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 ν_в – удельный объем в м³/кг. Обычно для воды ν_в ∙ 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) N_г, а мощность на валу турбины определяют по формуле

N_тур = N_г / (η_м ∙ η_г), (14.14)

где η_м и η_г – КПД механический и КПД электрогенератора. Для Белорусской АЭС 1200 МВт понимается округленная величина мощности на валу турбины; более точная величина N_тур = 1198 МВт [14.4]

Начальный расход пара (в начале расширения)

G_н = N_тур / Δi_т (14.15)

Расходы в других точках схемы находим по α_i

G_i = α_i ∙ G_н (14.16)

Мощности элементов схемы

N_i = G_i ∙ Δi_i (14.17)

КПД брутто АЭС

, (14.18)

где N_р – тепловая мощность реактора (или заданная, или определяемая по формуле (14.17)).

С учетом собственных нужд, электрическая мощность нетто станции N_АЭС

(14.19)

где , % – процент собственных нужд станции.

КПД нетто АЭС

η_АЭС = N_АЭС / N_p (14.20)

Список использованных источников

1. Проект АЭС-2006. Ленинградская АЭС-2 [Электронный ресурс]. – 2007. – 34 с.

2. 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.

3. Белорусская АЭС [Электронный ресурс]. – 2011.

4. 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.

5. Ривкин, С.М. Термодинамические свойства воды и водяного пара / С.М. Ривкин, А.А. Александров. – М.: Энергоатомиздат, 1984. – 80 с.

6. 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 Q_отп) на ТЭЦ затрачивается меньше топлива, т.е. В_ТЭЦ  (В_КЭС + В_кот). 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 В_ТЭЦ 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 = И_т + И_к + И_эк + Е_н ∙ К, дол/год (15.1)

где И_т, И_к, И_эк – топливная, капитальная (амортизационная) и эксплуатационная составляющие ежегодных издержек, дол/год; К – капиталовложения в ТЭЦ (или в котельную и в КЭС), дол.; Е_н – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год.

Топливная составляющая ежегодных (текущих) издержек на производство электроэнергии И_тээ определяется так:

И_тээ = Ц_т ∙ В_ээ, дол/год. (15.2)

Здесь Ц_т – цена топлива на площадке станции, дол/кг; В_ээ – расход топлива на производство электроэнергии.

, кг/год, (15.3)

где N_т – тепловая мощность станции, кВт тепловых (кДж/с);  – число часов работы станции в году, ч/год; 3600 ∙ N_т ∙  – энергия, выделяемая топливом в течение года, кДж/год; 860 ∙ N_т ∙  – энергия топлива, ккал/год; q – теплотворная способность топлива, ккал/кг.

КПД нетто преобразования тепловой энергии (мощности) в электрическую

, (15.4)

N_э – электрическая мощность нетто, кВт.

Подставляя N_т ∙  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 в_ээ 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 q_у.т = 7000 ккал/кг

г у.т/(кВт∙ч) (15.11)

Иногда употребляют понятие удельного расхода тепла на отпускаемую электроэнергию (тепловой экономичности) q_уд:

кДж/(кВт∙ч) (15.12)

или ккал/(кВт∙ч) (15.13)

Аналогичные выкладки сделаем для ежегодных издержек на топливо при производстве отпускаемого тепла И_ТТЭ:

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) В_ТЭ из (15.17), используя (15.16), находим

(15.19)

Для условного топлива (с q_У.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 q_у.т = 7000 ккал/кг) или признание q_у.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 ∑Э_ТЭЦ = ∑Э_КЭС = 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 = В_КЭС + В_кот = 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 З_ТЭЦ. 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 (Ц_ГТ = 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 (С_ТЭ = 1,35 руб/ГДж; С_ЭЭ = 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 Ц_Т/Ц_ТЭ/Ц_ЭЭ = 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 N_тф = 300 МВт (на каждом энергоблоке).