7.3. показатели энергетической эффективности

Содержание:

Тепловые электрические станции

Котлы и котельные

Показатели энергетической эффективности


При проведении энергетического обследования (энергоаудита) производится оценка эффективности использования всех видов ТЭР, потребляемых или используемых потребителем ТЭР, а таже вторичных энергоресурсов.


Под показателем энергетической эффективности понимается абсолютная или удельная величина потребления или потерь энергетических ресурсов, необходимая для производства продукции любого назначения или выполнения технологического процесса.

Анализу подвергаются все аспекты деятельности потребителя ТЭР в сфере топливо- и энергопотребления. По результатам энергетического обследования (энергоаудита) составляется энергетический паспорт установленного образца, либо уточняется существующий.


Тепловые электрические станции

конденсационные (КЭС); теплоэлектроцентрали (ТЭЦ); газотурбинные установки (ГТУ); парогазовые установки (ПГУ); атомные электростанции (АЭС)


На КЭС и АЭС для конечного потребления производится только электроэнергия,

На ТЭЦ и ГТУ производится совместная выработка электроэнергии и теплоты,

На ПГУ возможны оба варианта.

КЭС, АЭС и ТЭЦ работают с использованием пароводяного цикла Ренкина, ГТУ используют газовый цикл, а ПГУ комбинацию парового и газового циклов.


В соответствии с ГОСТ 51387-99. «Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения»,

при составлении топливно-энергетического баланса различные виды ТЭР приводят к одному количественному измерению. Процедура приведения к единообразию может производиться: По физическому эквиваленту энергии, заключенной в ТЭР, т.е. в

соответствии с первым законом термодинамики; По относительной работоспособности (эксергии), т.е. в

соответствии со вторым законом термодинамики; По количеству полезной энергии, которая может быть получена из

указанных ТЭР в теоретическом плане для заданных условий


С точки зрения технической термодинамики основными показателями энергетической эффективности тепловых электростанций являются коэффициент полезного действия (КПД) и удельный расход топлива.

КПД брутто – это отношение полезно выработанной энергии ко всей затраченной.

КПД нетто – это отношение полезно отпущенной энергии ко всей затраченной.

Различие между ними определяется потреблением части выработанной энергии на собственные нужды и потери.


Учитывая приведенные выше определения, КПД ТЭС можно выразить в виде:

ηТЭС = ,

Где В – расход топлива на выработку электроэнергии;

Qрн - теплота сгорания рабочего топлива;

Nэ – электрическая мощность, выработанная ТЭС.


Nэ

В * Qр

н

Расход топлива на ТЭС для выработки электрической мощности Nэ определяется формулой:

В =


Nэ

ηТЭС *Qрн

Удельный расход топлива – это отношение полного расхода топлива к выработанной энергии за отчетный период.

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии:

b= =


Nэ* τ

B *τ

1ηТЭС *Qр

н

Для сопоставления различных видов топлива, суммарного учета его запасов, оценки эффективности использования энергетических ресурсов, сравнения показателей теплоиспользующих устройств принята единица измерения условное топливо, теплота сгорания которого

Qут = 29,33 МДж/кг.

Для сравнительного анализа обычно используется единица измерения тонна условного топлива (1 т.у.т.), теплота сгорания которой Qут = 29,33*103 МДж/тут = 7 Гкал/тут = 8,147*103 кВтч/тут.


Удельный расход условного топлива рассчитывается исходя из расхода реального топлива:

bут = b *


Qpн

Qут

С учетом потерь энергии в различных элементах ТЭС, фактический КПД тепловой электростанции можно выразить формулой:

ηтэс = ηt * ηoi* ηм* ηг* ηк

Где:

ηтэс - фактический КПД ТЭС;

ηoi – внутренний относительный КПД турбины;

ηм – механический КПД турбогенератора;

ηг - электрический КПД генератора;

ηк – КПД котла.


Котлы и котельные

По назначению: отопительные, производственные, производственно-отопительные, пиковые.

По рабочему телу: паровые (для выработки пара), водогрейные (для выработки теплоты в виде горячей воды) и комбинированные (для совместной выработки пара и горячей воды).

В котельных для парового или водогрейного котла вся поступившая в него теплота расходуется на выработку полезной теплоты, содержащейся в паре или горячей воде, и а покрытие различных потерь теплоты. Суммарное количество теплоты, поступившее в котельный агрегат, называют располагаемой теплотой и обозначают Qр.


Теловой баланс котла для сжигаемого топлива имеет вид:

Qр = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 + Q6

Где Qр – располагаемая теплота, кДж;

Q1 – полезная теплота, содержащаяся в паре или горячей воде, кДж;

Q2 – потери теплоты с уходящими газами;

Q3, Q4 – потери теплоты от химической и механической неполноты сгорания топлива;

Q5 – потери через наружные ограждения котла;Q6 – потери физической теплоты, содержащейся в удаляемом шлаке


В удельном выражении уравнение теплового баланса котла выглядит следующим образом:

1= q1 + q2 + q3 + q4 + a5 + q6


Потери теплоты с уходящими газами (q2) в котлах наибольшие и обусловлены тем, что температура продуктов сгорания, покидающих котельный агрегат, значительно выше температуры окружающего атмосферного воздуха. Эти потери зависят от вида сжигаемого топлива, коэффициента избытка воздуха в уходящих газах, температуры уходящих газов, чистоты наружных и внутренних поверхностей нагрева.


Потери теплоты от химической неполноты сгорания (q3) обусловлены неполным сгоранием топлива, вызванным плохим смешением с воздухом или недостаточным его количеством. Эти потери зависят от вида топлива, способа сжигания топлива, конструкции топки, коэффициента избытка воздуха в топке, уровня и распределения температуры в топочной камере и др.

Величина q3 имеет следующие примерные значения при коэффициенте избытка воздуха ά>1, для газового топлива – 0; для жидкого от 0,5 до 1,5%, для твердого 1,5…2,0%.


Потери теплоты от механической неполноты горения (q4) наблюдаются только при сжигании твердого топлива и обусловлены наличием в очаговых остатках твердых горючих частиц, не вступивших в процессы газификации и горения.

Очаговые остатки покидают топку со шлаком и уносом.


Потери теплоты через наружные ограждения (q5) зависят от теплопроводности обмуровки, ее толщины, поверхности стен, температуры наружного воздуха и конструктивного исполнения котла.

Потери в виде физической теплоты шлаков (q6) имеют место при жидком шлакоудалении, а иногда и при сухом, если сжигается высокозольное топливо.


Коэффициент полезного действия котла (КПД) – это

отношение полезной теплоты, выработанной в виде пара или

горячей воды, к располагаемой, т.е. КПД котла равен q1:

ηк = 1 – (q2 + q3 + q4 + q5 + q6)


Так как располагаемую теплоту можно выразить через расход топлива – В:

Qp = B*Qнр,

Где Qнр – низшая теплота сгорания рабочего топлива, то КПД котла можно определить в виде:

ηк =

где Q1 – полезная теплота выработанная в котле.


Q1

B * Qрн

Для парового котла

Q1 = D*(hn – hnb),

где D – паропроизводительность, т/ч;

hn, hnb – энтальпии пара и питательной воды соответственно.

Для водогрейного ктола

Q1 = Gгв * (hn – ho),

где Gгв – расход горячей воды, т/ч;

hn, ho – энтальпии воды в подающей и обратной магистралях соответственно.


Расход топлива для котла выражается формулой:

B =

Удельный расход топлива паровых котлов – это отношение расхода топлива к паропроизводительности котла (кг/т пара) – D:

b =


Q1

ηк * Qрн

B

D

Для водогрейных котлов – это отношение расхода топлива к теплопроизводительности котла (кг/Гкал):

b =

КПД «брутто» не учитывает собственные нужды котельной и равен КПД котлов (у современных котлов КПД составляет 90-93%).


B

Q1

Кроме рассмотренных выше критериев энергетической эффективности оборудования, для более глубокого понимания и анализа возможных путей энергосбережения имеет большое значение качество потребляемой или вырабатываемой энергии.

Качество энергии определяется ее способностью совершать полезную техническую работу. Максимальная полезная работа, которую может выработать энергия при переводе ее до уровня параметров окружающей среды, называется эксергией.


Эксергия механической или электрической энергий практически равна величине этих энергий.

Эксергия теплоты – это максимальная полезная работа, которая может быть получена от теплоты только с помощью обратимого цикла Карно, совершаемого между источником теплоты и окружающей средой, и определяется соотношением:

E = Q * ηко ,

где ηко = 1 -

КПД обратимого цикла Карно, осуществляемого между источником теплоты и окружающей средой с абсолютными температурами T0 и Т соответственно.


T0

T

Например, эксергия (максимальная работоспособность) 1МДж теплоты газов при температуре 9270С в газоходе котла и температуре окружающей среды 270С составит:

Е1 = 1 * (1-300/1200) = 0,75 МДж,

а эксергия той же теплоты, переданной в котле от газов к горячей воде системы теплоснабжения при температуре 1270С и той же температуре окружающей среды составит:

Е2 = 1 * (1-300/400) = 0,25 МДж


Работоспособность теплоты при понижении ее температурного потенциала от 9270С до 1270С уменьшается в 3 раза (Е1/Е2 = 0,75/0,25 = 3)

Таким образом, эксергия может быть одним из критериев оценки качества энергии, получаемой от источника. Широко распространенные и перспективные источники энергии имеют следующие ориентировочные значения этого критерия:


Теплота сжигаемого топлива – 20-40%; Электроэнергия – 95% и более; Источники механической энергии:

Ветровая – 30%, Водных потоков рек – 60%, Волновая и приливная – 65%;

Тепловые возобновляемые источники – 35%; Фотоэлектрические преобразователи – 15%.

Исходя из вышесказанного, использование электроэнергии, обладающей максимальной работоспособностью для целей отопления противоречит всем принципам энергосбережения.


В положении по проведению энергетических обследований организаций РАО ЕС России (РД 153-34.0-09.162-00) от 01.06.2000г. Рекомендуются следующие показатели энергетической эффективности:

Предлагаемый состав показателей для ТЭС:

Среднегодовое значение установленной электрической мощности

Среднегодовое значение установленной тепловой мощности с разбивкой по источникам генерации (отборы турбин, РОУ, ПВК) и видам теплоносителей (горячая вода, пар)

Коэффициенты использования (число часов использования) установленной электрической и тепловой мощности

Коэффициент технического использования (готовности к несению нагрузки)

Выработка электроэнергии, в том числе по теплофикационному циклу

Отпуск тепла, в том числе отработавшим паром отборов турбин

Среднегодовая структура сожженного топлива и его характеристика (теплотворная способность, зольность, влажность)

Фактические и нормативные значения расходов электроэнергии и теплоты на собственные нужды

Фактические, номинальные и нормативные значения удельных расходов топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию

Годовые значения величин перерасходов топлива из-за отклонения фактических показателей оборудования от нормативных с разбивкой по составляющим.


Для районных котельных указываются: Среднегодовое значение установленной тепловой мощности Коэффициенты использования (число часов использования)

установленной тепловой мощности Отпуск тепла Среднегодовая структура сожженного топлива и его

характеристика (теплотворная способность, зольность, влажность)

Фактические и номинальные значения расходов тепла на собственные нужды

Фактические, номинальные и нормативные значения удельных расходов топлива на отпущенное тепло


Для гидравлических электрических станций указываются: Установленная мощность ГЭС на конец года, кВт.

Располагаемая мощность ГЭС на конец года, кВт

Средняя за отчетный год рабочая мощность ГЭС, кВт

Средняя за отчетный год установленная мощность по гидрогенераторам, кВт.

Число часов использования средней за отчетный год установленной мощности, ч.

Значение ограничения установленной мощности за год с указанием причин, кВт

Максимум нагрузки, кВт

Выработка электроэнергии, тыс. кВт.ч.

Расход электроэнергии на собственные нужды, тыс. кВт.ч.

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды (норма, факт), %

Полный расход воды, млн. куб.м., на : Выработку электроэнергии; Холостые сбросы

Коэффициент технического использования, %Среднеинтервальное значение КПД ГЭС (норма, факт), %.


Для водяных и паровых тепловых сетей, находящихся на балансе каждого энергообъекта, указываются:

Краткая характеристика тепловых сетей: Источник(и) теплоснабжения (ТЭЦ, ГРЭС, котельная, др.); Вид системы теплоснабжения (открытая, закрытая, смешанная); Тепловая мощность источника(ов) тепловой энергии по теплоносителям (вода [Гкал/ч],

пар [т/ч]); Производительность водоподготовительной установки для подпитки тепловой сети (т/ч); Присоединенная тепловая нагрузка по теплоносителям (вода [Гкал/ч], пар [т/ч]): всего в

том числе: ЖКХ, промышленность (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение, пар по параметрам);

Расчетный температурный график (расчетные температуры сетевой воды, наружного воздуха);

Магистрали водяных и паровых тепловых сетей, отходящие от источника(ов) тепла, по видам теплоносителя (вода, пар): наименования источника, наименование магистралей, диаметр трубопроводов на головном участке;

Протяженность (км), средний диаметр трубопроводов тепловой сети (м) (всего, в том числе по видам прокладки: канальная, бесканальная, надземная; в том числе на балансе энергоснабжающей организации)


Годовой отпуск тепловой энергии с водой и паром (млн. Гкал); Расход сетевой воды в отопительном сезоне, в летнем периоде

(тыс. т/ч). Расход пара в отопительном сезоне, в летнем периоде (тыс. т/ч). Годовые потери сетевой воды: всего, в том числе на технологические

нужды (тыс. т) Годовые потери конденсата (тыс. т) Годовые потери тепловой энергии (Гкал) Удельный расход электроэнергии на транспорт теплоты (кВт.ч/Гкал) Удельный расход сетевой воды на отпущенную тепловую энергию

(т/Гкал)


По электрическим сетям указывается следующее: Протяженность линий электропередачи, находящихся на балансе, в том числе по цепям (35

кВ и выше, 6…20 кВ, 0,38 кВ) и кабельным линиям (6…10 кВ и выше, 0,38 кВ), км.

Количество и установленная мощность, находящихся на балансе подстанций (35 кВ и выше, ТП 6-35/0,4 кВ), МВ*А

Количество и мощность компенсирующих устройств реактивной мощности, установленных в сетях СК и потребителей, МВАр

Степень компенсации реактивной мощности, кВАр/кВт.

Фактические потери электроэнергии в электрических сетях за отчетный период: абсолютные (млн.кВт.ч), относительные к отпущенной энергии (%).

Нормативные потери электроэнергии в электрических сетях за отчетный период: абсолютные (млн. кВт.ч), относительные к отпущенной энергии (%).

Основные показатели АО-энерго в части производства и распределения электрической энергии за базовый период: Выработка электроэнергии электростанциями (всего ,ТЭС, ГЭС), млн. кВт.ч Расход электроэнергии на собственные нужды (всего, ТЭС, ГЭС), млн. кВт.ч Отпуск электроэнергии с шин (всего, ТЭС, ГЭС), млн. кВт.ч Покупная электроэнергия (всего, от блок-станций, импорт) млн. кВт.ч.


Отпуск электроэнергии в сеть, млн. кВт.ч Фактические потери электроэнергии за базовый период (в том числе

потери электроэнергии от транзита электроэнергии по электрическим сетям), млн. кВт.ч.

Нормативные потери электроэнергии в электрических сетях за юазовый период: абсолютные (млн. кВт.ч), относительные к отпущенной энергии (%)

Производственные нужды АО-энерго, млн. кВт.ч Полезный отпуск электроэнергии (всего, собственным потребителям,

экспорт, сальдо-передача )


7.3. показатели энергетической эффективности

Entertainment & Humor