Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии в котельных. Комбинированная выработка электрической и тепловой энергииКомбинированная выработка электрической и тепловой энергии"...комбинированная выработка электрической и тепловой энергии - режим работы теплоэлектростанций, при котором производство электрической энергии непосредственно связано с одновременным производством тепловой энергии;..." Источник: Федеральный закон от 26.03.2003 N 35-ФЗ (ред. от 29.06.2012) "Об электроэнергетике" Официальная терминология. Академик.ру. 2012.
Смотреть что такое "Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии" в других словарях:
official.academic.ru Выработка - тепловая энергия - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1Выработка - тепловая энергияCтраница 1 Выработка тепловой энергии котельной установкой осуществляется по технологическому процессу, при котором происходит преобразование химической энергии топлива при его сжигании в тепло газообразных продуктов сгорания, передача тепла рабочей среде - воде, меняющей в паровых котлах свое агрегатное состояние, а в водогрейных только энтальпию. Наряду с выработкой тепловой энергии в котельной установке осуществляются подготовка теплоносителя заданных параметров и отпуск его в систему теплоснабжения. [2] Данные по выработке тепловой энергии котлами-утилизаторами сернокислотного производства в разные периоды года на предприятиях, теплопотребление которых почти полностью покрывается за счет ВЭР, показывают, что в летний период выработка тепла сокращается на 30 - 40 % по сравнению с зимним. Такое явление объясняется недостатками в системе учета и отчетности по выработке и использованию тепла ВЭР, а не недостатками в работе котлов-утилизаторов. Так как по своему назначению котлы-утилизаторы не могут снижать выработку тепла при неизменной производительности технологического агрегата, то отмечаемое сокращение выработки пара в котлах-утилизаторах сернокислотного производства есть не что иное, как не учтенная в выработке прямая потеря полученного пара путем выброса его в атмосферу. [3] В 1975 г. выработка тепловой энергии в содорегене-рационных котлах составила 32 0 млн. ГДж и была полезно использована для производства электроэнергии и покрытия тепловой нагрузки предприятий. [4] В качестве источников выработки тепловой энергии должны применяться автоматизированные теплогенераторы полной заводской готовности с температурой теплоносителя - воды до 95 С и давлением до 1 МПа зарубежного или отечественного производства, прошедшие сертификацию в установленном порядке. [5] Энергетический цех занимается выработкой тепловой энергии, которая потребляется структурными подразделениями внутри предприятия, торговым домом и частично реализуется потребителям на сторону. [6] При сжигании топлива для выработки тепловой энергии в групповых котельных и на ТЭЦ полезно используется значительно больше тепла топлива, чем при сжигании его в местных установках. [7] Котельные установки предназначены для выработки тепловой энергии в виде пара или горячей воды. [8] Удельный расход электроэнергии на выработку тепловой энергии может быть определен двумя путями: 1) по опытным данным посредством замеров расхода электроэнергии и количества производимой тепловой энергии; 2) расчетным путем на основании фактической производительности теплоэнергетического оборудования. [9] Изложены основные сведения о выработке тепловой энергии на ТЭЦ и в районных и квартальных котельных; дано краткое описание теплоиспользующих установок потребителей. [10] Тепловые насосы, предназначенные для выработки тепловой энергии с использованием низкопотенциального тепла, должны удовлетворять требованиям действующих нормативно-технических документов и настоящих Правил. [11] Тепловые насосы, предназначенные для выработки тепловой энергии с использованием низкопотенциального тепла, должны удовлетворять требованиям действующих нормативно-технических документов и настоящих Правил. [12] Были разработаны прогрессивные удельные нормы выработки тепловой энергии для объектов, эксплуатирующих котлы-утилизаторы. За перевыполнение норм выработки тепловой энергии введена специальная премиальная система. В результате производство пара на заводе возросло на 50 ТДж / год. [13] Годовой расход условного топлива на выработку тепловой энергии, непосредственно отпускаемой котельной, зависит от количества произведенного тепла, графика его потребления, экономичности использования тепла топлива и собственного расхода тепла котельной. [14] Одной из основных задач при выработке тепловой энергии является всемерная экономия всех видов топлива. [15] Страницы: 1 2 3 4 www.ngpedia.ru Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии в котельных Часть №2с.н.с. B. C. Дубинин; с.н.с. К.М.Лаврухин, МАИ (Продолжение, начало, в журнал "Новости теплоснабжения" № 4 2002 г.). Котельные могут обеспечить Россию электроэнергией с меньшей затратой газа, автономно от электрических сетей РАО «ЕЭС России». Фирма «Wartsila Diesel Oy» с 1993 года построила 84 энергоустановки суммарной мощностью 286000 кВт из модуей единичной мощностью 1000, 3000, 3000, 4500 и 5000 кВт. Эти электростанции работают бесперебойно; некоторые с полной нагрузкой в течение более чем 6500 часов. В США и Западной Европе используются «Блок – ТЭЦ». Такие источники децентрализованного теплоснабжения могут конкурировать с системами централизованного теплоснабжения. В России уже появились публикации с технико-экономическими расчетами о целесообразности использования мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей газообразного топлива (часто неправильно именуемых в энергетической литературе дизелями), переделанных из дизелей, вместо котельной. При этом выбирались для расчета устаревшие марки двигателей газообразного топлива, ранее широко использовавшихся в газовой промышленности, а результаты революции в дизелестроении, приведенные ниже, не были замечены. Например, двухтактные двигатели для этой цели малопригодны, т.к. быстро снижают мощность при увеличении противодавления на выхлопе, что не всегда дает возможность использовать существующие в котельных котлы для утилизации тепловой энергии выхлопных газов, и имеют высокий удельный расход топлива на частичных нагрузках. Четырехтактные газовые двигатели менее чувствительны к противодавлению на выхлопе: например, согласно инструкции по эксплуатации дизель-генератора агрегата ДГА-200Т/400ДК, оснащенного четырехтактным дизелем 1Д12В-300, допускается повышение противодавления на выхлопе этого двигателя – 950 мм водяного столба без изменения его мощности. Четырехтактные двигатели малочувствительны к изменению нагрузки, так, в соответствии с ГОСТ 10150-82, при снижении нагрузки до 50%, удельный расход топлива возрастает менее чем на 5%. Энергетики заметили революцию, произошедшую в газотурбостроении, связанную с применением газоохлаждаемых лопаток. Сейчас многие их надежды связаны с ГТУ. Данной статьей авторы обращают внимание энергетиков на революцию, произошедшую за последние 20 лет в создании поршневых двигателей. Авторы предполагают, что последствия этой революции именно для энергетики России, наиболее широко использующей газовое топливо, могут быть глубокими. В энергетике всегда считалось аксиомой, что с увеличением удельной мощности оборудования, улучшаются его удельные параметры. Для поршневых двигателей это неверно. Еще К.Э.Циолковский теоретически предсказал, что удельная металлоемкость поршневого двигателя (в терминологии, принятой в авиации, которой пользовался Циолковский – удельный вес) уменьшается с уменьшением диаметра цилиндра. Дальнейшее развитие двигателестроения подтвердило его правоту. Удельный расход топлива поршневых двигателей газообразного топлива при мощности одного цилиндра более 15 кВт практически не зависит от мощности. В практике двигателестроения известны двигатели с числом цилиндров от одного до сорока восьми. Как показал анализ писем заводов-изготовителей в ответ на запрос МАИ, стоимость 1 кВт установленной мощности дизелей не имеет корреляционной связи с мощностью. Таким образом, мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей может быть эффективна уже при единичной мощности более 15 кВт. Это означает, что при создании мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей не только целесообразно иметь свою мини ТЭЦ каждому предприятию, но и иметь несколько мини ТЭЦ на одном предприятии. Единственным препятствием децентрализации производства электроэнергии на таких мини ТЭЦ может быть увеличение штатного коэффициента, т.е. рост количества обслуживающего персонала на 1 МВт мощности и, соответственно, фонда зарплаты. Но уже при электрической мощности ТЭЦ более 300 кВт зарплата обслуживающего персонала составляет менее 10% эксплуатационных расходов. С другой стороны, современный уровень автоматизации поршневых двигателей и уровень развития вычислительной техники позволяет обслуживать несколько мини ТЭЦ одному оператору. Все это означает, что в случае конкурентоспособности поршневых мини ТЭЦ с существующими паросиловыми установками ТЭЦ хотя бы в области полупиковых нагрузок (на самом деле такой конкуренции в Европейской части России нет из-за острого дефицита маневровой мощности), в условиях активно проводимой РАО «Газпром» полной газификации центра России реален вариант возникновения параллельной электрогенерирующей системы, объединенной не ЛЭП, а газовыми трубами, уже существующей и развивающейся Единой системы газоснабжения (ЕСГ). В этой связи с учетом Российского опыта системных исследований в энергетике сравнить надо две системы: существующую Единую электрическую энергосистему (ЕЭС) и гипотетическую Единую систему газоснабжения и генерации механической и электроэнергии (ЕСГГМЭ). Авторы в данной статье ставят задачу забить первый колышек в решении этой проблемы и надеются, что ученые из научной школы академика Л.А.Мелентьева сумеют развить это направление. Сравнение ЕЭС и ЕСГГМЭ Начнем с их линейной части, с учетом того, что для ЕСГГМЭ линейной частью является существующая ЕСГ, а ТЭЦ ЕЭС работают в комплекте с теплосетями. Протяженность высоковольтных сетей напряжением 110 кВ и выше на территории России – 440 тыс. км. Протяженность газопроводов на территории России – 148,9 тыс. км (только по ОАО «Газпром»). Протяженность теплосетей (без распределительных сетей) на территории России – 260 тыс. км. Количество аварий на 1000 км в год: • газопроводов – 0,5-1,5; • внутригородских газовых сетей – 9,5; • кабельных внутригородских линий электропередач (6-10 кВ) – 61; • линий электропередач – 0,8-15; • теплосетей – 260-820. При дальнейшем развитии ЕСГГМЭ она охватит не только промышленные предприятия, но и другие объекты теплоснабжения, включая большую часть децентрализованного теплоснабжения. Это приведет к вытеснению теплосетей. Поэтому, хотя значительная часть теплосетей не имеет отношения к ТЭЦ, они здесь рассматриваются целиком. Сравнение явно не в пользу ЕЭС и теплосетей. Отметим, что рассматриваются только аварии ЛЭП. Кратковременные нарушения электроснабжения (мигания) в течение долей секунды являются элементом нормальной работы ЛЭП (срабатывает автоматика защиты ЛЭП от замыканий). Но от этого потребителям не легче: газовые котлы в котельных встают, возникающие при аварийной остановке сетевых и питательных насосов гидроудары часто разрушают трубопроводы и оборудование в котельной. В ЕСГ в принципе не может быть кратковременных перерывов подачи газа вследствие большой емкости трубопроводов. Наличие газохранилищ обеспечивает покрытие сезонной неравномерности газопотребления (коэффициент сезонной неравномерности газопотребления 1,3-1,75). Это означает бесперебойную подачу газа потребителям в течение месяца после прекращения подачи газа из магистрального трубопровода, например, из-за аварии, в то время как при аварии в ЕЭС подача электроэнергии прекращается мгновенно. Таким образом, сравнение надежности 2-х систем энергоснабжения показывает явные преимущества гипотетической ЕСГГМЭ по сравнению с существующей ЕЭС. Сравним теперь генерирующие части этих систем. Прежде всего надо отметить, что в ЕСГГМЭ, в отличие от ЕЭС, значительная часть механической энергии будет вырабатываться относительно малоразмерными поршневыми двигателями, непосредственно приводящими заводское и котельное оборудование (естественно, только крупных потребителей механической энергии: центробежные насосы, вентиляторы, компрессоры и т.д.). Это означает экономию не только энергоресурсов, обусловленную исключением двойного преобразования энергии с КПД<1 (механическая – электрическая – механическая), но и экономию затрат на 1 кВт установленной мощности (исключаются электрогенераторы, электродвигатели, а медь нынче дорогая). На предприятиях, имеющих пневмотранспорт (пром. стройматериалов – цемент, пищевая промышленность – мука), компрессорная является основным потребителем электроэнергии. На машиностроительных предприятиях более 10% электроэнергии используется для производства сжатого воздуха. Естественно, в рамках ЕСГГМЭ эти компрессоры должны приводиться в движение газовыми поршневыми двигателями внутреннего сгорания, либо паровыми машинами. То же самое можно сказать о насосах, работающих в котельных, основную часть электроэнергии в котельных потребляют наиболее мощные из них. Сравним теперь производство электроэнергии в рамках ЕСГГМЭ и на тепловых электростанциях (ТЭС) ЕЭС. И там и здесь она вырабатывается путем вращения тепловым двигателем электрогенератора. Революция в поршневом двигателестроении, произошедшая за 20 лет, может быть проиллюстрирована на примере. Удельный расход условного топлива паровых конденсационных ТЭС, даже наиболее экономичных, работающих при сверхкритических параметрах пара (Костромская и Среднеуральская ГРЭС), находился на уровне 315-316 г/кВт . час в 1983 году, когда они еще не привлекались к регулированию переменной части графика электрической нагрузки, что приводит к снижению их экономичности. Такой удельный расход топлива соответствует КПД 39%. Что касается меньшего удельного расхода топлива на паротурбинных теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), то он обусловлен только тем, что, при принятом физическом методе разнесения затрат на электроэнергию и тепловую энергию, все преимущества комбинированной выработки электрической и тепловой энергии относятся на электроэнергию. Точно так же можно посчитать удельный расход топлива на мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей. Таким способом подсчитанный удельный расход у мини ТЭЦ будет еще меньше, чем у паротурбинных ТЭЦ, вследствии большой экономичности поршневого газового двигателя внутреннего сгорания, показанной ниже. Удельный расход условного топлива даже у устаревших газовых двигателей, например, Г-68 образца 1969 года, составляет 359 г/кВт.час. А, с учетом КПД электрогенератора СГД2М-17-44-16УХЛ4 0,954%, удельный расход условного топлива 376 г/кВт.час. Средний удельный расход условного топлива по конденсационным электростанциям СССР в 1981-1983 годах был 327-328 г/кВт.час. При потерях в сетях, которые в 1997 году уже достигли 13% и имеют тенденцию к росту, имеем примерно тот же удельный расход топлива на кВт.час непосредственно у потребителя электроэнергии. Таким образом, даже мини ТЭЦ на базе очень старых двигатель-генераторов конкурентоспособны с конденсационными электростанциями, даже если не использовать тепло выхлопных газов. Здесь надо пояснить, что конденсационный цикл предусматривает выброс 60% тепла сгоревшего топлива в атмосферу через градирни. После двигателя внутреннего сгорания (ДВС) может быть установлен котел-утилизатор, не влияющий на экономичность двигателя, в чем его принципиальное отличие от паровой турбины с противодавлением. Таким образом, расход газа снизится, т.к. горячее водоснабжение и часть отопительной нагрузки возьмет на себя котел-утилизатор, в котором сжигание дополнительного газа не производится. Если же говорить о более (80-е годы 20 века) современных двигателях, например, Брянского машиностроительного завода, то КПД двигателей-генераторов на их основе 50%. Таким образом, с этими малооборотными двигатель-генераторами не могут конкурировать по удельному расходу условного топлива даже самые лучшие ТЭС на сверхкритических параметрах пара. Главным содержанием упомянутой революции в двигателестроении было применение современных технологий обработки их деталей, что дало ресурс до первого капитального ремонта даже среднеоборотных дизелей до 80 тыс. часов, при переходе на газ он должен увеличиться еще в 1,5-2 раза. Еще в 1975 году ресурс до капитального ремонта этого же двигателя был 20 тыс. часов. Обычно закладываемый ресурс энергетических установок до капитального ремонта – 100-200 тыс. часов. Малооборотные судовые дизели образца 1980 г., работающие практически на мазуте, имеют ресурс до капитального ремонта 120 тыс. часов. Указанные выше значения ресурсов ДВС были достигнуты технолого-конструкторскими мерами. Очень большие резервы увеличения ресурса дают новые подходы к эксплуатации ДВС с применением технологии геоактивации узлов трения (ГУТ). Так, на ДВС экспериментально получено снижение скорости изнашивания втулок цилиндров в 3-4 раза, а вкладышей шатунных подшипников – в 12-13 раз. Таким образом, не очень дорогим методом (добавка в смазочное масло 0,2-1% модификатора) можно увеличить ресурс ДВС в несколько раз. Ресурс до капитального ремонта самых современных паротурбинных установок (ПТУ) за рубежом – 100 тыс. часов. Многолетние статистические исследования результатов эксплуатации отечественных турбин ТЭЦ (25 штук Т-100-130 и 15 штук Т-250/300-240) показали, что из-за эрозионных повреждений ресурс рабочих лопаток последних ступеней составляет в среднем только 50 тыс. часов. Капитальный ремонт часто запускаемой ПТУ осуществляется через каждые 3 года, а это даже при непрерывной работе – 24 тыс. часов. Здесь целесообразно упомянуть о ресурсе газотурбинных установок (ГТУ), о которых будет сказано ниже. Для некоторых Российских ГТУ достигнутая наработка без капитального ремонта – 30-35 тысяч часов; средняя наработка между капитальными ремонтами, конечно, меньше. За рубежом расчетный срок службы лопаток турбин установлен, и он равен 50 тыс. часов. Однако срок службы этих и других высокотемпературных компонентов ниже расчетного. Тут надо отметить, что ресурс как ПТУ, так и ГТУ определяется повреждениями лопаток, а не износом узлов трения, как в ДВС. Это означает, что упомянутая выше технология ГУТ не даст при применении в турбинах заметного эффекта, в отличии от ДВС. Таким образом, произошедшая в конце 20 века техническая революция в области поршневых двигателей внутреннего сгорания сделала их конкурентоспособными по техническим параметрам как с ПТУ, так и с ГТУ. Однако Программа развития ЕЭС России до 2010 года, разработанная по заданию РАО «ЕЭС России», предусматривает строительство и реконструкцию электростанций с ПТУ и ГТУ, причем для наиболее относительно прогрессивных электростанций с ГТУ (включая парогазовые установки) к 2010 году составит всего 8,5%. При этом, все это строительство и реконструкцию будут оплачивать предприятия-покупатели электроэнергии через инвестиционную и амортизационную составляющие тарифа. Возникает естественный вопрос, а не дешевле промышленному предприятию, муниципальному предприятию городских электрических сетей и т.д. построить собственную электростанцию. Да, дешевле, поскольку удельная стоимость даже импортных газовых электростанций с поршневым двигателем и ресурсом до 200 тыс. часов – 250-900 долларов/кВт, в то время как бывший глава РАО «ЕЭС России» А.Ф.Дьяков, профессиональный энергетик, писал в 1995 году, что удельная стоимость российских электростанций, в значительной степени выработавших свой ресурс, – 800 долларов/кВт. Средняя установочная стоимость электростанций по России – 1600 долларов/кВт. В информации, присланной в 1994 году по запросу МАИ четырнадцатью моторостроительными заводами России, указана стоимость 1 кВт электростанции на базе ДВС: от 80 до 300 долларов США. Удельная стоимость газовой конденсационной электростанции на конец 2000 года – 860 долларов/кВт. В России генерирующие мощности, отработавшие парковый ресурс к 2000 году, составят 50 тыс. МВт, а к 2005 году достигнут 80 тыс. МВт или 45% существующих установленных мощностей. На большинстве энергоблоков ЕЭС выработан расчетный ресурс, а на многих подошел или близок к исчерпанию парковый ресурс. К 2005 году мощность отработавшего парковый ресурс оборудования составит 49% установленной мощности. Стоимость его ремонта и замены оплачивается и будет оплачиваться потребителями электроэнергии через достаточно высокий тариф на электроэнергию. Дело в том, что действующие тарифы в значительной мере являются следствием неправильных решений относительно структуры генерирующих мощностей и мощности межсетевых связей. Еще в 1970 году академик Л.А.Мелентьев со своими соратниками начал писать о необходимости создания в Европейской части России специальных маневренных электростанций и продолжал в последующие годы. Не послушали, и теперь Европейская часть России перегружена базовой генерирующей мощностью, а график нагрузки продолжает разуплотняться (в две-три смены никто не работает). В график регулирования нагрузки вынужденно втягиваются даже блоки со сверхкритическими параметрами пара, для этого не предназначенные, что приводит к их быстрому износу. В этих условиях действующие тарифы еще очень низки благодаря тому, что электростанции приобретают основное их топливо – природный газ – по ценам, которые в 7 раз ниже европейских. Согласно энергетической стратегии России до 2020 года, через 4 года газ для электростанций подорожает почти в 4 раза. При европейской цене на газ стоимость электроэнергии будет на 500% выше нынешней. Из этих данных можно понять, что в 2005 году электроэнергия будет почти в 3 раза дороже, даже если не оплачивать из тарифа на электроэнергию строительство и реконструкцию электростанций. Единственный способ в этой ситуации обеспечить надежную работу предприятия при разумных затратах на энергоресурсы – это надеяться на собственные силы и создавать мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей. Развитие таких мини ТЭЦ на предприятиях, большинство которых работает в одну смену, приведет к уплотнению графика нагрузки в энергосистеме, т.к. при использовании дифференцированного тарифа предприятиям днем будет выгодно работать от мини ТЭЦ, а ночью использовать электроэнергию РАО «ЕЭС России». Получить разрешение на такой тариф теперь уже не проблема. Нужно только закупить серийно производимые трехтарифные счетчики. При желании той или иной ОЭС решить проблемы прохода максимумов электропотребления можно пойти по пути Франции, где к энергосистеме в пиковые часы подключаются резервные дизельные электростанции предприятий общей мощностью 500 МВт. Для этого нужно разрешение и соответствующая тарифная политика. Например такая, какая предусмотрена в США законом PURPA ct, принятом в 1978 году. По этому закону энергокомпании должны покупать электроэнергию у независимых производителей. Закон требовал, чтобы эта электроэнергия покупалась энергокомпаниями по той стоимости, по которой она производилась бы самими энергокомпаниями при сооружении ими новых энергоустановок, т.е. дороже, чем она производится в среднем по компании, т.к. новые энергоустановки всегда дороже старых. У нас же РАО «ЕЭС России» само устанавливает себе правила энергетического поведения, само их исполняет и само намечает планы осуществления своего понимания реформации Российской энергетики». Вернемся к Российским реалиям. Электростанции единичной мощностью до 1000 кВт считаются малыми, и они ни при каких условиях не должны работать параллельно с сетью. Что касается электростанции большей мощности, то наш 7-летний опыт показывает, что получение разрешения на работу параллельно с сетью нереально. В такой ситуации все известные нам публикации о газотурбинных надстройках котельных электрической мощностью более 1000 кВт либо указывают на параллельную с электрической сетью работу электрогенераторов этих надстроек, либо о связи с сетью просто умалчивается. Обеспечить частоту 50±0,2 Гц, какая должна быть в сетях, согласно ГОСТ 13109-87 (но не всегда бывает) ни один единичный классический тепловой двигатель не может. Такая точность поддерживается в сетях за счет работы Центрального диспетчерского управления РАО «ЕЭС России». Например, дизель-генераторы в установившемся режиме должны обеспечивать точность поддержания частоты ± 1% ( ± 0,5 Гц), а при сбросах и набросках нагрузки отклонение частоты может составлять ± 5%, согласно ГОСТ 13822-82. Сотрудниками научной группы МАИ «Промтеплоэнергетика» найден принципиально новый способ стабилизации тепловых двигателей дискретного действия, к каким, в частности, относятся поршневые двигатели всех типов. Этот способ обеспечивает поддержание частоты в указанных выше пределах (и точнее) и может быть использован на серийно выпускаемых двигателях с минимальными изменениями. Таким образом, если надстроить котельную не газотурбинной установкой (ГТУ), а поршневым двигателем внутреннего сгорания (ДВС), работающим на газе, то можно вырабатывать электроэнергию автономно от сети. Тут нужно понять, где лежит граница целесообразности областей применения ГТУ и ДВС. Ниша мини ТЭЦ с ДВС (за рубежом они именуются блок-ТЭЦ) – это мощность менее 5 МВт. Поэтому, если существует ниша для ГТУ электростанций, то она находится выше 5-22 МВт единичной мощности и 15-130 МВт мощности электростанций. В связи с этим возможен вариант ГТУ-ТЭЦ, работающий без связи с электрической сетью в микроэнергосистеме, которая включает в себя ГТУ-ТЭЦ, работающую параллельно с синхронным электрогенератором, приводимым в движение двигателем дискретного действия, например ДВС. При оснащении двигателей дискретного действия системой стабилизации частоты разработки МАИ, именно такой двигатель-генератор будет держать постоянную частоту в микроэнергосистеме, автоматически выполняя функции, которыми в РАО «ЕЭС России» занимается ЦДУ. Мощность такого двигатель-генератора должна быть равна всего лишь разности между максимальной и минимальной мощностью нагрузки рассматриваемой микроэнергосистемы. Минимальная электрическая мощность уже микро ТЭЦ с ДВС – 1 кВт. В Дании начались испытания бытовой микро ТЭЦ электрической мощностью 1 кВт и тепловой – 4 кВт. Авторам, к сожалению, не известны отечественные работы по сравнению мини ТЭЦ на базе ГТУ и ДВС. Очень незначительное число работ по мини ТЭЦ на базе ДВС посвящено их сравнению – в лучшем случае, с классической паротурбинной ТЭЦ или КЭС. Были проанализированы ГТУ-ТЭЦ и дизель-ТЭЦ, как децентрализованные источники тепло- и электроснабжения, но в отличии от других вариантов, подробно рассматриваемых в этой работе, в том числе ГТУ-ТЭЦ (надстройки над котельной), никаких данных по дизель-ТЭЦ (более правильное название – «газовый двигатель-ТЭЦ» или «блок-ТЭЦ» – в зарубежной литературе) не приведено. Сравним ПГУ-STIG, создаваемую на ТЭЦ-28 Мосэнерго в качестве опытного образца с серийным двигатель-генератором БМЗ. КПД ПГУ-STIG на первом этапе – 43%, а мощность – 40 МВт. На втором этапе мощность примерно 60 МВт, а КПД – до 50%. Три серийных двигатель-генератора БМЗ по 22 МВт каждый дадут 66 МВт мощности при КПД 50%. Удельные капитальные затраты на ПГУ-STIG оцениваются в 220-250 долларов/кВт. Удельная стоимость двигатель-генератора БМЗ, по оценке завода, около 600 долларов/кВт. Но межремонтный ресурс, как уже сообщалось, более 120 тыс. часов, в то время как ресурс газотурбинной части ПГУ-STIG, вероятно, менее 30 тыс. часов, о чем уже писалось выше. Характерно, что все чрезвычайно прогрессивные идеи, применимые к ГТУ, еще более эффективно можно использовать применительно к ДВС. Например, аналогом ПТУ-STIG является известное в ДВС применение тонко распыленной, а лучше перегретой воды, впрыскиваемой в цилиндр, что также повысит мощность и снизит эмиссию NOx. Теплонасосная установка здесь не потребуется: ДВС, в отличии от ГТУ и ПТУ, слабо теряет мощность при противодавлении и можно иметь воду с температурой 110 ° С, сконденсировавшуюся на выхлопе. Что касается газотурбинных надстроек с частичным окислением газа (ГТУ ЧО), то в ДВС это реализуется еще проще: газовый двигатель, работающий всегда с большим избытком воздуха, переводится на работу с его недостатком и полученные газы (полностью свободные от NOx, в отличии от ГТУ ЧО) дожигаются в топке котла без образования NOx. При этом при той же температуре сгорания, что и в обычном газовом двигателе, возрастает как мощность, так и ресурс. Другие схемы ПГУ, о которых уже много писалось применительно к ПТУ, уже реализованы за рубежом на базе ДВС. Например, на электростанции «Wasa» два поршневых двигателя связаны в комбинированном цикле с паровой турбиной. На действующей электростанции «Wasa» мощностью 20 МВт достигнуто значение КПД 53,6%. Расчеты и пробные пуски показали, что для мощности 40 МВт достижимо значение КПД 57%. (Окончание следует). www.combienergy.ru ВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ КОМБИНИРОВАННАЯ ВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ КОМБИНИРОВАННАЯВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ КОМБИНИРОВАННАЯ — КОМБИНИРОВАННАЯ ВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ. Юридическая энциклопедия. 2015.
Смотреть что такое "ВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ КОМБИНИРОВАННАЯ" в других словарях:
yuridicheskaya_encyclopediya.academic.ru ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА ПРИ КОМБИНИРОВАННОЙ ВЫРАБОТКЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛАТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ Экономия топлива, получаемая при комбинированной выработке электрической энергии и тепла на ТЭЦ, по сравнению с раздельной выработкой таких же количеств электрической энергии на КЭС и тепла в котельной определяется по выражению: Л Вш = эс - f- £кот) — Ятэц — (5КЭС Вкот) — (В9Т + + Где АВЭ — разница в расходах условного топлива на КЭС и ТЭЦ при выработке одинакового количества электрической энергии; ЛВТ — разница в расходах условного топлива в котельной и на ТЭЦ при отпуске одинакового количества тепла. При выработке на ТЭЦ только электрической энергии комбинированным методом на внешнем тепловом потреблении и ориентировочных расчетах абсолютная величина экономии топлива определяется по формуле: Л Вэк = Э (Ькэс-ф+Q (&кот-ьтт), (13.13) А экономия топлива на единицу отпускаемого внешним потребителям тепла—(по формуле Д бэк = = Эч (6КЭС - Ь%) + (&кот - Ь1) = Д 6Э + Д 6Т1 (13.14) Где 9i — 3lQ — удельная выработка электроэнергии на внешнем тепловом потреблении; эс и ^кот — удельный расход условного топлива на выработку электрической Энергии на КЭС и тепла в котельной, Ъ^ и Ьтт—удельный расход условного топлива на выработку электрической энергии и тепла на ТЭЦ; ДЬэ и Д6Т — удельная экономия топлива на выработку электрической энергии и тепла на ТЭЦ. Основная часть экономии топлива получается в результате комбинированной выработки электрической энергии на ТЭЦ [первое слагаемое в формулах (13.13) и (13.14)], так как значения Ъкэс примерно в 2 раза больше значений bт (см. § 65). Экономия топлива, получаемая при выработке тепла на ТЭЦ (второе слагаемое), представляет значительную величину только при сравнении с небольшими местными котельными, в которых КПД ниже, чем котлов ТЭЦ. При сравнении же с современными крупными районными котельными, КПД которых примерно такой же, как и котельных ТЭЦ, второе слагаемое мало и им обычно пренебрегают. Если принять для примера 3Т=Ю,4; &кэс =0,0871 г/кДж; 6^=01,0395 г/кДж, то экономия условного топлива за счет комбинированной выработки электроэнергии составит Д6Э = 0,4 (0,0871—0,0395) «0,02 г/кДж. Экономия топлива при выработке тепла на ТЭЦ при 0,0387 г/кДж и КПД районных котельных г]"от =0,8 составит Д6Т = 0,004 г/кДж. При выработке электрической энергии на ТЭЦ одновременно по теплофикационному и конденсационному циклам разница в расходах условного топлива на КЭС и ТЭЦ определяется по формуле Д Вэ = Эт (Ькэс-Ьэт)-Эт к (Ч. к-бкэс), (13.15) Где Эт и Эт к — количество электрической энергии, вырабатываемой на ТЭЦ по теплофикационному и конденсационному циклам; & ® и 6|к— удельные расходы топлива на производство электрической энергии на ТЭЦ по теплофикационному и конденсационному циклам; —удельный расход топлива на производство электрической энергии на КЭС. Экономия топлива получается на ТЭЦ при работе по теплофикационному циклу, т. е. благодаря комбинированной выработке электроэнергии на внешнем тепловом потреблении [первый член формулы (13.15)]. При производстве части электрической энергии по конденсационному циклу будет перерасход топлива на ТЭЦ, так как b к всегда больше b кэс [второй член формулы (13.15)]. Из уравнения (13.15) видно, что экономия топлива зависит ог показателей ТЭЦ и замещаемой КЭС. Величина ее будет тем больше, чем больше выработка электроэнергии по теплофикационному циклу Эт и меньше выработка по конденсационному циклу Зт к и чем ниже удельные расходы топлива на выработку электрической энергии на ТЭЦ по теплофикационному bl и конденсационному 6? к циклам. К увеличению Эт и снижению bl и b к ведет повышение начальных параметров пара перед турбиной, увеличение единичных мощностей, совершенствование конструкции проточной части турбин, применение промышленных перегревов и регенерации. Кроме того, увеличение Эт й уменьшение Ьт происходит при снижении параметров отборов пара и применении многоступенчатого подогрева сетевой воды, а уменьшение Ь*.к—при снижении давления пара в конденсаторах. Значения Зт. к зависят от установленной мощности, т. е. коэффициента теплофикации а тэц и типа турбин ТЭЦ. § 67. КОЭФФИЦИЕНТ ТЕПЛОФИКАЦИИ. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ Обеспечение тепловых нагрузок от ТЭЦ, как указывалось в главе 12, производится в настоящее время из отборов турбин и дополнительно от пиковых котлов. Доля расчетной тепловой нагрузки ТЭЦ, покрываемая из отборов турбин, называется коэффициентом теплофикации ТЭЦ: Атэц ~ Фотб/Фтэц' .где Qot б — расчетная тепловая нагрузка отборов теплофикационных турбин; Q-гэц — расчетная тепловая нагрузка ТЭЦ. На рис. 13.6. представлены суммарный годовой график нагрузок отопления >и горячего водоснабжения и расчетные тепловые нагрузки Qot6 и Qt3u при атэц =0,5. Расчетная тепловая нагрузка ТЭЦ. равная 100%, наблюдается при расчетной для отопления температуре наружного воздуха. Суммарный годовой расход тепла измеряется площадью 1 — 2 — 3— 4 — 5 — 6—1, а расходы тепла, покрываемые из отборов турбин и от пиковых котлов, — соответственно площадями 1 — 7 — 8 — 3 — 4 — 5 — 6 — 1 и 7 — 2 — 8 — 7. Как видно из рисунка, основная базисная часть годового расхода тепла покрывается из отборов турбин и только небольшая пиковая часть — непосредственно от котлов (обычно не более 15-М8э/с1). Коэффициент теплофикации атэц является важнейшим технико - экономическим параметром ТЭЦ, так как от его величины зависит установленная мощность теплофикационных турбин и экономия топлива, получаемая на ТЭЦ. При неизменной величине присоединенной к ТЭЦ расчетной тепловой нагрузки (?тэц и одинаковых типах и параметрах теплофикационных турбин повышение атэц приводит к увеличению установленной мощности ТЭЦ, так как возрастает требуемый расход пара из отборов. При этом одновременно увеличиваются выработка электроэнергии на тепловом потреблении Эт — ВСЛеДСТВИе роста Qot6 и выработка электроэнергии по конденсационному циклу v9T. K — вследствие снижения степени загрузки турбин по теплофикационному циклу в годовом разрезе. Степень загрузки определяется коэффициентом использования тепловой мощности турбин, который при атэц = — 0,5 (см. рис. 13.6) составляет: Площадь 1 - -7 — 8 — 3 — 4 — 5 — 6 — 1 Z = ———----------------------------------------------------- Площадь 1 — 7 — 9 — 6 — 1 Чем больше атэц, тем меньше z, т. е. степень загрузки турбин по теплофикационному циклу. При увеличении установленной мощности ТЭЦ растет разность капиталовложений между ТЭЦ и замещаемой КЭС из-за более высокой удельной стоимости ТЭЦ и снижаются капиталовложения в пиковый источник тепла из-за уменьшения его мощности. Кроме того, при увеличении возрастает экономия топлива, а при увеличении Зт. к она снижается, т. е. при наличии определенных (оптимальных) значений атэц можно получить максимальную экономию топлива и минимальные приведенные затраты на ТЭЦ. Определение оптимальных значений (а тэц)опт производится технико-экономическими расчетами, в которых, кроме того, учитыва- Рис. 13.6. Суммарный годовой график на - юд грузок отопления и горячего водоснабжения ^ Ются типы и число теплофикацион - ных турбин, показатели пикового § w источника тепла, показатели заме - § Пп Щаемых установок (КЭС и котель - § ной)', характер годового графика ^ о тепловой нагрузки, стоимость топлива. Для современных теплофикационных турбин при годовом графике жилищно-коммунальных нагрузок диапазон оптимальных значений (а тэц) опт по энергетическим показателям (расходам топлива) лежит в пределах 0,5—0,7. По экономическим показателям (приведенным затратам) оптимальные значения (<%тэц) Опт получаются ниже, Чем оптимальные значения по расходам топлива, примерно 0,45—0,55, так как удельная стоимость ТЭЦ больше, чем КЭС. Годовой график производственных тепловых нагрузок обычно равномернее графика жилищно-коммунальных нагрузок. Поэтому для них оптимальные (атэц )опт больше указанных, но практически всегда меньше единицы. Выбор основного оборудования ТЭЦ производится в соответствии с утвержденными «Нормами технологического проектирования тепловых электростанций». В основу выбора кладутся расчетные величины электрических и тепловых нагрузок присоединенных объектов и характер связи ТЭЦ с энергосистемой. В изолированных ТЭЦ, не имеющих связи с энергосистемой, суммарная установленная мощность парогенераторов, турбогенераторов и пиковых котлов выбирается из условия обеспечения совмещенных максимумов электрической и тепловой нагрузок. Эта мощность определяется экономически целесообразными радиусами электро - и теплоснабжения с помощью технико-экономических расчетов. При этом может оказаться необходимой выработка части электрической энергии конденсационным способом в большей степени, чем это соответствует значениям (атэц)опт, или установка отдельных конденсационных турбин.' На ТЭЦ, связанной с энергосистемой, выбор основного оборудования производится обычно только по суммарной тепловой нагрузке в соответствии с оптимальными значениями коэффициента теплофикации (атэц)опт - Избытки или недостатки электроэнергии передают или получают из энергосистемы. Тепло обычно не может быть подано со стороны, поэтому во всех случаях тип и число парогенераторов и пиковых котлов выбирают по максимальной расчетной тепловой нагрузке и с условием, чтобы при выходе из строя одного парогенератора или пикового котла остальные могли обеспечить максимальный отпуск тепла на технологические цели и жилищно-коммунальную нагрузку, соответствующую средней температуре воздуха за самый холодный месяц. Плановые ремонты основного оборудования обычно проводят летом при минимальных электрических и тепловых нагрузках. І Источником тепла называется комплекс оборудования и устройств, с помощью которых осуществляется преобразование природных и искусственных видов энергии в тепловую энергию с требуемыми для потребителей параметрами. Потенциальные запасы основных природных видов … В результате гидравлического расчета тепловой сети определяют диаметры всех участков теплопроводов, оборудования и запорно-регули - рующей арматуры, а также потери давления теплоносителя на всех элементах сети. По полученным значениям потерь … В системах теплоснабжения внутренняя коррозия трубопроводов и оборудования приводит к сокращению срока их службы, авариям и зашламлению воды продуктами коррозии, поэтому необходимо предусматривать меры борьбы с ней. Сложнее обстоит дело … msd.com.ua Раздельная и комбинированная выработка электрической и тепловой энергиииз "Теплотехника "Выше было показано, что при комбинированной выработке электроэнергии и тепла в идеальном случае к. п. д. использования тепла топлива может оказаться равным единице. Комбинированное производство электроэнергии и тепла в реальных условиях связано с некоторыми потерями тепла. Тем не менее при этом достигается большая экономия в расходе топлива по сравнению с раздельной выработкой, т. е. с выработкой электроэнергии на конденсационных станциях, а тепла—в котельных. [c.329] Электростанции, оборудоваи-ные турбинами, позволяющими осуществить комбинированную выработку электрической и тепловой энергии, называются теплоэлектроцентралями — ТЭЦ. [c.329] Как указывалось выше, комбинированная выработка электрической и тепловой энергии О бес-печивает значительную экономию топлива по сравнению с раздельной выработкой. Подсчет экономии топлива производится отдельно для каждого случая в связи с отсутствием общего аналитического выражения для этой цели. Расчет возможной экономии пара приводится ниже. [c.329] Рассмотрим две установки, которые должны удовлетворить одинаковое по величине потребление электроэнергии и тепла. ГТусть одна установка состоит из конденсационной электростанции и самостоятельной котельной низкого давления и, следовательно, отвечает условию раздельной выработки электроэнергии и тепла (рис. 2 — V). [c.329] На другой установке принимается комбинированное произБОдство электроэнергии и тепла с установкой паровых турбин с отбором пара (рис. 3 —V). [c.329] В конденсационном двигателе, и из количества пара пот отпускаемого потребителю из котельной, т. е. [c.330] Из последней формулы следует, что экономия пара будет тем больше, чем больше расходуется пара потребителем и чем меньше удельный расход naipa на 1 квт-ч, в цилиндре высокого давления. [c.331]Вернуться к основной статье mash-xxl.info ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ КОМБИНИРОВАННАЯ ВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ КОМБИНИРОВАННАЯ ВЫРАБОТКАЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ КОМБИНИРОВАННАЯ ВЫРАБОТКА — КОМБИНИРОВАННАЯ ВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ. Юридическая энциклопедия. 2015.
Смотреть что такое "ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ КОМБИНИРОВАННАЯ ВЫРАБОТКА" в других словарях:
yuridicheskaya_encyclopediya.academic.ru |
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
.jpg)
