЭС, АЭС, и тепло приходится вырабатывать на котельных?
Возможно и в Беларуси с вводом АЭС суммарной мощностью 2400 МВт (и выше), с вытеснением старых ТЭЦ, возникнет ситуация, когда электроэнергии будет в достатке, а тепла – не хватать. И в этом случае вынужденно придется строить котельные (вынужденно; а не по причине их экономического совершенства).
Предположим, что в данном регионе по каким-то причинам (ввели в строй электростанцию, закрыли ряд предприятий с большим электропотреблением и т.п.) образовался излишек электроэнергии, но возникла потребность в дополнительной тепловой энергии. Возможны варианты принятия решения по наиболее оптимальному покрытию потребности в тепле: 1) излишек электроэнергии продавать, а для тепловых потребителей построить котельную; 2) переоборудовать энергоблок, работавший в режиме КЭС, на режим работы ТЭЦ (часть пара нужного потенциала из турбины отбирать тепловому потребителю. Подробные расчеты и выявление условий, при которых было бы экономически целесообразно переоборудование, содержится в [15.1].
Термодинамически вариант с реконструкцией по всем методам эффективнее, чем вариант строительства котельной. Объясняется это тем, что часть мощности конденсатора (в КЭС выбрасываемой) в ТЭЦ полезно используется. Однако термодинамический эффект не всегда переходит в экономический. Это эконометрически показано в [15.1; 15.2].
В этих работах убедительно показано, что ныне применяемый метод наиболее подходит к условиям регулируемой экономики Беларуси. Физический метод поощрял внедрение ТЭЦ в республике, он освоен, понятен энергетикам. Он не допускает выхода КПД за пределы 100%, дает наиболее логичное соотношение себестоимостей топлива, тепла и электроэнергии, что создает основу к назначению научно обоснованного соотношения цен (тарифов) на эти энергоносители.
Следует заметить, что перевод конденсационных (чисто электрогенерирующих блоков) на режим ТЭЦ, часто имел место быть в советские времена. Впервые такой перевод был осуществлен в 1928 году, тогда конденсационная турбина мощностью 800 кВт была переоборудована на работу в режиме ТЭЦ. Идеологом перевода устаревшей КЭС в ТЭЦ был инженер Л.Л. Гинтер (информация из Интернета). Любопытен в этом плане такой парадокс – сторонники эксергетического метода расчета ТЭЦ критиковали перевод КЭС в ТЭЦ, хотя именно их метод склоняет к такой реконструкции.
В принципе, реконструкция наводит на мысль о непродуманности на стадии проектирования. Был бы в проекте заложен отбор пара из турбины тепловому потребителю, не пришлось бы, потом тратиться на реконструкцию. Кстати говоря, на белорусской АЭС предусмотрен отбор пара из турбины на теплофикацию в количестве, обеспечивающим мощность Nтф = 300 МВт (на каждом энергоблоке).