Эксергетический анализ когенерационных энергоисточников
Автор: Бибиков Д.Р., Полей А.К., Кулик А.В.
Журнал: Журнал Сибирского федерального университета. Серия: Техника и технологии @technologies-sfu
Статья в выпуске: 6 т.13, 2020 года.
Бесплатный доступ
В данной статье рассмотрен метод теплового и эксергетического анализа работы когенерационных энергоисточников на примере газотурбинной установки LM6000PF (ГТУ- ТЭЦ «Восточная»). Целью проведенного эксергетического анализа служит определение наиболее выгодного с точки зрения термодинамической эффективности способа оценки работы оборудования. Выполнено сравнение величин КПД ГТУ, полученных расчетным путем по методикам теплового и эксергетического анализа. Особенностью проведения эксергетического анализа является использование помимо энергии дополнительного показателя - эксергии. В ходе проведения эксергетического анализа оценивается эффективность использования энергии сжигаемого в камере сгорания ГТУ топлива и рабочих тел газового цикла для производства электрической и тепловой энергии путем сравнения фактически совершенной работы с эксергией процесса.
Газотурбинная установка, когенерация, энергетический анализ, энергоэффективность
Короткий адрес: https://sciup.org/146281653
IDR: 146281653 | DOI: 10.17516/1999-494X-0257
Текст научной статьи Эксергетический анализ когенерационных энергоисточников
Цитирование: Бибиков, Д.Р. Эксергетический анализ когенерационных энергоисточников / Д.Р. Бибиков, А.К. Полей, А.В. Кулик // Журн. Сиб. федер. ун-та. Техника и технологии, 2020. 13(6). С. 690-701. DOI: 10.17516/1999-494X-0257
чтобы разделить энергию на работоспособную и неработоспособную (анергию) части. Эксергия – это максимальное количество работы, которое может быть получено при переходе термодинамической системы обратимым путем в состояние равновесия с окружающей средой.
Эксергия характеризует энергию любого вида не только по ее количеству; она дает возможность количественно оценить и качественную ее сторону, т. е. она представляет собой некоторую универсальную меру энергетических ресурсов.
В связи с тем, что действительная выработка механической или электрической энергии в теплоэнергетической установке прямо пропорциональна использованной работоспособности, эксергетический баланс позволяет выявить не только очаги потерь, но и степень влияния каждой потери на общую выработку энергии и расход топлива. Эксергетический баланс, при сравнении его с тепловым, дает возможность рационально оценить параметры отдельных потоков циркулирующего рабочего тела, а также дать оценку распределению потерь в отдельных звеньях тепловой электростанции.
Увеличение доли газотурбинных установок (в балансе производства электрической энергии РФ), работающих в режиме когенерации, создает необходимость выявления различных подходов в определении энергоэффективности и учета потерь энергии. Суммарные затраты топлива при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии (когенерации) значительно ниже, чем при их раздельном производстве, но просто вычленить расходы топлива на каждый вид продукции невозможно. В настоящее время Министерством энергетики РФ для распределения затрат топлива ГТУ рекомендован пропорциональный метод распределения затрат, но это не означает, что другие способы не могут применяться на ТЭЦ, в том числе для определения анализа работы ГТУ и повышения энергоэффективности установок [3].
Эксергетический и тепловой расчет ГТУ LM
Эксергетический анализ работы ГТУ направлен на определение степени термодинамического совершенства получения полезной работы в ГТУ простого газового цикла с учетом различных температур наружного воздуха из диапазона минус 30…30 °С.
Рис. 1. Цикл Брайтона ГТУ при отсутствии промежуточного охлаждения циклового воздуха
Fig. 1. GTU Brighton cycle in the absence of intermediate cooling of cyclic air
На рис. 1 представлен простой цикл Брайтона газотурбинной установки (без использования промежуточного охлаждения сжимаемого циклового воздуха) [4] со следующими обозначениями процессов: 1-2 – сжатие воздуха в турбокомпрессоре ГТУ; 2-3 – подвод теплоты к циклу в камере сгорания ГТУ; 3-4 – расширение газов в турбине ГТУ; 4-1 – отвод теплоты из цикла.
Точка 1. Состоянию воздуха перед турбокомпрессором ГТУ соответствуют параметры окружающей среды: давление - P1 = 0,1 МПа; температура - 1 1 , энтальпия - h1 , энтропия - s1 , специальная функция адиабатного процесса - п 1 .
Точка 2(ид). Давление циклового воздуха после турбокомпрессора ГТУ определяется степенью повышения давления воздуха:
Р2 = Р1 * ^тк- (1)
Для нахождения свойств воздуха в конце обратимого (адиабатного) процесса сжатия (точка 2 ид) необходимо определить значение функции п 2.
л,„к = (2)
По найденному значению п2 определяются остальные свойства воздуха после адиабатного процесса сжатия в турбокомпрессоре ГТУ: температура – t2 ид , энтальпия – h2 ид , энтропия – s2 ид = s1.
Точка 2. Энтальпия воздуха в конце необратимого процесса сжатия в турбокомпрессоре ГТУ:
^2 = hv + V(h21ld - h^Y (3)
где – КПД турокомпрессора.
По полученной величине энтальпии определяют значения температуры t2 и энтропии s2. Уточненное значение энтропии в конце реального процесса сжатия находим с учетом универсальной газовой постоянной R = 0,287 (кДж/кг · К):
s2 - s2 - [Р *ln-(P2/Pi)L(4)
Точка 3. По начальной температуре газов (t 3 = 1250 - для General Electric LM6000PF) определяются параметры газов перед газовой турбиной: энтальпия – h3, энтропия – , функция –
π 3 . Уточненное значение энтропии газов перед турбиной:
s3 = s^- [P*ln-(p2/pi)].(5)
Точка 4(ид). Для определения термодинамических свойств газов после «идеального» процесса расширения в газовой турбине необходимо определить функцию адиабатного процесса π4:
^4 = к3 * (Р1/р2).(6)
После этого определяют остальные свойства газов в данной точке: температура - t 4 , энтальпия – h 4 ид . Энтропия газов:
$4 ид S3.
Точка 4. Энтальпия газов в конце действительного процесса расширения в турбине определяется по формуле где = 0,87 – КПД газовой турбины.
По полученному значению энтальпии определяют температуру t4 и энтропию s4 газов в конце «реального» процесса расширения в турбине.
Определение термодинамических свойств рабочего тела ГТУ в характерных «точках» газотурбинного цикла позволяет вычислить удельную работу газовой турбины и турбокомпрессора ГТУ, а также термический и полный КПД газотурбинной установки. Значения удельной работы турбокомпрессора ( lтк ид ) и газовой турбины ( lгт ид ) ГТУ с учетом идеальных процессов сжатия и расширения рабочего тела установки вычисляют через разницу энтальпий:
^икио - h21ld- h4,(9)
Uno = ^з - h4lld.
Значения удельной работы турбокомпрессора ( lтк ) и газовой турбины ( lтг ) ГТУ с учетом необратимости процессов сжатия и расширения рабочего тела газотурбинного цикла:
U = h2 - Къ(11)
U - h3- h4.(12)
Термический КПД газотурбинного цикла характеризует степень совершенства ГТУ:
где – количество теплоты, подведенной в камеру сгорания ГТУ.
Общий КПД газотурбинной установки вычисляется по формуле
где ɳ кс , ɳ эг, ɳ м – КПД камеры сгорания, электрогенератора, вала ГТУ.
На мощность ГТУ оказывают влияние значения удельной работы турбокомпрессора и газовой турбины ГТУ, а также объемные расходы циклового воздуха и нагретых до высокой температуры газов:
N^ = [^ * (h3 - /i4)] + [Ge * (h2 - /ij, где Gв – расход циклового воздуха, Gг – расход газов ГТУ.
Расход газов складывается из расходов циклового воздуха и топлива:
ь ь-п (16)
Расход топлива, подаваемого в камеру сгорания ГТУ, вычисляем с учетом его теплоты сгорания ( ), мощности ( Nгту ) и КПД ( ηгту ) установки:
Влияние температуры (t HB ) наружного воздуха на экономичность ГТУ проявляется зависимостью температуры (t ”rT = t 4 ) газов после газовой турбины от t нв :
где к = 1,023 - [0,0006571 * (50 -t 4 )] - коэффициент пересчета температуры газов после газовой турбины с учетом стандартной (t нв = + 15 °С) и текущей температуры наружного воздуха. Расчеты проводились при постоянной температуре газов перед турбиной = 1250 °С.
На рис. 2 показано влияние температуры наружного воздуха на значения термического эксергетического КПД ГТУ, которые определялись по формуле 30 (см. ниже по тексту) [5].
Для определения полноты использования эксергии топлива в цикле ГТУ необходимо определить эксергетические КПД основных элементов газотурбинной установки - турбокомпрессора, газовой турбины и камеры сгорания и потери эксергии в них. Эксергия рабочего тела (сжимаемый воздух / газы) ГТУ в каждой характерной точке газового цикла определяется по формуле
^i ^-i ^-нв [(1-нв 9" 273) * (S; Shb)L
где h i и s i - энтальпия и энтропия рабочего тела ГТУ: t н в , hHB , sHB - температура, энтальпия и энтропия наружного воздуха.
На эксергию топлива (е топл ) оказывает влияние удельное количество теплоты, подведенной в камеру сгорания ГТУ, относительно низшей теплоты сгорания топлива (параметр т тепл )-
Рис. 2. Зависимость термического и эксергетического КПД ГТУ от значений t нв
Fig. 2. The dependence of thermal and exergy efficiency of gas turbines on the values t нв
Потери эксергии в камере сгорания (Δe кс ), турбокомпрессоре (Δe тк ) и газовой турбине (Δe гт ) ГТУ, станавливают по формулам [6]:
|
Ьекс = е,пош - (е3 - е2), (22) ^тк - U ~ (^2 " ^i), (23) ^гт = ^2 -^д- L>- (24) |
Кроме того, необходимо учесть потери эксергии на трение в подшипниках и в электрическом генераторе:
Ье,Р = ^1-ч ) * / ] + - п ) *
Md Lx ',М< drri д ^Э2у V ^ dfrl ^М у ШК^ Дзх / где ηм = 0,985 – механический КПД; ηэг = 0,99 – КПД электрогенератора.
Потери эксергии с уходящими газами ГТУ оценивают потери теплоты от газов в окружающую среду:
^хход.г = ^4 - ^1-
Снижение температуры наружного воздуха обусловливает возрастание указанных потерь. Эксергетические КПД основных элементов ГТУ – камеры сгорания ( ), турбокомпрессора 0/;^) и газовой турбины (1]^) — определяют по формулам [7]:
ez _ 1 _ (Де // )
2тп dm / din v
С понижением температуры наружного воздуха происходит увеличение потерь эксергии в камере сгорания ГТУ, в то же время потери и снижаются. Однако потери эксергии в турбокомпрессоре и в газовой турбине малы и влияют на эксергетический КПД установки в незначительной степени. Поэтому эксергетические КПД турбокомпрессора и газовой турбины ГТУ достигают высоких значений и составляют = 93,95…94,23 % и = 94,41…95,46 %. ^гпт
Потери эксергии в основных элементах газотурбинной установки позволяют оценить степень совершенства газотурбинного цикла. Эксергетический КПД газотурбинной установки определяют с учетом эксергии топлива и всех составляющих потерь эксергии в газовом цикле:
„ех _ 1 _
1ГТУ е
^екс *^ешк *^егт * ^еуход.г *^е^
-топл
-тиоил
Таким образом, установлено, что при снижении температуры наружного воздуха суммарные потери эксергии возрастают, в то же время происходит повышение эксергии топлива, благодаря чему эксергетический КПД газотурбинной установки возрастает.
Результаты теплового и эксергетического анализов работы ГТУ GE LM6000PF приведены в табл. 1 и 2 [8].
|
о |
о |
8 |
04 8 |
8 |
о |
22 |
ОО ОО |
8 оо чо" |
8 |
Оч |
чо 04 |
|
8 |
8 |
8 04 r-4 |
04 oo 04 40 8 |
2 |
о |
2 |
чо ОО |
04 оч чо" |
of |
8 |
чо 04 |
|
8 |
8 |
04 8 04 |
04 oo 4q_ 8 |
о |
04 |
8 Оч" ОО |
чо" |
8 оч" |
оо" 04 |
чо 04 |
|
|
22 |
8 oo гч |
3 чо_ 8 |
ОО 8 |
о |
8 |
ОО Оч" ОО |
8 чо" |
ОО |
чо^ 04 |
чо 04 |
|
|
о |
о |
гч |
8 |
8 |
о |
8 |
8 ОО |
чо" |
о |
ОО О |
чо 04 |
|
^ |
^ |
oo" 04 |
8 04 чо_ чо" |
о |
о |
04 8 |
04 чо" |
ОЧ_ of |
8 Оч" ОЧ |
чо 04 |
|
|
о |
о |
04 8 |
чо_ чо" |
чо ОО 04 О4_ |
о |
ОО 04 |
8 |
я чо" |
8 |
8 Оч |
чо 04 |
|
8 40 04 |
ОО 04 чо" |
04 чо О4_ |
о |
Оч чо" |
чо ОО чо_ чо" |
04 о Оч" 04 |
8 |
чо 04 |
|||
|
о |
о |
04 04^ 2 04 |
04 04 чо" |
чо чо °я |
о |
8 |
чо_ чо |
чо чо_ чо" |
8 |
8 |
чо 04 |
|
22 |
22 |
oo 04^ oo" 04 |
чо" |
ОО 04 °я |
о |
ОО |
Оч чо_ |
чо" |
8 |
оо 8 |
чо 04 |
|
8 |
8 |
40 04^ 8 |
чо" |
о |
8 |
чо of |
8 чо_ чо" |
8 |
8 чо" |
чо 04 |
|
|
8 |
8 |
8^ oo" 04 |
чо" |
о |
04 |
чо оо" |
ОЧ S чо" |
of 04 |
Оч ОЧ_ |
чо 04 |
|
|
о |
о |
8 Si |
ОО 04 04 чо" |
40 |
о |
ОО |
Оч ОЧ_ |
чо" |
8 |
Оч" |
чо 04 |
|
и |
и |
* ч: |
S ч и |
* ч: |
и |
* ч: к |
s ч и |
* ч: к |
и |
||
|
m |
-a |
5 |
5 rd |
5 |
5 |
5 0> |
S |
|
чо Оч чо |
8 |
Оч оо чо |
чо^ |
о |
чо^ Оч |
ОО чо_ |
я СЧ|" ся |
8 |
8 |
оо Оч оо |
оо Оч |
|
чо Оч чо |
8 |
Оч" оо чо |
8 |
о |
чо^ 8 |
оо чо_ |
я СЧ|" ся |
(М чо_ чо" ся |
°\ 8 чо |
8 Оч оо |
о |
|
чо Оч чо |
8 |
Оч" оо чо |
оо Оч" |
о |
чо^ Оч |
оо чо_ |
я СЧ|" ся |
8 |
чо" |
8 Оч оо |
о |
|
чо Оч чо |
8 |
Оч" оо чо |
8 |
о |
чо^ 8 |
оо чо_ |
я СЧ|" ся |
$ чо" ся |
°ч |
8 Оч оо |
о |
|
чо Оч чо |
8 |
Оч" оо чо |
0-4^ оо" чо |
о |
чо^ Оч |
оо чо_ |
я СЧ|" ся |
8 ся |
ОО' чо" |
8 Оч оо |
о" |
|
чо Оч чо |
8 |
Оч" оо чо |
чо^ of |
о |
чо^ Оч |
оо чо_ |
я СЧ|" ся |
8_ чо" 04 ся |
8 |
8 Оч оо |
оо |
|
чо Оч чо |
8 |
Оч" оо чо |
г^ |
о |
чо^ 8 |
оо чо_ |
я СЧ|" ся |
чо 8 ся |
8 |
8 Оч оо |
8 |
|
чо Оч чо |
8 |
Оч" оо чо |
чо^ оо |
о |
чо^ Оч |
оо чо_ |
я СЧ|" ся |
чо чо_ 8 |
о" |
8 Оч оо |
S |
|
чо Оч чо |
8 |
Оч" оо чо |
04^ чо" оо |
о |
чо^ Оч |
оо чо_ |
я СЧ|" ся |
Si |
8 Оч |
8 Оч оо |
оо О'! |
|
чо Оч чо |
8 |
Оч" оо чо |
Оч |
о |
чо^ 8 |
оо чо_ |
я СЧ|" ся |
оо" ся |
оч" оо |
8 Оч оо |
о" |
|
чо Оч чо |
8 |
Оч" оо чо |
°ч 8 |
о |
чо^ Оч |
оо чо_ |
я СЧ|" ся |
8 |
оч" |
8 Оч оо |
о" |
|
чо Оч чо |
8 |
Оч" оо чо |
о |
о |
чо^ Оч |
оо чо_ |
я СЧ|" ся |
(М 8 ся |
о" |
8 Оч оо |
оо |
|
оо ОЧ_ 8 чо |
8 |
Оч" оо чо |
чо о |
о |
чо^ 8 |
оо чо_ |
я СЧ|" ся |
оо оо^ 8 ся |
8 |
8 Оч оо |
|
|
* ч: |
s ч и |
м |
и |
ч: |
s ч и |
^ t8 м |
^ t8 м |
^ t8 м |
|||
|
3 |
5 |
-а |
$ |
н |
|
о |
о" |
OO 04 OO |
OO' s 04 |
о" |
40 оо" 04 |
04 |
2 |
40 О4_ |
ОО' S |
40 С4|" |
о" |
40^ |
04 |
|
Si |
o" |
S' |
04" 04 04 |
40 |
ОО О4_ 04 |
04 |
40 4О_ |
40^ 4О" ся |
^1 С4|" |
о" |
04 04" |
2 |
|
|
o" |
O\ ex) |
04^ 04 |
04 |
04 04^ оо" 04 |
04 О4_ |
ОО 04" |
40^ ся |
Я С4|" |
(N |
Й |
40 ОО |
||
|
oo |
2 oo |
04 |
04 |
04 04" 04 |
04 |
40 О4_ оо" |
ОО О4_ |
40^ 4О" СЯ |
С4|" |
о" |
о" |
ОО |
|
|
о |
oo |
s oo |
40" 04 04 |
о" |
О4_ 4о" 04 |
04 |
оо" |
04 О4_ |
ОО' ся ся |
С4|" |
04 |
40^ |
2 |
|
^ |
oo |
40' $ |
40^ oo" 04 04 |
40 |
2 |
ся О4_ |
40 |
04 |
Si ся |
2_ С4|" |
о" |
°\ |
о" |
|
о |
04 |
OO' 04 |
oC 04 04 |
04 |
40 2 |
04 |
4О" |
04 |
С4|" СЯ |
40 |
4О" |
о |
|
|
04 |
oo" 04 04 |
я |
04 |
оо S1 |
04 |
40 |
ся О4_ |
Я |
04 С4|" |
04 |
О |
||
|
о |
04 |
OO' Si |
OO' я |
о" |
о Si |
ся О4_ |
^ |
04 |
^1 Si |
04 °я С4|" |
(М 40 |
4О" |
о" |
|
04 |
O\ 2 |
04" 04 |
о" |
2_ 2 |
ся 04 |
40 °ч |
04 |
оо" ся |
ОО О4_ С4|" |
°\ |
о" |
||
|
о |
2 |
я |
40 |
04 2 |
ся 04 |
04 |
Si |
О |
2 |
^1 |
о" |
||
|
2 |
о |
oo 04 |
я |
2 |
Й С4|" СЯ |
ся О4_ |
40 r^f |
04 |
^1 S ся |
т" |
ОО 40 |
С4|" |
|
|
о |
oo О |
о |
O\ я |
2 |
С4|" СЯ |
ся О4_ |
5 |
40 04 |
04^ 2 ся |
40 |
о" |
40^ |
Si |
|
и |
и * ч: |
* ч: |
Й ^ ч: |
ч: |
ч: |
^ ч: м |
К ч: |
||||||
|
о |
X |
g |
< |
О |
|||||||||
|
8 |
|
< |
< |
< |
< |
< |
и |
Эксергетический расчет котла утилизатора
Для определения потерь эксергии с уходящими газами ГТУ (после котла-утилизатора) необходимо определить удельное количество теплоты, подводимой к пароводяному тракту котла-утилизатора [9]:
«!„,„ = (31)
где h 1 - h 4 - значения энтальпии воды на выходе и входе в котел утилизатор; п ку — КПД котла утилизатора [7].
Удельный расход газов ГТУ относительно расхода сетевой воды:
д = — (32)
ЦкуЧ^ТТ- ^Нв)
где – энтальпия уходящих газов газовой турбины, которая определяется по температуре t и коэффициенту избытка воздуха ɑ.
Эксергию уходящих газов ГТУ перед котлом-утилизатором вычисляем по формуле еГТ = еку = ^ГТ — ^О(в) — №нв + 273) * (SrT — S0(B))].
В данной формоле s – энтропия газов после газовой турбины.
Потери эксергии с уходящими газами ГТУ характеризуют безвозвратную потерю эксергии рабочего тела ГТУ, отводимого из цикла
Де„зы = М60ды - егт.
Потери эксергии вследствие необратимости теплообмена между газами ГТУ и рабочим телом (вода) в котле-утилизаторе определяют по формуле
LeTj0 = егт- (ei - е4 ),(35)
где e 1 - эксергия подогретой воды в котле-утилизаторе; e 4 - эксергия сетевой воды на входе в КУ.
Общие потери эксергии в котле-утилизаторе складываются из потерь с уходящими газами ГТУ и потерь, связанных с необратимостью процесса передачи теплоты от газов к воде:
Ле^ - Дегазы + Ьет/0.
Эксергетический КПД котла-утилизатора характеризует степень полезного использования тепловой энергии газов в его водяном тракте [10]:
^ = ! _
3 ^Q6Oda
Энтальпию газов на выходе из котла-утилизатора вычисляем по формуле
По данной энтальпии газов и по параметрам состояния наружного воздуха (tHB , hHB , sHB ) определяется энтропия sRT , что позволяет расчитать эксергию газов на выходе из котла-утилизатора:
е'ку = h'rT - ^нв - [(tHB + 273)* (s^ - sHB)] - h4 )/ g^. (39)
Таблица 3. Эксергетический анализ работы КУВ – 46,5 – 140, работающего совместно с General Electric LM6000 при различных значениях температуры наружного воздуха t нв
Table 3. Exergy work analysis boiler – 46,5 – 140 working with General Electric LM6000 at various outdoor temperatures t нв [11]
|
t нв |
o C |
Минус 30 |
Минус 20 |
Минус 10 |
0 |
10 |
20 |
30 |
|
h нв |
кДж/кг |
243,24 |
253,26 |
263,29 |
273,32 |
283,35 |
293,39 |
303,43 |
|
s нв |
кДж/(кг·К) |
6,49 |
6,53 |
6,57 |
6,61 |
6,65 |
6,68 |
6,71 |
|
e (0) |
кДж/кг |
1104,5 |
1037,6 |
970,78 |
903,93 |
837,45 |
792,14 |
708,15 |
|
e (4) |
кДж/кг |
132,64 |
128,63 |
124,62 |
120,62 |
116,98 |
134,5 |
113,35 |
|
e (4) д |
кДж/кг |
174,59 |
170,48 |
166,38 |
162,27 |
158,53 |
175,96 |
154,71 |
|
e (″ гт) |
кДж/кг |
1651,8 |
1607,2 |
1566,1 |
1528,7 |
1495,2 |
1445,7 |
1398,4 |
|
∆e (сг) |
кДж/кг |
1805,2 |
1849,8 |
1890,9 |
1928,3 |
1961,8 |
2011,3 |
2058,6 |
|
∆e (теп) |
кДж/кг |
1004,2 |
959,64 |
918,53 |
881,12 |
847,64 |
798,17 |
750,88 |
|
∆e (ку) |
кДж/кг |
2809,4 |
2809,4 |
2809,4 |
2809,4 |
2809,4 |
2809,4 |
2809,4 |
|
КПД КУ |
% |
0,1873 |
0,1873 |
0,1873 |
0,1873 |
0,1873 |
0,1873 |
0,1873 |
|
h (у.г.) |
кДж/кг |
440,11 |
447,22 |
454,35 |
461,47 |
468,59 |
475,72 |
482,85 |
|
e (у.г.) |
кДж/кг |
530,26 |
556,27 |
583,25 |
611,27 |
640,37 |
651,89 |
654,32 |
Результаты эксергетического анализа работы КУ совместно GE LM6000PF приведены в табл. 3 [8].
Заключение
Эксергетический метод оценки энергоэффективности ГТУ позволяет более детально оценить потери ГТУ. Эксергетический анализ дает возможность выявить наиболее слабые элементы теплосиловой установки с позиций энергоэффективности и определить меры и конструкторские решения по повышению их термодинамического совершенства. Эксергетический анализ учитывает потери от неравновесности процессов в термодинамической системе при заданных условиях окружающей среды. Поэтому он позволяет проводить как относительную (определение эксергетического КПД), так и абсолютную (определение теплового КПД) степень термодинамического совершенства оборудования по сравнению с анализом, основанным на энергетическом. Таким образом, эксергетический анализ дополняет энергетический анализ, который основан на составлении балансов энергии. Достоинством эксергетического анализа является возможность оценивать степень совершенства процессов передачи и полезного использования энергии путем сравнения разности эксергии на входе и выходе элемента установки (турбокомпрессор, газовая турбина, камера сгорания, котел-утилизатор, паровая турбина и др.). К примеру, при оценке эффективности работы ГТУ и котла-утилизатора эксергетическим методом учитывается организация процессов использования химической энергии сжигаемого в камере сгорания ГТУ топлива и передачи теплоты воде, в то время как при энергетическом (тепловом) анализе котел-утилизатор рассматривается в качестве простого теплообменника.
Список литературы Эксергетический анализ когенерационных энергоисточников
- Ипатов В.Б. Эксергетический анализ технико-экономических показателей тепловой электростанции: Технический отчет / Дальтехэнерго; Владивосток, 1994 - 57 с..
- Штым А.Н., Ипатов В.Б. Эксергетический анализ основного оборудования ТЭС // Тез. докл. НТК ДВГТУ "Вологдинские чтения", 24-27 ноябрь 1998 г. Владивосток, 1998. С. 36.
- Минэнерго России. Приказ от 30.12.2008 № 323 (ред. от 30.11.2015) Об утверждении порядка определения нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии - Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/902148460 - - Access: http://docs.cntd.ru/document/902148460 (rus)]
- Александров А.А. Термодинамические основы циклов теплоэнергетических установок. М.: Издательский дом МЭИ, 2004. 158 с.
- Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. М.: Издательский дом МЭИ, 2006. 164 с.
- Андрющенко А.И., Ларин Е.А., Сандалова Л.А. Метод эксергетического анализа термодинамических систем и комплексов. Саратовский государственный технический университет, 2008. 74 с.
- Андрющенко А.И., Аминов Р.З. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций. М.: Высшая школа, 1983. 255 с.
- Андрющенко, А.И., Николаев Ю.Е. Экологическая и экономическая эффективность замены устаревшего паротурбинного оборудования ТЭЦ на газотурбинное и парогазовое. Промышленная энергетика. 2006, № 7, с. 2-6
- Арсеньев Л.В., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982. 247 с.
- Байгалиев Б.Е., Щелчков А.В., Яковлев А.Б., Гортышов П.Ю. Теплообменные аппараты. Казанский государственный энергетический университет, 2012, 180 с.
- Барочкин Е.В., Жуков В.П., Борисов А.А., Ледуховский Г.В. Повышение эффективности работы ТЭЦ на основе оптимизации распределения сетевой воды. Энергетик. №10. 2012. С. 13-15.
