Периодически на АШ обсуждается система централизованного теплоснабжения.
В своей статье рассмотрел некоторые нюансы данного процесса, с небольшими теоретическими выкладками.
Процесс тепловых станций:
Понятие энтальпии:
Одним из основных термодинамических параметров в теплоэнергетике является понятие энтальпии, если попросту, то сколько энергии содержится в теплоносителе (далее – теплосодержание). Чем более теплоноситель нагрет, тем больше его теплосодержание. Более того, как известно из уроков школьной физики, процесс кипения происходит при постоянной температуре. Т.е. вода закипит на кастрюле при достижении примерно температуры 100 град, и эта температура будет держаться на этом уровне, пока вся вода не выкипит.
Процесс кипения и конденсации называются фазовыми превращениями вещества. Фазовые превращения также изменяют теплосодержание воды/пара: при кипении теплосодержание увеличивается, при конденсации уменьшается.
Т.е. если мы имеем воду и пар при температуре, например, 100 град, и одинаковом давлении, то теплосодержание (энтальпия) пара будет больше, чем у воды.
Теплосодержание было вычислено опытным путём, и были составлены специальные таблицы, которыми и пользуются специалисты. В настоящий момент эти таблицы уже существуют в виде онлайн калькуляторов.
Т.к. мы имеет два разных состояния: вода и пар, то потребовалось выбрать единицу вещества, для которого будет нормироваться теплосодержание. Единицу объема (м3) использовать неудобно, т.к. вода занимает значительно меньший объем, чем пар той же массы. В итоге теплосодержание высчитывают в расчете на 1 кг вещества, а само тепло выражается в джоулях (килоджоулях). Поэтому теплосодержание (энтальпия) имеет размерность кДж/кг. (Конечно, есть также внесистемные единицы – например, калории, в них теплосодержание будет выражаться в ккалл/кг. Но все эти единицы связаны между собой жестким отношением, и перевести одну в другую труда не составляет. )
Как пример, несколько значений энтальпий, сведенных в таблицу.
Данные точки не случайны, характерны для паровых турбин, и дальше нам пригодятся.
Какие выводы можно сделать из этой таблицы?
Ну во-первых, видно, что в процессе превращения воды в пар в котле теплосодержание (энтальпия) пара увеличивается. Величину увеличения можно вычислить как разницу теплосодержания до и после котла: 3 834-2 554=1 280 кдж/кг.
При конденсировании пара в воду после турбины в конденсаторе теплосодержание уменьшается на величину: 2 554-121=2 433 кДж/кг.
По вычисленным цифрам видно, что в конденсаторе теряется больше энергии, чем полезно использовано в самой турбине. По данным цифрам также можно вычислить коэффициент полезного действия турбоустановки: КПД=1 280/(3 834-121)=0,345, или 34,5%.
В итоге потеря тепла составляет почти 2/3 от энергии, изначально содержащейся в теплоносителе (по сути, энергия того же топлива).
Как видно, потери достаточно большие, и советскими инженерами в 20-30 годах было принято принципиальное решение эту энергию по максимуму полезно утилизировать. В рамках СССР это можно было внедрять централизованно, и практика получила широкое распространение. На Западе экономика изначально более частная, поэтому централизованное теплоснабжение там менее развито. Но тем не менее и там оно внедряется: Германия, Дания.
Что было сделано?
Как видим, температура воды после конденсатора составляет 29 градусов.
Само собой, как-то полезно использовать воду с такой температурой очень трудно, поэтому надо повышать температуру. В СССР типовым графиком отопления был принят график 150/70. Эти цифры означают, что при самых сильных морозах (с оговорками) вода в тепловую сеть со станции должна уходить с температурой 150 градусов, охлаждаться у потребителей (отапливая их), и возвращаться назад уже охлажденной с температурой 70 градусов. Чем теплее погода на улице, тем менее нагретой должна быть вода на входе и выходе из станции.
Для каждого города составлены такие таблицы (графики), они могут быть и другие, например, 132/70, но основной всё-таки 150/70.
Как выше уже писалось, пар, который «работает» в турбине, стараются не выбрасывать, а повторно использовать. Поэтому этот пар пускают в теплообменник (иногда называют бойлером), где он отдаёт своё тепло той воде, которая потом пойдет в тепловую сеть к потребителю. Сам пар при этом превращается в воду, т.е. и в бойлере происходить уменьшение теплосодержания (энтальпии) теплоносителя, которым является пар.
По своей сути бойлер не отличается от конденсатора т.к. фазовые превращения в обоих случаях одинаковые (пар турбины превращается в воду за счет охлаждения протекающей воды с другой стороны теплообменника). Но в конденсаторе у нас температура воды на выходе 29 градусов, а нам надо не менее 150 градусов, поэтому пар перед входом в бойлер имеет температуру около 170 град (может быть и больше).
Данную температуру пара можно получить, если этот пар отвести из тела турбины в таком месте, где он имеет эту температуру. Как помним, перед турбиной пар имеет температуру 555 градусов, за турбиной 29 градусов. Поэтому надо просто определить точку на корпусе турбины, где сделать отбор этого пара. Собственно, этот отбор так и называется: теплофикационный отбор.
Отбирая этот пар ещё до того, как он попал в конденсатор, энергию, которую он мог бы потерять в конденсаторе, мы используем полезно, для нагрева воды потребителю. За счет того, что это пар всё же прошел какую-то часть в турбине, он уже совершил полезную работу по выработке электроэнергии. Поэтому такой процесс называется когенерацией: на одном и том же потоке пара мы получаем и электроэнергию и тепловую энергию.
Понятие ТЭЦ и обозначение паровых турбин:
Станции с таким функционалом получили наименование ТЭЦ – ТеплоЭлектроЦентраль. Т.е. на выходе и электричество и тепло. ТЭЦ является частным случаем ТЭС – ТеплоЭлектроСтанции.
Турбины, которые имеют теплофикационный отбор (в реале отборов несколько), свое название начинают с буквы «Т»: Т-110-130, Т-50-130 и т.п.
Можно вообще весь пар использовать для нагрева воды, тогда конденсатор не нужен (точнее, им выступает бойлер) и потерь тепла в атмосферу практически нет. Такие турбины называются «турбины с противодавлением» и свое название начинают с буквы «Р»: Р-50-130, Р-25-29 и т.п.
Иногда потребителю нужна не горячая вода, а пар, поэтому существуют турбины и для этой цели. Пар на производство обычно требуется с температурой не менее 220 град, поэтому параметры отборов у таких турбин выше, чем у чисто теплофикационных отборов. Таки турбины называются «ПТ»: ПТ-80-130, ПТ-60-130 и т.п.
У всех вышеперечисленных турбин первая цифра (110, 50, 25 и т.п.) – это электрическая мощность, вторая – давление пара в атмосферах (в данном случае у всех 130 атм).
Как видим, в СССР была довольно стройная кодировка турбин, и в целом она сейчас сохраняется, хотя есть и те производители, которые этой кодировки уже не придерживаются.
По составу турбинного парка ТЭЦ можно определить её и электрическую, и тепловую мощность.
Я живу в Казахстане, в г. Алма-Ата, и на той ТЭЦ, которая отапливает мой дом, установлены три паровых турбины типа ПТ-80/100-130/13, одна паровая турбина типа Р-50-130/13 и две паровые турбины типа Т-110/120-130-5.
Если сложить первые цифры , то электрическая мощность станции составит диапазон 510-590 МВт.
На официальном сайте указана мощность 510 МВт, как видим, всё совпадает. В обозначении установленных турбин есть две цифры мощности (80/100, или 110/120). Первая цифра – это номинальное значение при штатной работе, вторая цифра – возможное максимальное значение.
Увеличение электрической мощности турбины возможно за счет того, что не всегда тепло нужно потребителю, но при этом электроэнергию вырабатывать надо. Поэтому у турбин закрывают отборы, и весь пар идет в конденсатор. За счет того, что он проходит дополнительный путь в турбине от отбора до конденсатора, он выполняет дополнительную работу, которая и увеличивает электрическую мощность. Но такой режим для теплофикационных турбин нежелателен, т.к. сильно не экономичен, и ведёт к перерасходу топлива.
Выше было сказано что «Но в конденсаторе у нас температура воды на выходе 29 градусов, а нам надо не менее 150 градусов, поэтому пар перед входом в бойлер имеет температуру около 170 град»
Из этого следует, что часть пара не участвует в выработке электроэнергии, а взамен идет на отопление. Но это же автоматически означает, что тепло, отпускаемое с ТЭЦ в тепловую сеть, НЕ бесплатное, как довольно часто (и ошибочно) некоторые участники АШ постулируют.
Распределение затрат на выработку тепла и электроэнергии
Насколько оно не бесплатное, можно оценить двумя путями.
Первый путь – через стоимость топлива. Сделаем это для более простого случая – турбины типа Р, т.е. весь пар после турбины идёт на отопление.
В результате, вместо того, чтобы использовать всё теплосодержание пара на выработку электрической энергии (3 834 – 121=3 723 кДж/кг), мы на это используем только часть (3 834 – 2 810= 1 024 кДж/кг), а остальное (2 810 – 121= 2 689 кДж/кг) на выработку тепла.
Соотношение затрат тепла на электроэнергию к затратам тепла на тепловое снабжение составляет 1 024/2 689=1:2,62 . Если взять стоимость топлива (угля, газа и т.п.), то по такой формуле получается, что большая его часть расходуется на отопление.
Например, если оптовая цена газа, получаемая ТЭЦ, составляет 50 долл/тыс м3, то из этих 50 долл сумма 13,8 долл тратится на выработку электроэнергии, а 36,2 долл – на тепло, при этом стоимость и тепловой энергии и электрической одинакова в расчете за МВт*ч.
Очевидно, что с инженерной точки зрения данный расчет некорректен. Причина этого в том, что электроэнергию в тепло мы можем перевести очень легко, почти со 100% КПД, а вот обратную операцию – тепло в электроэнергию – переводить довольно сложно, и осуществляется это на паровых тепловых станциях с КПД не выше 42% (типичное значение 40%). Т.е. тепло, которое «идет» на выработку электроэнергии, должно быть минимум в 2,5 (1:40%=2,5) раза дороже, чем тепло, идущее на теплоснабжение. Если ранее соотношение затрат тепла на электроэнергию к затратам тепла на тепловое снабжение составляло 1:2,62, то с учетом данного факта соотношение уже будет 1:1. Соответственно, примерно половина себестоимости топлива тратится на выработку электроэнергии, и половина – на тепло.
На самом деле ситуация ещё сложнее: дело в том, что для выработки тепла не нужны ни турбина, не генератор, достаточно одного котла. И напротив, турбина и генератор нужны ТОЛЬКО для выработки электроэнергии. Поэтому справедливо было бы капзатраты на турбогенераторное хозяйство перекладывать именно на выработку электроэнергии. Собственно, так и поступают.
Более того, ситуация ещё сложнее: дело в том, что электроэнергии можно получить из пара тем больше, чем больше давление и температура этого пара. Грубо говоря, предпочтительнее пар с температурой 400 град, по сравнению с паром температурой 200 град. Поэтому один и тот же пар, но имеющий разные параметры, имеет также разную способность совершать работу. В последнее время в СССР вводили понятие т.н эксергетического КПД, который как раз и учитывал данную работоспособность. Если считать эксергетический КПД, то температуру пара перед турбиной надо повышать до предела. Судя по тому, что китайцы строят станции с температурой уже выше 600 градусов, они это понимают. А вообще в топке топливо сгорает с температурой 1800-2200 градусов, вот это и есть предельная возможная (другой вопрос, достижимая или нет) температура пара.
Для турбин типа Т или ПТ расчет распределения затрат ещё сложнее, т.к. все-таки часть энергии пара уходит в конденсатор.
А пока у нас на постСССР принята сравнительная методика определения затрат на выработку тепла и электроэнергии: сравнивают ТЭЦ и отдельно конденсационную станцию и котельную одинаковой мощности с ТЭЦ.
Собственно, данная статья написана в опровержение того, что тепловая энергия ТЭЦ – это бросовый ресурс, и если его не использовать, то всё равно выбрасывать, а значит, он и должен быть бесплатным. На самом деле на этом тепле можно ещё выработать некоторое количество электроэнергии, а значит ресурс уже не бросовый.
Рассмотрен вопрос формирования себестоимости тепла на выходе из ТЭЦ. К стоимости надо добавлять инфраструктуру по распределению этого тепла. Сейчас модно ставить интеллектуальные тепловые пункты, напичканные разными насосами и электроникой, ставить теплосчетчики, которые и поверять надо периодически, и обслуживать ежегодно.
Поэтому, имхо, сейчас бОльшую часть затрат в цене централизованной тепловой энергии составляют как раз эти непроизводительные расходы. А лично я пару месяцев назад сравнил ту цену, которую плачу я в квартире, и которую тратит на газ мой друг. Газ оказался дешевле.
Комментарии
Давление они маленькое дают, не продавят фильтры и мойку.
Возможно, это уже считать надо. Можно взять и помощнее. Те, что я упомянул, имеют уровень шума в диапазоне 15-20 дБ, их в упор почти не слышно.
Мощнее = больше шума. Я-бы посоветовал, если очень хочется именно воздушного, в сторону мехов смотреть, но это придётся, скорее всего, самим их делать.
Я сторонник того, что распределять тепло лучше через более плотную среду - воду, свежий воздух брать с улицы и греть при необходимомти, а про рекуперацию в доме/квартире даже не думать - пустое на таких объёмах.
Ну, вы, блин, даете... (с)
У нас натурально до 80% тепла зимой в вентиляцию улетает. И рекуператор тут с ходу энергозатраты режет чуть не вдвое.
ps: А вот мехи это идея, межпрочим!
upd: Кстати, мощнее совсем не значит - шумнее. Если увеличивать не обороты, а диаметр крыльчатки, например. Хотя, механических шумов, особенно при вертикальном положении оси вращения, там вообще быть почти не должно. А то, что лопасти посвистывать будут - не велика беда. Да и профиль можно малошумным сделать, без острых кромок и т. п.
Да, но окупаемость так себе, если вообще получится + удлинение притока делает воздух грязным.
Кстати, фильтры можно электростатические, их продуть проще. А мойка, по идее, должна решить проблему электризации.
Есть у меня опыт использования электростатических фильтров, трещат они периодически + озон, да и мыть надо чаще раза в год, но то маленькие были, на одну комнату каждый.
там еще проблема, в застойных зонах плохие микроорганизмы могут колонию устроить..
А в вентиляции нет застойных зон? А в кондиционерах? И потом, "воздушка" давненько в ходу, видимо, решают как-то.
могут и обязательно будут всетаки различаются по смыслу.
Даже если будут, что сомнительно, озонатор, раз в сезон, вполне решает проблему. При необходимости - хоть промыть можно, хотя, думаю, хватит и пылесосом "протянуть", фильтры и "мойка" воздуха, таки, сделают свое дело.
я не люблю воздушное отопление частного жилья.
в предыдущей квартире я поставил сплит-системы в каждом помещении, чтобы в межсезонный период, т.е. когда уже прохладно, но отопление ещё не включили, отапливать кондиционером.
Да, помогло, но в первую очередь нагревается воздух сверху.
Т.е. голова в тепле и даже жаре, а ноги ещё холодные.
Но, как говорится, на вкус и цвет товарища нет.
Перспективный чат детектед! Сим повелеваю - внести запись в реестр самых обсуждаемых за последние 4 часа.
ТС, промежуточные отборы пара со ступеней турбины увеличивают КПД турбины...) Вот такая загогулина. Поэтому паротурбинный цикл с отбором на отопление более эффективен, чем цикл без оного...))
смотря что считать за КПД.
Теплофикационный отбор выводит тепло из цикла, но зато часть его не теряется в конденсаторе. Поэтому увеличивается в целом полнота использования тепла топлива, но при том-же количестве сгоревшего топлива электроэнергии получается меньше.
Поэтому если если считать ВСЮ полезно используемую энергию, то безусловно, увеличивает.
Если же считать только отношение выработанной электроэнергии к сгоревшему топливу, то понижает.
goto, без разницы, что считать. Отборы со ступеней идут на регенеративный подогрев обратной воды, что увеличивает термодинамический КПД цикла Ренкина, при необходимости часть тепла с отборов используется на отопление - это тоже "полезная работа", не смотря на то, что всё это тепло будет в итоге рассеяно в атмосферу. Опять же, на подогрев теплосети используется низкопотенциальное тепло последних ступеней турбины, что тем более хорошо с т.з. эффективности в целом.
КПД- это коэффициент полезного ДЕЙСТВИЯ.
Поэтому он считается от того, ЧТО под этим действием подразумевается.
Если выработка тепла - то тепловой КПД, если выработка э/э - то электрический КПД.
Для теплофикационных турбин оба этих КПД просчитываются отдельно.
Но если рассматривать проблему в целом, то нас интересует степень использования энергии топлива.
Т.е. какая доля энергии этого топлива пошла на получение нужного нам ресурса.
По поводу низкопотенциального тепла: температура пара перед турбиной 555 град.
На тепловой отбор уходит пар с температурой 150 град минимум. Это 30% первоначальной температуры, далеко не низкопотенциальное тепло. Об этом же и статья, что "бросовое" тепло вовсе не бросовое по факту.
goto, да не надо меня убеждать в очевидных вещах...)) КПД цикла Ренкина с регенерацией (отборами со ступеней) на подогрев обратного теплоносителя выше, чем без регенерации. Это факт. Дальше, если мы используем отборы на теплофикации, то КПД цикла по механической работе турбины (и выработке эл-ва) снижается, но полезное использование тепла растет. Кроме того, появляются ещё некоторые нелинейные эффекты экономии затрат на конденсатор турбины и охлаждение оного.
Уж если хочется порассуждать о КПД, рассмотри лучше классическую теплофикационных схему и схему без теплофикации, но с использованием эл-ва для теплофикации (тепловой насос или банальный обогрев кондеем)...) Т.е. в последней схеме отсутствуют магистрали диаметром 700 мм и длиной в десяток/десятки км...)
так это ты же свои комментарии выдаешь в стиле конфротации, не я.
Если я гдето утверждал, что регенеративные отборы не ведут к увеличению КПД или степени использования энергии топлива, то ткни в это моё утверждение ссылкой.
Иначе это трёп на пустом месте.
Годный срач. Ахтунг - пахнет трольчатиной! Автор, нет ли в обсуждении упырей? Сим повелеваю - внести запись в реестр самых обсуждаемых за день.
"вообще в топке топливо сгорает с температурой 1800-2200 градусов, вот это и есть предельная возможная (другой вопрос, достижимая или нет) температура пара"
Рассказываю: рабочие параметры пара жидкого металла на входе в турбину 1800-2100 градусов..) Можешь прикинуть теоретический КПД такого цикла...)
прошу в студию марку турбины и наименование электростанции, где стоит такая турбина.
Аха, щазз, прям бегу, теряя тапки...)) В известной вселенной такой турбины нет...)) Считай, что это...мм.. научная фантастика..))
ну, собсно...
пысы: а вообще в СССР некоторое время возились с МГД-генераторами.
Там сгорало топливо по максимальной температуре, а это (почти) плазма. В трубе квадратного сечения создавалось магнитное поле, и эта плазма при прохождении этого поля сепарировалась своими заряженными частицами на электроды на противоположных сторонах трубы, создавая ЭДС.
Проблема была в том, что это неустойчивая, низкотемпературная плазма, и сепарировалась плохо. Поэтому туда вводили щелочные металлы, чтобы снизить порог взаимодействия частиц с магнитным полем. Но эти щелочные металлы надо было улавливать после генератора, и это та ещё затея.
В общем, насколько я знаю, сейчас с МГД-генераторами никто не экспериментирует, но в каком-то приближении можно было сказать, что он работал на парах металла.
Не-не, речь о классической турбине, никаких мгд...)
Страницы