Топлинна икономичност на тец при различни схеми на производство на топлина и електрическа енергия

Красимира Николова Петрова

Съгласно базовия сценарий на Международната агенция по енергетика (МАЕ) [5] (при запазване динамиката на развитие на световния енергиен пазар и не вземане на никакви мерки от страна на държавите), световното търсене на първични енергоносители ще се увеличи до 2030 година с 53%. Във връзка с недостига на ресурси на основните потребители, вносът на нефт и газ ще расте по-бързо от необходимостта от тях. Потреблението на главния енергоносител - нефта се очаква да нарастне с 43 % (от 84 на 116 млн.барела на ден). Тези нужди ще се наложи да се покриват от ограничения брой страни на ОПЕК, тъй като към 2015 година, останалите страни - производителки ще са изчерпили напълно възможностите си за увеличаване на добива си. Това ще доведе до значителна зависимост на страните - потребители от ОПЕК и другите гигантски нефтопроизводители и до увеличение на цените на нефта.

«Светлото бъдеще» за енергетиката може да се изгради само при енергична политика на държавите. Мерките трябва да се насочат преди всичко към енергоспестяване и развитие на енергетика на алтернативни енергоресурси.

Енергоспестяване означава от една страна ефективно производство на енергия, а от друга – ефективно потребление. Възможностите за такова производство са изследвани в този доклад на база числов експеримент за ТЕЦ с производство само на електрическа енергия и за ТЕЦ с комбинирано производство на електрическа енергия и топлина.

В България понастоящем (за 2003 г) електроенергията се произвежда в ТЕЦ- 37,7 %, малки ТФЕЦ- 5,4 %, заводски ТЕЦ- 8,5 % , АЕЦ- 40,6 %, ВЕЦ- 7,7 %, други- 0,1 % (фиг.1).



Фигура 1. Структура на енергопроизводството в България по видове централи

1- ТЕЦ; 2- АЕЦ; 3-Заводски ТЕЦ; 4- ВЕЦ; 5- Малки ТФЕЦ
Големите ТЕЦ потребяват значителни количества органични горива и големи количества вода за охлаждането на кондензаторите. Това прави изборът на местоположението им зависим от местонахождението на горивната база или на пристанища за импортиране на горива, зависим и от големи водни източници – езера, реки, специални водохранилища. Това обикновено означава, че централите не се разполагат близо до големи населени места или промишлени обекти, т.е. че близо до тях няма подходящ топлинен консуматор, а преносът на топлина на по-големи разстояния не се явява икономически изгоден. Това предопределя преобладаващият брой големи централи да произвеждат само електроенергия, т.е. да бъдат кондензационни по тип. Такива централи обаче губят почти 2/3 от внесената енергия под формата на отвеждана в околната среда топлина.

Топлинната икономичност на централи, произвеждащи паралелно електроенергия и топлина, се характеризира с отделни показатели за производство на електроенергия и с отделни – за производство на топлинна енергия. При определяне на тези показатели е необходимо общият разход на топлина за паротурбинната инсталация или за централата като цяло, да се раздели на две части, отнесени към производството на двата вида енергии. По приетия в нашата страна метод за разпределение на пълния разход на топлина, към топлинния консуматор се отнася топлината, която той получава с отчитане на загубите за нейното производство и транспорт. Към електрическия консуматор се отнася останалото количество топлина. Така практически икономията от комбинираното производство на електрическа и топлинна енергия се отнася към електропроизводството.

Върху топлинната икономичност на ТЕЦ оказват влияние началните параметри на парата и крайните й параметри в кондензатора.

Повишаването на началната температура води до увеличаване на специфичния обем на парата и намаляване на влажността й в последните стъпала на турбината. Резултатът е нарастване на вътрешния относителен кпд η_оi. Повишаването на налягането пък при постоянна температура влияе в противоположна посока. Ето защо е целесъобразно началното налягане да се повишава успоредно с увеличаване на мощността на турбината. В този случай η_оi се изменя незначително или въобще не се изменя.

Максимумите на отделните зависимости на термичния и на вътрешния КПД от началните налягане и температура на парата се изменят в посока на увеличаване. Данните за това са показани в табл.1.

Таблица 1. Зависимост на η_i и на η_t от началните параметри на парата

Рационалният избор на началните параметри на парата представлява сложна технико – икономическа задача, при която икономията на гориво от повишаване на параметрите се сравнява с увеличените от друга страна капитални вложения и експлоатационни разходи.

Крайните параметри на парата влияят също върху стойността на η_t и η_оi . Тяхното понижаване съществено подобрява η_t, но техническите възможности в това отношение днес са напълно изчерпани. Най-ниското налягане, което би могло да се реализира в кондензатора на парната турбина, е налягането на насищане, съответстващо на минималната температура на охлаждащата вода – за България рк min = 0,04bar.

Върху стойността на η_оi оказва влияние влагосъдържанието на парата при изхода на парната турбина, което не трябва да бъде по – голямо от 12-14% (х=0,86-0,88). Двойките величини р0 и t0, на които съответства определено крайно влагосъдържание, се наричат спрегнати начални и крайни параметри на парата.

Тъй като производството само на електрическа енергия не е ефективно, защото има големи загуби на топлина през кондензатора и съответно е твърде нисък, по-целесъобразно е комбинираното производство на електроенергия и топлина. За големи централи комбинираното производство се осъществява чрез използване на два вида турбини – с противоналягане и с пароотбор. В първия случай ефективността се повишава от това, че отпада кондензатора. Ролята на студен източник играе консуматорът. Недостатък е, че противоналегателните турбини не винаги могат да произведат необходимото количество ел.енергия. Това налага използването на турбини с пароотбор или към противоналегателните допълнително кондензационни турбини. При тях се намалява ефективността, тъй като една част парата минава през кондензатора.

Възможности за ефективно комбинирано производство на електроенергия и топлина имат големите градски топлофикационни централи. Напоследък все повече от тях се преустройват на когенерационен принцип. Такъв е случаят и с ТФЕЦ в гр.Варна (N_e=4 MW; Q= 5 MW), чиято схема е дадена на фиг.2.

Работещите с ДВГ схеми, включват и три-пътни катализатори на пътя на димните газове. На фиг. 3 и на фиг. 4 са показани схеми с такъв двигател.

За отоплителни цели се използват нискотемпературни горивни клетки (70-90 ⁰С) – фиг. 5.

Агрегати		Отто ДВГ	Дизелов ДВГ	Стирлинг двигател	Горивна клетка	Газова турбина*
Eл. мощност	kW	1-5 000	5-20 000	1-40	1-250	30- 250 000
Общ КПД	%	до 90	до 90	до 85	до 90	до 85
Ел.КПД	%	25-42	28-44	10-30	30-47	25-30
Работа на частично натоварване		добра	добра	не много добра	много добра	не много добра
Степен на усвояване		добра	добра	малки серии	пилотни инсталации	добра
Използвано гориво		газ	дизелово (газ)	газ, дърва	газ	газ, дизелово
* газови микротурбини до 200 kWe

В таблица 2 общият КПД е определен от израза: , където Е е произвежданата електроенергия, kW; Q – необходимия за консуматора топлинен товар, kW; В – разход на гориво, m/s; а Q - долна топлина на изгаряне на работна маса, kJ/kg. Това се явява КПД определен по прав баланс и той отчита не само ефективността на подбраната схема и елементите й, а и качеството на мениджмънта на инсталацията – натоварване, годишна часова експлоатация, брой пускания и спирания и т.н.

Необходимите условия за успешно прилагане на схемите са:

• 
  целогодишно сравнително постоянно електро – и топлопотребление;
  
• 
  агрегатите трябва да позволяват икономична работа в определен диапазон на частично натоварване;
  
• 
  подходящ избор на агрегати с различни мощности, вградени в общата схема (например една уредба с един ДВГ ще се използва ефективно само 3300 часа годишно, а една комбинация от два ДВГ с подходяща комбинация от различни мощности, достига до 4900 часа годишно натоварване).
  

Понастоящем в големи и малки когенерационни уредби се получава 10 % от електроенергията в Германия, 50 %- в Дания, 40 % в Холандия, 40 % във Финландия. Нашата страна в това отношение изостава от останалите европейски страни. Този резерв, наред с енергоспестяващите технологии, би дал по-големи шансове за развитие на икономиката ни.