Теплообменные аппараты ТТАИ
Сочетают в себе преимущества кожухотрубных и пластинчатых теплообменников без их недостатков.
РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению
РосТепло.ру - всё о теплоснабжении в России
Теплообменные аппараты ТТАИ

Алгоритм расчета ХОП на ЭЭ и на ТЭ с диаграммой режимов турбины Т-250/300 без применения УРУТ

Богданов А.Б. эксперт аналитик-технолог ООО «ТехноСканер»
Богданова О.А. ведущий инженер «Ленводоканалпроект»

Вместо предисловия

Почему распространённое ошибочно мнение о безобидности скрытого перекрестного субсидирования топливом в виде: котлового метода усреднения затрат, применения физического метода и его 99% клонов: метода «альтернативной» котельной, «теплового» метода, равномерного, пропорционального методов и т.д..

Первое. Прежде всего, от отсутствия реальных конкурентах рыночных отношений в энергетике. Сложилась патовая абсурдная ситуация в стране: нет ни не рынка, и не план, и нет ответственности регулятора за энергоемкость валового продукта страны. Реципиенты, в лице электроэнергетического комплекса отстаивает свои интересы, а доноры, в лице жилищно коммунального комплекса не имеют ни ответственности, ни мотивации, ни знаний для отстаивания своих законных интересов. Отсутствие рыночных отношений привело к «котельнизации» российской энергетики – массовому отключают потребителей от тепловых сетей ТЭЦ и переключают к вновь построенным, но зато собственным котельным.

Второе. Отсутствие реальных рыночных отношений влечет за собой подмену фундаментальных технологических знаний на практическую способность юристов и менеджеров юридического обоснования любого требования монополиста. В условиях несовершенства и противоречивости законодательства, юристы и менеджеры, имеющие возможность виртуального обоснования любой глупости, стали на порядок востребование технологических специалистов.

Третье. От элементарной безграмотности общества. Рядовые потребители, «виртуальные специалисты» не видят того, чего они теряют, чего теряет общество, и того что чего приобретают те, кого субсидируют. Более наглядно и образно, сложившуюся ситуацию с неэффективным регулированием, видно на примере метода «альтернативной коровы».

А страдают от российской беды перекрестного субсидирования «Схемы теплоснабжения городов», растет энергоемкость ВВП России именно новейшие топливосберегающие технологии. Именно скрытое перекрестное субсидирование топливом, в условиях резко континентального российского климата лишает всякой инвестиционной привлекательности новейшие топливосберегающие проекты, а именно:

· «Схемы теплоснабжения городов» основанные на применении обычныех ТЭЦ высокого и среднего давления 240, 130 и 90ата

· Модульные мини ТЭЦ, ТЭЦ-термороботы, на угле небольшой мощности (от 0,1 мВт), но с высокими параметрами пара не ниже 40ата и промперегревом от 400°С и удельной выработкой на тепловом потреблении до 0,3-0,4 мВт/Гкал

· Низкотемпературный транспорт тепла (80/10°С), низкотемпературное отопление (55/30°С)

· Абсорбционные тепловые насосы для теплоснабжения и хладоснабжения потребителей

· Технологии сезонной аккумуляции тепла и холода в грунте;

· Технологии суточной, недельной аккумуляцию тепла в аккумуляторах тепловой энергии;

· Применение топливо замещающих товаров субститутов к тепловой энергии - тепловой изоляции трубопроводов, тепловой изоляции стен;

· Получение холода с помощью высокотемпературных уходящих газов ГПУ;

· и т.д. и т.п.

В качестве очередного доказательства глупости существующей РД 34.08.552-95 «Методических указаний по составлению отчета электростанции о тепловой экономичности оборудования», и широко разрекламированного метода «Альтернативной Котельной», а также вновь рекламируемого «теплового» метода, являющегося 99% клоном «физического» метода ниже приводятся результаты расчетов 3-4 кратного снижения относительного прироста топлива на тепло от турбины ТЭЦ, против самой лучшей «альтернативной котельной»

Алгоритм расчета «КПД ТЭЦ брутто» с диаграммой режимов турбины Т-250/300

Для расчета расхода топлива с применением «КПД ТЭЦ брутто» - коэффициента полезного использования топлива (КПИТ ТЭЦ) (применение которого запрещенного с 1950г), без использования каких либо вспомогательных коэффициентов, достаточно иметь характеристики основного оборудования тепловых электростанций 3-х видов:

1. КПД турбины - брутто

2. КПД котла - брутто

3. Коэффициент Ксн-нетто ТЭЦ учитывающий потери энергии на схему собственных нужд для производства и отпуска тепловой и электрической энергии ТЭЦ

КПД котла – брутто хорошо отработанный нормативный показатель, имеющий наглядные и понятные как для технологов, так и для регуляторов (экономистов) методики расчета. Для определения КПД котла, брутто достаточно иметь карты режимов котла.

Ксн-нетто ТЭЦ достаточно хорошо отработанный материал по отдельным составляющим. Но, как комплексный показатель, , его требуется его доработать и нормировать а) для различных ведомств, б) технологий: котельных, ГРЭС и ТЭЦ, с) различных видов топлива, д) климата, и расстояний. Особенно негативно отсутствие комплексного нормирования СН для различных ведомств, видно на примере ведомственных котельных, которые не содержат расхода топлива на СН. По этой причине при равных КПД-брутто котлов технико-экономические показатели ведомственных котельных незаслуженно оказываются на 8-12% лучше котельных, отпускающих тепло в составе ТЭЦ. В дальнейшем для нормирования требуется строить «Диаграммы режимов схемы СН котельных, ГРЭС, ТЭЦ»

КПД турбины брутто- понятный, но закрытый и не обсуждаемый нормативный материал. Для его построения достаточно только диаграммы режимов турбины. Рассчитать и построить графики КПД-брутто турбины достаточно легко и просто. При построении КПД-брутто необходимо пользоваться как прямым, так и обратным энергетическим балансом паровой турбины. Турбостроительные заводы могли бы дополнять свои характеристики не только диаграммой режимов, но и характеристикой КПД турбины – брутто. Но применение этого показателя пока закрыто. Причина запрета (закрытости) на применение КПД-брутто турбины заключается в том, что она раскрывает всю ошибочность (глупость) ранее существующих методик (физический метод) и ныне существующих методов ( альтернативная котельная) распределения топлива в пользу потребителей электроэнергетики за счет потребителей сбросного тепла паровых турбин.

Применение этих исходных данных позволяет определить технологически обоснованный и однозначный показатель эффективности топливоиспользования любых режимов работы турбин «КПД ТЭЦ-брутто». При его использовании исключается «дефект» скрытого перекрестного субсидирования топливом, получаемого при использовании показателей ранее применяемого при «физическом» методе и его производных в виде рекламируемого сегодня метода «альтернативной котельной».

За основу расчета КПД топливоиспользования КПД брутто ТЭЦ принимается диаграмма турбины «Т-250/300 -240» и диаграмма режимов котлов Южной ТЭЦ

1. Принята «Диаграмма режимов турбины Т-250/300» по температуре для 2-х ступенчатого подогрева

2. График построен на основании «Диаграммы режимов по температуре» с зависимостью показателей от температуры сетевой воды на выходе из ПСГ-2 (рис 100)

Рис 100. Диаграмма режимов турбины Т-250/300-240 (по температуре)

3. Диаграмма режимов имеет три основных режима работы и просчитана при следующих условиях:

А) работа по «тепловому графику» просчитана при минимальным пропуском пара в конденсатор 50т/час (а не 80 т/час для «старой ДР по давлению», и не 25т/час для «новой ДР по температуре») в зависимости

· от теплофикационной нагрузки турбины от 80 до 360 (Гкал/час) с шагом 40Гкал/час

· от температуры сетевой воды 80, 90, 100, 110 и 118°С

Б) режим работы «по электрическому графику» при частичной тепловой нагрузке и приростом конденсационной нагрузки с шагом 20 мВт.

С) работа «по конденсационному режиму» от 40 до 300 мВт с шагом в 20 мВт

4. Перерасчет расхода тепла на турбины с (тонн пара/час) на (Гкал/час) произведен на основании результатов испытания ОРГРЭС и «Зависимости паропроизводительности и теплопроизводительности ТГМН-344-А»

5. КПД брутто котла 94,4-94,6% принято на основе результатов испытаний ОРГРЭС

6. Расчет электроэнергии на тепловые и электрические собственные нужды принят оценочно на основе «Обзора показателей топливоиспользования ТЭС АО Электростанций России за 2007г» и принят: а) по электроэнергии 3,35% от выработки электроэнергии б) по теплу 27,90 кВт*час/Гкал. Однако для дальнейшего практического применения требуется уточнить и построить «Диаграммы режимов схемы СН Южной ТЭЦ»

7. Для исключения неоднозначности распределения топлива применяется широко известное, на мало применяемое понятие - «Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении W [мВтч/Гкал]» Именно W является тем ключевым и самым важнейшим показателем экономики не только ТЭЦ, но и экономики города, который определяет всю экономику энергетики России, как с паровыми так и газовыми турбинами. (рис 101,102)

.

8. В зависимости от нагрузки турбины и от температуры сетевой воды после ПСГ-2 W(t) легко определяется непосредственно из диаграммы режимов турбины Т-250/300.

Для любого значения температуры сетевой воды после ПСГ-2, зная один из показателей комбинированной выработки всегда можно определить второй показатель

· Задаваясь значением теплофикационной (комбинированной) мощности тепловой нагрузки, можно легко и однозначно определить комбинированную электрическую мощность

Nээ комб.= W(t)*Qтэ комб и наоборот,

· Задаваясь значением комбинированной электрической мощности, легко и однозначно определить теплофикационную(комбинированную) мощность тепловой нагрузки

Qтэ комб = Nээ комб./ W(t)

9. Результаты расчета КПИТ (рис 110):

Комбинированная энергии производится с максимальным КПИТ до 87% при максимальной тепловой и электрической энергии Смотри левую и верхнюю часть графика КПИТ (рис 110)

КПИТ комбинированной энергии высокое значение, но значительно изменяется в зависимости а) от температуры сетевой воды и б) степени загрузки по электрической мощности.

Чем выше комбинированная нагрузка, тем выше КПИТ, который поднимается от 50% до 87%

Чем ниже температура сетевой воды, тем выше КПИТ с температурами: 80, 90, 100, 110 и 118°С

10. Результаты расчета прироста топлива на прирост электрической нагрузки при неизменной тепловой нагрузки турбины (рис. 111)

Прирост расхода топлива на прирост электроэнергии (∆В/∆Nээ) относительно незначительно меняется от температуры, но значительно изменяется от степени загрузки паровой турбины:

· При загрузке турбины от 60 до 260 мВт прирост увеличивается от чрезвычайно экономичных значений 200÷240гут/квтч до средних значений 300÷320гут/кВт.ч

· При загрузке турбин выше 260 мВт прирост возрастает до 340-370гут/кВт.ч

Результаты расчетов наглядны, и соответствуют ХОПам - характеристикам относительного прироста топлива, применяемых при распределении электрической мощности между турбоагрегатами, в советское время и выброшенных из ПТЭ при так называемой рыночной энергетике.

11. Результаты расчета прироста топлива на прирост тепловой нагрузки при неизменной электрической нагрузки турбин (рис. 112) показывает совершенно уникальные результаты, которые неподвластны для понимания неспециалистам!

Прирост расхода топлива на прирост тепловой энергии (∆В/∆QNэ) очень низки (23÷70кг/Гкал), в 2,5-7раз ниже прироста топлива любой самой экономичной «альтернативной» котельной (165кг/Гкал).

12. Рост энергоемкости раздельной электрической энергии ГРЭС и «альтернативной» котельной при отказе от комбинированной (комплементарной) энергии ТЭЦ

Ккомб.тэц = (1/ηкот + 0,86*W/ηгрэс)/ (1+0,86*W)/ηкомб

Вывод!

Именно применение отдельного вида энергии – комбинированной (электрической + тепловой) производимой и потребляемой (комплементарной) в едином технологическом цикле, без сброса тепла в окружающую среду с использованием показателя удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении позволяет четко и однозначно производить нормирование показателем коэффициентом полезного использования топлива ТЭЦ и удельной выработкой на базе теплового потребления.


….

Примеры анализа эффективности использования топлива с применением диаграммы «КПД брутто ТЭЦ Т-250/300»

Пример 1. Задано 1) Работа турбины по тепловому графику.

2) Теплофикационная Электрическая мощность турбины - Nээ=220мВт - const

3) Температура сетевой воды переменная 80°C; 100°С и 118°С - var

Эквивалентная ГРЭС 240ата (метод Вагнера) на газе КПД= 39% (315гут/кВт.ч)

Альтернативная котельная с КПД =90% (158,7кгут/Гкал)

1` Номер расчета 1-1 1-2 1-3
2 `Температура сетевой воды Град С 80 100 118
3` Заданная теплофикационная Электрическая мощность турбины мВт 220 220 220
4` Удельная выработка ЭЭ на базе теплового потребления W (рис 101) мВт/Гкал 0,704 0,644 0,57
5` Максимальная теплофикационная тепловая мощность турбины, при заданной теплофикационной электрической мощности Гкал/час 220/0,704=

312,5

220/0,644=

341,6

220/0,57=

386,2 верхний предел 372Гкал

6` Комбинированная (комплементарная ) мощность (ЭЭ+ТЭ) турбины Гкал/час 220*0,86+312,5

=501,2

220*0,86+341,6

=530,8

220*0,86+386,2

=575,4

7` КПД брутто ТЭЦ (рис 110) % 87,16 86,20 85,42
8` Расход топлива на производство комбинированной энергии тут/час 501,2/(7*0,8716)

=82,1477

530,8/(7*0,862)

=87,968

575,4/(7*0,854)

=96,230

9` Прирост условного топлива на прирост электрической нагрузки (Рис 111) гут/кВт.ч В диапазоне

285

В диапазоне

293

В диапазоне

299

10` Прирост условного топлива на прирост тепловой мощности (Рис112) кгут/Гкал В диапазоне

48

В диапазоне

50

В диапазоне

54

11` Рост энергоемкости раздельной энергии против комбинированной (комплементарной) энергии
12` А) против замещающей

ГРЭС 240ата 39% газ

+ котельная 90%

о.е.

(1/0,9+0,86*0,704/0,39)/(1+0,86*0,704)/0,8717

= 1,446

/(1/0,9+0,86*0,644/0,39)/(1+0,86*0,644)/0,8620

=1,404

(1/0,9+0,86*0,57/0,39)/(1+0,86*0,57)/0,8542

=1,3574

13` Б) против замещающей

ГРЭС 130ата 36% газ

+ котельная 86%

о.е.

(1/0,86+0,86*0,704/0,36)/(1+0,86*0,704)/0,8717

= 1,523

/(1/0,86+0,86*0,644/0,36)/(1+0,86*0,644)/0,8620

=1,477

(1/0,86+0,86*0,57/0,36)/(1+0,86*0,57)/0,8542

=1,425

14` C) против замещающей

ГРЭС 130ата 34% уголь

+ котельная 84%

о.е.

(1/0,84+0,86*0,704/0,34)/(1+0,86*0,704)/0,8717

= 1,6132

/(1/0,84+0,86*0,644/0,34)/(1+0,86*0,644)/0,8620

=1,564

(1/0,84+0,86*0,57/0,34)/(1+0,86*0,57)/0,8542

=1,509

15` Рыночные распределение топлива (метод Вагнера)

ЭЭ от ТЭЦ всегда экономичнее любой, самой экономичной ГРЭС на газе, даже без учета потерь

7-9% в распределительных сетях ФСК .

16` КПД эквивалентной ГРЭС 240ата % 39 39 39
17` Топливо на комбинированную ЭЭ тут/час 220*0,86/

(7*0,39)= 69,3

220*0,86/

(7*0,39)=69,3

220*0,86/

(7*0,39)=69,3

18` Топливо на комбинированное тепло тут/час 82,1477-69,3=

12,84

87,968-69,3=

18,66

96,23-69,3=

26,926

19` Удельный расход топлива на тепло кгут/Гкал 12,844/312,5

= 41,1

18,66/341,6

=54,6

26,926/386,2

=69,7


Пример 2. Задано 1) Работа турбины по тепловому графику.

2) Теплофикационная мощность турбины - постоянная Qтэ=280Гкал - const

3) Температура сетевой воды переменная 80°C; 100°С и 118°С - var

Эквивалентная ГРЭС 240ата (метод Вагнера) на газе КПД= 39% (315гут/кВт.ч)

1` Номер расчета 2-1 2-2 2-3
2` Температура сетевой воды Град С 80 100 118
3` Заданная теплофикационная Тепловая мощность турбины Гкал/час 280 280 280
4` Удельная выработка ЭЭ на базе теплового потребления W (рис 102) мВт/Гкал 0,692 0,615 0,513
5` Максимальная теплофикационная электрическая мощность при заданной теплофикационной тепловой мощности мВт 280*0,692=

193,76

280*0,616=

172,2

280*0,513=

143,64

6` Комбинированная (комплементарная ) мощность (ЭЭ+ТЭ) турбины Гкал/час 193,76*0,86+280

=473,76

172,2*0,86+280

=452,2

143,64*0,86+280

=423,64

7` КПД брутто ТЭЦ (рис 110) % 86,8 86,0 84,2

8` Расход топлива на производство комбинированной энергии тут/час 473,8/(7*0,868)

=77,97

452,2/(7*0,860)

=75,12

423,54/(7*0,842)

=71,86

9` Прирост условного топлива на прирост электрической нагрузки (Рис 111) гут/кВт.ч В диапазоне

276

В диапазоне

275

В диапазоне

263

10` Прирост условного топлива на прирост тепловой мощности (Рис 112) кгут/Гкал В диапазоне

46

В диапазоне

48

В диапазоне

52

11` Рост энергоемкости раздельной энергии против комбинированной (комплементарной) энергии
12` А) против замещающей

ГРЭС 240ата 39% газ

+ котельная 90%

о.е.

(1/0,9+0,86*0,692/

0,39)/(1+0,86*0,692)/0,868

= 1,435

/(1/0,9+0,86*0,615/

0,39)/(1+0,86*0,615)/0,860

=1,388

(1/0,9+0,86*0,513/

0,39)/(1+0,86*0,513)/0,842

=1,310

13` Б) против замещающей

ГРЭС 130ата 36% газ

+ котельная 86%

о.е.

(1/0,86+0,86*0,692/0,36)/(1+0,86*0,704)/0,8717

= 1,494

/(1/0,86+0,86*0,644/0,36)/(1+0,86*0,644)/0,8620

=1,48047

(1/0,86+0,86*0,513/0,36)/(1+0,86*0,513)/0,842

=1,3953

14` C) против замещающей

ГРЭС 130ата 34% уголь

+ котельная 84%

о.е.

(1/0,84+0,86*0,692/

0,34)/(1+0,86*0,692)

/0,868

= 1,6003

/(1/0,84+0,86*0,615/0,34)/(1+0,86*0,615)/0,860

=1,5446

(1/0,84+0,86*0,513/0,34)/(1+0,86*0,513)/0,842

=1,4536

15` Рыночные распределение топлива (метод Вагнера)

ЭЭ от ТЭЦ всегда экономичнее любой, самой экономичной ГРЭС на газе, даже без учета потерь

7-9% в распределительных сетях ФСК .

16` КПД эквивалентной ГРЭС 240ата % 39 39 39
17` Топливо на комбинированную ЭЭ тут/час 193,76*0,86/

(7*0,39)= 70,97

172,2*0,86/

(7*0,39)=52,246

143,64*0,86/

(7*0,39)=45,249

18` Топливо на комбинированное тепло тут/час 77,97-70,97=

7,00

75,12-52,246=

22,874

71,86-45,249=

26,611

19` Удельный расход топлива на тепло кгут/Гкал 7,00/280

= 27,5

22,874/280

= 81,69

26,611/280

= 95,04


Пример 3. Задано 1) Работа по электрическому графику

2) Теплофикационная мощность турбины - постоянная Qтэ=160Гкал - const

3) Электрическая мощность турбины - постоянная Nээ=100мВт - const

4) Температура сетевой воды переменная 80°C; 100°С и 118°С - var

А) Эквивалентная ГРЭС 240ата (метод Вагнера) на газе КПД= 39% (315гут/кВт.ч)

Б) Эквивалентная ГРЭС 130ата (метод Вагнера) уголь КПД= 34% (361гут/кВт.ч)

1` Номер расчета 3-1 3-2 3-3
2` Температура сетевой воды Град С 80 100 118
3` Заданная теплофикационная

Тепловая мощность турбины

Гкал/час 160 160 160
4` Удельная выработка ЭЭ на базе

теплового потребления W (рис 102)

мВт/Гкал 0,626 0,505 0,36
5` Максимальная теплофикационная электрическая мощность при заданной теплофикационной тепловой мощности мВт 160*0,626=

100,16

160*0,505=

80,8

160*0,36=

57,6

5` Конденсационная выработка мВт 100,16-100=0.0 100-80,8=19,2 100-57.6=42,4
6` Сумма мощностей по электрическому графику Гкал/час 100*0,86+160

=246,0

100*0,86+160

=246,0

100*0,86+160

=246,0

7` КПД брутто ТЭЦ (рис 110) % 78,1 73,5 68,5
8` Расход топлива на производство

комбинированной энергии

тут/час 246,0/(7*0,781)

=45,00

246,0/(7*0,735)

=47,81

246,0/(7*0,685)

=51,3

9` Прирост условного топлива на прирост электрической нагрузки (Рис 111) гут/кВт.ч В диапазоне

220

В диапазоне

229

В диапазоне

245

10` Прирост условного топлива на прирост тепловой мощности (Рис 112) кгут/Гкал В диапазоне

40.2

В диапазоне

40,2

В диапазоне

40,2

11`Метод Вагнера (рынок)

ЭЭ от ТЭЦ всегда экономичнее любой, самой экономичной ГРЭС на газе, даже без учета

потерь 7-9% в распределительных сетях ФСК .

12` КПД эквивалентной ГРЭС 240ата % 39 39 39
13` Топливо на электроэнергию тут/час 100*0,86/

(7*0,39)= 31,5

100*0,86/

(7*0,39)= 31,5

100*0,86/

(7*0,39)= 31,5

14` Топливо на комбинированное тепло тут/час 45,0-31,5=

13,5

47,81-31,5=

16,31

51,3-31,5=

19,8

15` Удельный расход топлива на тепло кгут/Гкал 13,5/160

= 84,375

16,31/160

= 101,94

19,8/160

= 123,75

15` Метод Вагнера (рынок)

КПД эквивалентной ГРЭС130 уголь

%

34

34

34

`16 Топливо на электроэнергию тут/час 100*0,86/

(7*0,34)= 36,13

100*0,86/

(7*0,34)= 36,13

100*0,86/

(7*0,34)= 36,13

`17 Топливо на комбинированное тепло тут/час 45,0-36,13=

8,87

47,81-36,13=

11,68

51,3-36,13=

15,17

`18 Удельный расход топлива на тепло кгут/Гкал 8,87/160

= 55,44

11,68/160

= 73,00

15,17/160

= 94,81

Пример №4-1 а) расчет bуд.ээ Т-250 для чисто конденсационного режима (раздельная электрическая энергия).

bээ = 860/7*ηконд [гут/кВтч] где: ηконд - КПИТ (коэффициент полезного использования топлива) чисто конденсационного режима в зависимости от электрической нагрузки паровой турбины ( нижняя часть рис 110)

Для нагрузки 220 мВт КПИТээ= 38,17%

bээ = 860/7*0,3817 = 321,87гут/кВтч

расход топлива В= bээ*Nээ= 0,32187*220=70,81тут/час

пример 4-2 расчет bуд.ээ Т-250 для чисто теплофикационного режима (комбинированная энергия) без сброса тепла отработанного пара в окружающую среду.

Теплофикационная электрическая нагрузка турбины зависит от двух важнейших величин а) от величины тепловой нагрузки Qтф [Гкал/час] и б) от температуры нагреваемой сетевой воды на выходе из ПСГ турбины

Дано: Qпсг=312,5 Гкал/час, Tпсг=80°С, по рис 102 находим W80°С= 0,704 мВт/Гкал

Nтф=Qпсг=* W80°С=312,5*0,704 = 220мВт

bтф = 860/7*ηтф [гут/кВтч] где: ηтф - КПИТ чисто теплофикационного режима в зависимости от чисто теплофикационной электрической нагрузки паровой турбины

для 220 мВт и 80°С (зеленая верхняя пограничная кривая) КПИТ= 87,10 % ηтф=0,871 ( рис 110)

удельное топливо на электроэнергию bтф = 860/7*0,871=141,05гут/кВтч

удельное топливо на тепловую энергию и на электрическую энергию при чисто теплофикационном режиме будут равны друг другу bуд.ээ = bуд.тэ = 860/7*0,871=141,05гут/кВтч

или что при перерасчете на 1Гкал будет равно 141,05/0,86= 164,02 кг.у.т/Гкал

Суммарный расход топлива определяется через КПИТ

Втф=(Q+N*0,86)/(7* ηтф)=(312,5+220*0,86)/(7*0,871)=82,286тут/час

Парадоксальный вывод из расчета примеров №1 и №2:

при неизменной электрической нагрузке турбины 220мВт, прирост тепловой нагрузки от 0 до 312,5Гкал/час потребовал прирост топлива ∆Втепло=(82,286-70,81)= 11,476тут/час

∆bтепло=(82,286-70,81)/(312,5-0)= 11,476/312,5 =36,73кг.у.т/Гкал

Реальный расход топлива на сбросное тепло турбин, ниже самой лучшей котельной в 165/36,7 = 4,5раза!

Пример №4-3 с) расчет bΣ Т-250 при работе по «электрическому графику» с частичным сбросом тепла в окружающую среду.

Дано: N=220мВт, Qпсг=160Гкал/час, Tпсг=80°С

На пересечении линий 220мВт и 160Гкал/час зеленая прямая Tпсг=80°С (рис 110)

Находим КПИТΣ= 66,9%

Суммарный расход топлива определяется через КПИТΣ

ВΣ=(Q+N*0,86)/(7* ηΣ)=(160+220*0,86)/(7*0,669)=74,75тут/час в том числе

при неизменном расходе топлива на 220 мВт= 70,81тут/час

на 160Гкал/час тепла с температурой 80°С 74,75-70,81=3,76т.у.т/час

Парадоксальный вывод из расчета примеров №1 и №3:

при неизменной электрической нагрузке турбины 220мВт, прирост тепловой нагрузки от 0 до 160Гкал/час потребовал прирост топлива ∆Втепло=(74,75-70,81)= 3,76тут/час

∆bтепло= 3,76/160 =23,5кг.у.т/Гкал

Реальный расход топлива на сбросное тепло турбин, ниже самой лучшей котельной в 165/23,5= 6,9раза!

Метод «альтернативной коровы» как способ показать абсурдность теплового метода и метода «альтернативной котельной»

Применение «теплового метода» и методики «альтернативная котельная» противоречит всем физическим законом, и является примером монопольного сговора крупнейших потребителей электроэнергии и электроэнергетического комплекса с сообществом энергетических регуляторов. В качестве яркого примера наглядно раскрывающего абсурдность методики «альтернативной котельной» можно привести образный аналог, понятный для рядового жителя - монопольного снижения цены на сметану с применением «методики альтернативной коровы». В условиях регулируемых рыночных отношений совершенно очевидна абсурдность попыток снижения цены на сметану, путем повышения цены на обрат для откорма телят и поросят, получаемый как конечный продукт переработки молока.

Так, к примеру, если потребитель обрата хочет приобрести 9 литров обрата, то менеджер молочного производства и «рыночный регулятор тарифа на обрат предложит покупателю обрата оплатить затраты на покупку, как минимум 9-10 литров молока от «альтернативной коровы». То, что при этом сметана, по затратам молока, станет в 2-3 раза дешевле, с позиции рыночного регулятора, это уже не касается покупателя обрата. «Покупатель обрата, не лезьте не в свое дело, с тарифом на сметану мы разберемся сами!» У менеджеров молочного производства имеются отношения со своим «рыночным регулятором тарифа на сметану». Ну, а если потребитель обрата не хочет платить по цене «альтернативной коровы», эффективный молочный менеджер вместе с регуляторами сметаны соберет конференции, организует симпозиумы о целесообразности покупки обрата по цене «альтернативной коровы» наконец, выпустит приказ на самом высоком уровне. Ну, а если не получится применить административный ресурс, то что же ладно, менеджер молочного производства, спустит 10 литров обрат в канализацию, и восстановит цену сметаны до его реального, рыночного значения.

Попытка эффективного молочного менеджера и регулятора молочного бизнеса обосновать высокую цену на «обрат» необходимостью содержать «альтернативных коров» вначале вызовет только смех, а затем взрыв у потребителей и отставку сообщества раздельных регуляторов: отдельно регулятора на обрат, и отдельно регулятора на сметану!

К сожалению в условиях так называемой российской «регулируемой рыночной» экономики энергетики, таких менеджеров и сообщество энергетических регуляторов, со знаниями школьной физики, не выгоняют с работы, не привлекают к ответственности, а почему-то допускают на многолетние наукообразные симпозиумы, дискуссии и обсуждения.

Заключение:

Тепловая и электрическая энергия от ТЭЦ на конкурентном рынке российской энергетики должна быть очищена от скрытого и явного перекрестного субсидирования и отвечать реальным затратам первичного топлива на энергию, реальным затратам в оборудование на мощность;

Кто – же, конкретно, на высоком государственном уровне должен отстаивать интересы страны и создавать условия внедрения топливосберегающих технологий, снижения энергоемкости страны, создавать равные условия для внедрения различных технологий:

1. Прежде всего, Минэкономики России которое должно обеспечивать цели долгосрочного периода развития страны: обеспечение коллективного оптимума страны за счет реального снижения энергоемкости ВВП России в тоннах условного топлива, а не цели краткосрочного периода: обеспечение голосов избирателей на конкретных ближайших выборах. Именно Минэкономики страны должно отказаться от повального применения усреднения тарифов и перейти на ценообразование естественных монополистов энергетики на основе маржинальных тарифов

2. Затем ФАС - федеральная антимонопольная служба, основа деятельности которой должно быть направлена на исключение любых 10 видов скрытого (топливом) и явного (деньгами) перекрестного субсидирования в российской энергетике

3. И, конечно же, серьезные экологические организации, которые должны думать головой, о экономических проблемах в вопросах эффективного топливосбережения, а не PRиться по буровым установкам. Но они в подавляющем большинстве безграмотные, на уровне школьных знаний, не владеют вопросами экономики природопользования на основе маржинальных издержек.

Богданов А.Б., Богданова О.А. , Алгоритм расчета ХОП на ЭЭ и на ТЭ с диаграммой режимов турбины Т-250/300 без применения УРУТ

Источник: Портал по теплоснабжению, РосТепло.ру, www.rosteplo.ru

Оставить комментарий

Тематические закладки (теги)

Тематические закладки - служат для сортировки и поиска материалов сайта по темам, которые задают пользователи сайта.

Тематические закладки пользователей:

Tеги: распределения топлива на ТЭЦ

Похожие статьи:

Подбор теплообменника!

Теплообменник ТТАИ для ГВС, отопления, промпроизводств.

+7(495)741-20-28, info@ntsn.ru