Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Анализ методов оптимизации функционирования системы централизованного теплоснабжения 10
1.1. Оптимизация тепловой схемы ТЭЦ 10
1.2. Оптимизация режимов работы теплоэнергетического оборудования ТЭЦ 20
1.2.1. Оптимизация распределения тепловой и электрической энергии между турбинами ТЭЦ 21
1.2.2. Оптимизация отпуска теплоты от ТЭЦ с учетом функционирования тепловых сетей и потребителей тепловой энергии 24
1.2.2.1. Существующая методологическая база регулирования отпуска теплоты от ТЭЦ 24
1.2.2.2. Влияние функционирования теплосети и потребителей тепловой энергии на экономичность отпуска теплоты от ТЭЦ 34
1.2.2.3. Существующие научно-технические разработки по оптимизации отпуска теплоты от ТЭЦ с учетом функционирования тепловых сетей и потребителей тепловой энергии 38
1.3. Выводы и постановка задачи 41
Глава II. Описание функционирования потребителей при наличии двух видов тепловой нагрузки (отопления и горячего водоснабжения) 44
2.1. Описание функционирования потребителя с присоединением установки горячего водоснабжения по двухступенчатой, последовательной схеме, а отопительной установки по зависимой -, схеме (с наличием регулятора температуры горячей воды и регулированием расхода сетевой воды на отопление) 45
2.2. Описание функционирования потребителя с присоединением установки горячего водоснабжения по одноступенчатой, последовательной схеме, а отопительной установки по зависимой схеме (с наличием регулятора температуры горячей воды и регулированием расхода сетевой воды на отопление) 48
2.3. Описание функционирования потребителя с присоединением установки горячего водоснабжения по двухступенчатой, последовательной схеме, а отопительной установки по зависимой схеме (без регулятора температуры горячей воды и регулирования расхода сетевой воды на отопление) 52
2.4. Описание функционирования потребителя с присоединением установки горячего водоснабжения по одноступенчатой, последовательной схеме, а отопительной установки по зависимой схеме (без регулятора температуры горячей воды и регулирования расхода сетевой воды на отопление) 55
2.5. Описание функционирования потребителя с присоединением установки горячего водоснабжения по двухступенчатой, смешанной схеме, а отопительной установки по зависимой схеме (с наличием регулятора температуры горячей воды и регулированием расхода сетевой воды на отопление) 58
2.6. Описание функционирования потребителя с присоединением установки горячего водоснабжения по одноступенчатой, параллельной
'* схеме, а отопительной установки по зависимой схеме (с наличием регулятора температуры горячей воды и регулированием расхода сетевой воды на отопление) 62
2.7. Описание функционирования потребителя с присоединением установки горячего водоснабжения по двухступенчатой, смешанной схеме, а отопительной установки по зависимой схеме (без регулирования температуры горячей воды и расхода сетевой воды на отопление) 65
2.8. Описание функционирования потребителя с присоединением установки горячего водоснабжения по одноступенчатой, параллельной схеме, а отопительной установки по зависимой схеме (без регулирования температуры горячей воды и расхода сетевой воды на отопление) 69
Глава III. Построение комплексной модели отпуска теплоты ТЭЦ потребителю тепловой энергии 74
3.1. Построение моделей изменения нагрузки ГВС в течение суток для различных видов потребителей тепловой энергии 75
3.2. Определение запаздывания температурных возмущений источника теплоснабжения обусловленного инерционностью теплосети, с учетом потерь тепла в трубопроводах 78
3.3 Построение комплексной модели функционирования потребителей тепловой энергии при наличии двух видов тепловой нагрузки (отопления и горячего водоснабжения) 91
Глава IV. Оптимизация отпуска теплоты от ТЭЦ потребителю с учетом изменения в течение суток нагрузки ГВС и температуры наружного воздуха 95
4.1. Методика оптимизации отпуска теплоты от ТЭЦ потребителю с учетом изменения в течение суток нагрузки ГВС и температуры наружного воздуха 96
4.2. Расчет экономической эффективности оптимизации отпуска теплоты от ТЭЦ потребителю с учетом изменения в течение суток нагрузки ГВС и температуры наружного воздуха 99
4.3. Пример расчета оптимизации отпуска теплоты от ТЭЦ потребителю с учетом изменения в течение суток нагрузки ГВС и температуры наружного воздуха 104
4.4. Выводы 109
Выводы по диссертации 110
Список литературы 112
- Оптимизация режимов работы теплоэнергетического оборудования ТЭЦ
- Описание функционирования потребителя с присоединением установки горячего водоснабжения по одноступенчатой, последовательной схеме, а отопительной установки по зависимой схеме (с наличием регулятора температуры горячей воды и регулированием расхода сетевой воды на отопление)
- Определение запаздывания температурных возмущений источника теплоснабжения обусловленного инерционностью теплосети, с учетом потерь тепла в трубопроводах
- Расчет экономической эффективности оптимизации отпуска теплоты от ТЭЦ потребителю с учетом изменения в течение суток нагрузки ГВС и температуры наружного воздуха
Введение к работе
В условиях реструктуризации и перехода к рыночным механизмам в энергетике России приоритетными в развитии энергетической науки становятся направления связанные со снижением себестоимости отпускаемой тепловой и электрической энергии. Особенно актуально встает вопрос о повышении конкурентоспособности существующих ТЭЦ. При этом сложная экономическая ситуация и отсутствие свободных финансовых ресурсов у генерирующих компаний вызывает необходимость изыскивать малозатратные методы энергосбережения.
Основное преимущество ТЭЦ перед конденсационными станциями заключается в экономически более выгодной выработке электроэнергии на тепловом потреблении. Одним из возможных действий по энергосбережению на ТЭЦ и как следствие повышения их конкурентоспособности являются мероприятия по оптимизации отпуска теплоты от ТЭЦ потребителю которые могут быть отнесены к самым малозатратным энергосберегующим технологиям.
Наметившийся в последнее время рост потребления как электрической, так и тепловой энергии при практически полном отсутствии ввода новых энергетических мощностей ставит вопрос о возможном дефиците тепловой энергии. Строительство новых станций требует больших капитальных вложений, оптимизация же отпуска тепловой энергии от ТЭЦ позволит высвободить существующие мощности для присоединения новых потребителей.
Из всех параметров, которые определяют режим тепловой нагрузки теплофикационной турбины один - температура обратной сетевой воды - является неуправляемым и определяется качеством работы всей системы теплоснабжения. Режимы работы ТЭЦ и показатели их экономичности определяются графиком тепловых нагрузок, расходом и температурой воды в теплосети, которые в свою очередь определяются соотношением нагрузок ото-
пления и горячего водоснабжения для района тешюпотреблення, а также схемой преимущественного присоединения нагрузки ГВС. Тепловые нагрузки отопления и ГВС изменяются в течение суток в соответствии с изменением температуры наружного воздуха и разбора горячей воды абонентами.
В настоящей работе поставлена задача исследования возможностей оптимизации отпуска теплоты от ТЭЦ с учетом изменения нагрузки ГВС и температуры наружного воздуха в течение суток на основе математического моделирования взаимосвязанного функционирования производителя и потребителя тепловой энергии.
Целью данной работы являлось:
Теоретическое исследование оптимизации отпуска теплоты от ТЭЦ потребителю.
Создание методики описания потребителей тепловой энергии с присоединением отопительных установок по зависимой схеме, а установок горячего водоснабжения по последовательной, смешанной и параллельной схемам, с учетом нестационарных тепловых режимов.
Построение моделей изменения нагрузки ГВС в течение суток для различных видов потребителей тепловой энергии
Определение запаздывания температурных возмущений источника на потребителе тепловой энергии, обусловленного инерционностью теплосети, с учетом потерь теплоты через тепловую изоляцию трубопроводов сетевой воды.
Оптимизация отпуска теплоты от ТЭЦ потребителю с учетом изменения нагрузки ГВС и температуры наружного воздуха в течение суток посредством комплексного моделирования системы централизованного теплоснабжения.
і Диссертация состоит из введения, 4-х глав, заключения и списка лите-
ратуры.
В главе I обосновывается актуальность рассмотрения оптимизации отпуска теплоты от ТЭЦ потребителю с учетом суточного изменения нагрузки ГВС и температуры наружного воздуха. Кроме того, дается обзор литературы по данной проблематике. Определяется цель работы и дается ее краткая характеристика.
Оптимизация режимов работы теплоэнергетического оборудования ТЭЦ
Оптимизация режимов работы теплоэнергетического оборудования относится к разряду беззатратных методов повышения конкурентоспособности предприятий энергетики [58]. Ее можно разделить на оптимизацию распределения тепловой и электрической энергии между турбинами ТЭЦ и оптимизацию отпуска теплоты от ТЭЦ с учетом функционирования потребителей тепловой энергии.
Существуют различные методы оптимизации функциональных зависимостей, но удовлетворяющих необходимым требованиям оптимизации энергетических задач существует не так уж и много. В [59] описаны методы и приемы оптимизации, нашедшие применение в энергетике, такие как: метод относительных приростов, метод локального поиска, метод динамического программирования, метод возможных направлений, метод ветвей и границ.
Метод относительных приростов основан на сопоставлении характеристик относительных приростов расхода, строящихся путем дифференцирования расходных характеристик. Метод локального поиска на каждом этапе отыскивает улучшение исходного режима в предположении, что таким путем можно постепенно прийти к наилучшему режиму. Этот метод позволяет отыскать ближайший локальный оптимум, [60]. Метод
динамического программирования относится к методам поиска глобального оптимума [61] посредством упорядоченного перебора возможных решений. Метод возможных направлений [62] основан на том, что предполагается известным оптимальный режим для одного значения суммарной нагрузки и указывается процедура перехода (расчетного) к другому значению. Метод ветвей и границ позволяет решать комбинаторные задачи, т.е. задачи определения минимума (максимума) некоторой функции, заданной на множестве комбинаций [63]. В [64] представлены градиентные методы оптимизации, основанные на определении приращений функций при конечных изменениях переменных, достаточно хорошо отработаны для решения задач, в которых эти переменные независимы.
Одним из наиболее выгодных и беззатратных путей для повышения экономичности ТЭС является оптимальное распределение нагрузок между турбоагрегатами. При этом необходимо учитывать, что следует правильно распределить не только электрическую, но и тепловую отопительную, и производственную нагрузки. Сложность данной проблемы требует использования мощной вычислительной техники и методов оптимизации, позволяющих обеспечить создание компьютерных оптимизационных моделей.
Из-за сложности оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами промышленно-отопительных ТЭЦ, решение данной проблемы в научно-технической литературе представлено незначительно. Это связано со сложностью оптимизации между разными типами турбоагрегатов, имеющими различные характеристики при разных нагрузках, сложно функционально взаимозависимых.
Часто возникает задача оптимального распределения тепловой нагрузки между агрегатами ТЭЦ с целью повышения экономичности выработки электроэнергии. Это имеет место, при эксплуатации ТЭЦ с установленным оборудованием на различные начальные параметры в периоды, когда тепловая нагрузка недостаточна для загрузки теплофикационных отборов всех турбин, а по условиям графика нагрузки все турбины должны находиться в работе и значительную долю электроэнергии приходится производить конденсационным методом. При одинаковых КПД всех работающих котлов, а также одинаковых внутренних относительных КПД отсеков турбин условием оптимальности теплового режима ТЭЦ является минимальный расход эксергии на удовлетворение заданной тепловой нагрузки [65,66]:
Оптимальному распределению тепловых и электрических нагрузок на ТЭЦ посвящена работа [67]. При решении оптимизационных уравнений учитываются ограничения по предельным значениям отпуска тепловой и электрической энергии, по максимальному расходу свежего пара, а также по минимальной электрической мощности, определяемой тепловой нагрузкой агрегата. Решать задачу оптимизации предлагается только в пределах одной ТЭЦ. Для нахождения минимума функции с большим числом переменных предлагается использовать градиентный метод. Суть его заключается в следующем. Для начала принимают какой-либо исходный вариант распределения нагрузок, но с соблюдением существующих ограничений. Для заданной минимизируемой функции F(xj, х2, ... х„), включающей в себя п переменных, определяется приращение AFxh вызванное изменением каждой из переменных х{. Движение или шаг осуществляется в направлении убывания функции F, что соответствует такому изменению параметра х;, при котором величина AF должна иметь обратный знак. Поиск оптимального решения заканчивается при условии /lFx, , где г. - заданная наперед величина, определяемая требуемую точность расчетов.
Оптимизация распределения нагрузок на ТЭЦ, имеющей поперечные связи по пару и питательной воде, отличается тем, что общая задача оптимизации делится на ряд подзадач, в которых рассматривается ряд частных решений. В данном случае таких подзадач три: распределение тепловых и электрических нагрузок по минимуму общего расхода свежего пара на ТЭЦ; распределение выработки свежего пара между отдельными котлоагрегатами по минимуму расхода топлива станцией; распределение расходов питательной воды по подогревателям высокого давления турбин из условия достижения максимума ее энтальпии после смешения потоков.В [68] описывается программный комплекс, обеспечивающий оптимальное распределение нарузок между турбоагрегатами ТЭС. Он позволяет осуществлять распределение электрической, тепловой и производственной нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ с учетом особенностей тепловой схемы ТЭЦ. При разработке данного программного комплекса были использованы типовые энергетические характеристики турбоагрегатов и дополнительно рассчитанная система поправок. Данные поправки постоянны и не отвечают динамически изменяющимся характеристикам оборудования в ходе эксплуатации.
В [69] описаны различные подходы к автоматизации математических моделей теплоэнергетических установок (ТЭУ). Описанные в [69] программы являются универсальными, основным недостатков таких программ является невозможность учета всех возможных индивидуальных особенностей конкретных тепловых схем турбоустановок.
Все подходы в области автоматизации моделирования технических систем непрерывного действия можно условно разделить на три основных направления.1. Универсальное моделирование технологических схем конкретных паротурбинных установок и ТЭЦ [70, 71].2. Системы модульного программирования с заранее определенным составом входных и выходных параметров, основанные на анализе
Описание функционирования потребителя с присоединением установки горячего водоснабжения по одноступенчатой, последовательной схеме, а отопительной установки по зависимой схеме (с наличием регулятора температуры горячей воды и регулированием расхода сетевой воды на отопление)
При построение температурного графика для центрального качественного регулирования совмещенной нагрузки отопления и горячего водоснабжения потребителя с присоединением установки горячего водоснабжения по одноступенчатой, последовательной схеме, а отопительной установки по зависимой схеме (с наличием регулятора температуры горячей воды и регулированием расхода сетевой воды на отопление) можно воспользоваться методикой для приведущей схемы, упрощенной вследствие отсутствия нижней ступени подогрева горячей воды.
Для построения графика качественного регулирования суммарной нагрузки необходимо предварительно по формулам качественного регулирования нагрузки отопления (2) и (3) построить графики т0і, т02 =f(tH)-Вследствие отсутствия нижней ступени подогревателя горячей воды температура обратной сетевой воды равна температуре сетевой воды после отопительной установки Т2=То2- Так как при нагрузке горячего водоснабжения Q г перепад температур 5 постоянен при всех температурах наружного воздуха, то температура прямой сетевой воды равна:
Рис. 4. Построение температурного графика для центрального качественного регулирования совмещенной нагрузки отопления и горячего водоснабжения (закрытая, одноступенчатая система с наличием регулятора температуры горячей воды и регулированием расхода сетевой воды наотопление) Перепад температур 5 находится по формуле (8).
Так как при моделирование работы потребителя с присоединением установки горячего водоснабжения по одноступенчатой, последовательной схеме, а отопительной установки по зависимой схеме (с наличием регулятора температуры горячей воды и регулированием расхода сетевой воды на отопление), в режиме реального времени необходимо получение зависимости температуры обратной сетевой воды после потребителя от температуры прямой сетевой воды перед потребителем, то исходными данными для расчета являются: температура прямой сетевой воды ть текущая нагрузка горячего водоснабжения QrBC, температура воздуха в помещении tB.
Расчет начинаем с верхней ступени подогревателя горячей воды, применяя методику представленную в пункте 2.1.1. используя формулы (18, 19,20).Далее по известному Wn находим температура сетевой воды после подогревателя тоігвс, по формуле (21). Температуру сетевой воды перед отопительной установкой можно найти из баланса точки смешения сетевой водьг после подогревателя горячей воды Wn и сетевой воды проходящей через регулятор расхода Wpp, по формуле (22).Зависимость Wpp от Wn представлена на рисунке 1.
Далее производим расчет отопительной установки по формулам (23, 24, 25). После чего по известной нагрузке отопления находим температуру сетевой воды после отопительной установки, формула (26).
Так как нижняя ступень подогревателя горячей воды отсутствует, то температура обратной сетевой воды после потребителя равна температуре сетевой воды после отопительной установки І2 = Т02.
Рис. 5. Присоединение установки горячего водоснабжения подвухступенчатой последовательной схеме и отопительной установки позависимой схеме (без регулятора температуры горячей воды и регулированиярасхода сетевой воды на отопление)
Для построение температурного графика для центрального качественного регулирования совмещенной нагрузки отопления и горячего водоснабжения потребителя с присоединением установки горячего водоснабжения по двухступенчатой, последовательной схеме, а отопительной установки по зависимой схеме (без регулятора температуры горячей воды и регулирования расхода сетевой воды на отопление) необходимо предварительно по формулам качественного регулирования нагрузки отопления (2) и (3) построить графики т0ь т02 = f(tH). Далее для построения линии І2 = f(tH) необходимо произвести расчет нижнего подогревателя горячей воды имея в качестве исходных данных: водяной эквивалент сетевой воды на подогреватель W, водяной эквивалентводопроводной воды WB, температура сетевой воды перед подогревателем тог, по формулам (13, 14, 15). После чего по известной нагрузке нижней ступени горячего водоснабжения находим температуру водопроводной воды после первой ступени и нагрузку верхней ступени, по формулам (16, 17):
Далее рассчитываем верхнюю ступень подогревателя горячей воды. Исходными данными являются: водяной эквивалент водопроводной воды WB, тепловая нагрузка QrBC2, водяной эквивалент сетевой воды на подогреватель Wn, эквивалент сетевой воды помимо подогревателя Wpp и температура сетевой воды перед отопительной установкой тої. Для расчета температуры прямой сетевой воды Ті необходимо совместное решение двух балансовых уравнений:
Полученный температурный график имеет тот же вид что и для центрального качественного регулирования совмещенной нагрузки отопления и горячего водоснабжения (закрытая, двухступенчатая система с наличием регулятора температуры горячей воды и регулированием расхода сетевой воды на отопление) (Рис. 2).
Поскольку при моделирование работы потребителя с присоединением установки горячего водоснабжения по двухступенчатой, последовательной схеме, а отопительной установки по зависимой схеме (без регулятора температуры горячей воды и регулирования расхода сетевой воды на отопление), в режиме реального времени необходимо получение зависимости температуры обратной сетевой воды после потребителя от температуры прямой сетевой воды перед потребителем, то исходными данными для расчета являются: температура прямой сетевой воды Ті,текущая нагрузка горячего водоснабжения QrBC, температура воздуха в помещении tB.
Расчет начинаем с верхней ступени подогревателя горячей воды. Исходными данными являются: температура прямой сетевой воды, водяной эквивалент водопроводной воды WB, водяной эквивалент сетевой воды на верхнюю ступень подогревателя горячей воды и помимо нее.
Предварительно задаемся температурой водопроводной воды после нижней ступени подогревателя горячей воды равным температуре холодной водопроводной воды tn = tx.Рассчитываем тепловую мощность верхней ступени подогревателя горячей воды по формулам (13, 14, 15). Далее по формуле (21) исходя из известной QrBC2 находим температуру сетевой воды после подогревателя:
Используя решение баланса точки смешения сетевой воды проходящей через верхнюю ступень подогревателя горячей воды Wn и идущей помимо него Wpp (22) находим температуру смешанного потока т0і.Зная, расход W и температуру сетевой воды перед отопительной установкой, рассчитываем текущую нагрузку отопления по формулам (23, 24, 25).По известной нагрузке отопления находим температуру сетевой воды после отопительной установки, по формуле (26)
Зная температуру и расход сетевой воды на нижнюю ступень подогревателя горячей воды, рассчитываем температуру водопроводной воды после подогревателя tn, по формуле (16) предварительно найдя нагрузку нижней ступени подогревателя горячей воды по формулам (13, 14, 15).
Определение запаздывания температурных возмущений источника теплоснабжения обусловленного инерционностью теплосети, с учетом потерь тепла в трубопроводах
Современные системы централизованного теплоснабжения оснащены протяженными трубопроводами тепловых сетей. Для моделирования взаимосвязанного функционирования источника и потребителя тепловой энергии необходимо изучение взаимного влияния температурных возмущений источников и потребителей тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения. Решение этой задачи возможно путем получения аналитических зависимостей температуры прямой сетевой воды на потребителе тепловой энергии от величины температурного возмущения на источнике теплоснабжения и времени, а также температуры обратной сетевой воды у источника теплоснабжения от величины температурного возмущения на потребителе и времени.
Решение этой проблемы было предложено В.Я. Гиршфельдом [66]. Он предложил получить аналитическую зависимость температуры обратной сетевой воды от величины температурного возмущения на источнике - (t nc"nc) путем решения теплового баланса смешения горячей сетевой воды и сетевой воды заполняющую теплосеть. Результатом данной методики стали экспоненциальные зависимости температуры прямой сетевой воды у потребителя от температурного возмущения:где t пс - температура прямой сетевой воды у потребителя, С, t пс - температурное возмущение на источнике, С.
Недостатком данной методики является отсутствие учета потерь тепла в трубопроводах тепловых сетей. Так как потери тепла через изоляцию тепловых сетей имеют значительные величины, то отсутствие их учета ставит под вопрос достоверность полученных с помощью данной методики аналитических зависимостей, особенно при низких температурах наружного воздуха.сетевой воды влюбой период времени.Для от
Рис. 14. Условная схема распределения температуры прямой сетевой воды при установившемся режиме после температурного возмущения г - « .
Температура сетевой воды у потребителя отличается от температуры сетевой воды на источнике теплоснабжения на величину потерь тепла в трубопроводах теплосети. Для учета потерь тепла воспользуемся упрощенной формулой предложенной Е.Я. Соколовым [65]: где q - удельные линейные тепловые потери трубопровода прямой сетевой мводы, р - коэффициент местных потерь теплоты трубопровода прямойсетевой воды, 1 - длина трубопровода прямой сетевой воды, м. Удельные линейные теплопотери R - термическое сопротивление трубопровода прямой сетевой воды (среднее по всей длине), —- .(Вт/м)Средняя температура теплоносителя равна:
Тогда формула линейных потерь теплоты принимает вид:Подставив значения q в формулу (40) получаем: (43)Подставив выражение (43) в тепловой баланс смешения потокасетевой воды у потребителя после температурного возмущения получаем:Для решения полученного дифференциального уравнения используем метод разделения переменных, предварительно сократив, справа и слева срв и р в, а также выполнив замены: B2=l+Bi и Pnc= 9cu/VrПС После интегрирования уравнения (45) получаем:Для нахождения Сі зададим начальные условия (рис. 15).Рис. 15. Условная схема распределения температуры прямой сетевой воды вначальный период времени, т = 0.
Для получения аналитической зависимости температуры обратнойсетевой воды на источнике t ос от температуры сетевой воды у потребителяtoc, запишем в дифференциальной форме тепловой баланс сетевой водыпоступающей в теплосеть от потребителя после температурного возмущения. где 3 св - объемный расход обратной сетевой воды, м3/с, Voc - емкость труб обратной магистрали теплосети, м3, t ос(оо) - температура обратной сетевой воды на источнике при новом установившемся режиме теплосети после рассматриваемого температурного возмущения, Рис. 17. Условная схема распределения температуры обратной сетевой воды при установившемся режиме после температурного возмущения т -» оо .
Решаем полученное дифференциальное уравнение для обратной сетевой воды (49) по методике представленной для прямой сетевой воды.Температура обратной сетевой воды на источнике меньше температуры сетевой воды у потребителя вследствие потерь тепла в трубопроводах теплосети:Для сравнения полученных аналитических зависимостей с экспоненциальными представленными в [66], был произведен расчет изменения температуры прямой сетевой воды у потребителя удаленного от источника теплоснабжения на расстояние 7500 м, расход теплоносителя 0,167 м7с, диаметр трубопровода 0,5 м, температуре наружного воздуха -10 С. Температура прямой сетевой воды на потребителе до возмущения равна 64 С, а температура возмущения равна 80С. Результаты расчета сведены в таблицу 3 изображены на рисунке 19.На рис. 19 представлено сравнение изменения температуры сетевой воды после возмущения полученного по экспоненциальной зависимости [66] и по формуле (48).
Расчет экономической эффективности оптимизации отпуска теплоты от ТЭЦ потребителю с учетом изменения в течение суток нагрузки ГВС и температуры наружного воздуха
Экономический эффект от оптимизации отпуска теплоты от ТЭЦ потребителю с учетом изменения в течение суток нагрузки ГВС и температуры наружного воздуха складывается из: исключения необоснованно большого отпуска тепловой энергии в течение дня, а также за счет снижения среднесуточной температуры обратной сетевой воды наисточнике тепловой энергии. Снижение температуры обратной сетевой воды определяет повышение теплофикационной мощности турбин.
Для определения экономического эффекта от оптимизации отпуска теплоты от ТЭЦ потребителю необходимо установить зависимость между снижением температуры обратной сетевой воды и теплофикационной мощностью турбин. Для этого воспользуемся методикой представленной в [107] для графика теплосети 138/70, пересчитав его для графика теплосети 120/70.1. Тепловая мощность турбин, МВт, где Gce — расход сетевой воды, кг/с; с - теплоемкость воды, кДж/кг С; At06 — превышение температуры обратной сетевой воды расчетного значения, С. 2. По температурному графику тепловой сети «ТЭЦ-1 - КОС»: 1) температура прямой сетевой воды в зоне срезки температурного графика: tn = 76,4 С, (62) 2) температура обратной сетевой воды в зоне срезки температурного графика: to6 = 46,034 + tH 0,566, С, (63) 3) температура прямой сетевой воды вне зоны срезки температурного графика: tn = 73,98— 1,21 tH , С, (64) 4) температура обратной сетевой воды вне зоны срезки температурного графика: to6 = 43,506- 0,697 tH , С, (65) где tH — температура наружного воздуха, С 3. Решая совместно уравнения (61), (62), (63), а также (61), (64), (65) получаем: 1) тепловая мощность отборов турбин в зоне срезки температурного графика (tH -2 С): 2) тепловая мощность отборов турбин вне зоны срезки температурного графика: 4. Теплофикационная мощность турбин, МВт, где эТ- удельная выработка электроэнергии на тепловом потребление, принята равной 0,36 [108]. МВт-ч Подставив в уравнение (68) уравнения (66) и (67) получим: 1) теплофикационная мощность турбин в зоне срезки температурного графика: 2) теплофикационная мощность турбин вне зоны срезки температурного графика: 5. Уменьшение теплофикационной мощности турбин по причине завышенного значения температуры обратной сетевой воды: (69) На основании формулы (69) построен график для двух турбин (ПТ-60) работающих на тепловую сеть «ТЭЦ-1-КСК» - график уменьшения теплофикационной мощности ТЭЦ, ANT , при различных превышениях температуры обратной сетевой воды расчетного значения At0e (рис.22). 5 10 Превышение температуры обратной сетевой воды, ОС Рис. 22. Уменьшение теплофикационной мощности ТЭЦ от значения величины превышения температуры обратной сетевой воды расчетного значения Согласно построенного графика (рис. 22) уменьшение теплофикационной мощности ТЭЦ составляет от 13,8 МВт при At06 = 5 С до 41,85 МВт при At0б = 15 С. Уменьшение выработки электроэнергии на базе теплового потребления будет компенсироваться выработкой электроэнергии по конденсационному циклу. Последнее обстоятельство приведет к перерасходу топлива на ТЭЦ, так как удельный расход топлива на выработку электроэнергии по конденсационному циклу выше, чем по теплофикационному циклу. Перерасход условного топлива на ТЭЦ можно оценить следующим образом: где: qKnqm- удельный расход теплоты брутто на выработку электроэнергии соответственно по конденсационному и теплофикационному циклам, ккал кВт-ч
