Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Обзор технической литературы 10
1.1. Общее положение ПГУ в энергетической отрасли. Основные требования к работе ПГУ в современных условиях эксплуатации 10
1.2. Анализ результатов работ, проводимых для ПГУ в конденсационном режиме по части условий эксплуатации 20
1.3. Предпосылки совершенствования структуры автоматической системы регулирования мощности ПГУ 25
1.4. Результаты и выводы по главе 31
ГЛАВА 2 Моделирование и исследование динамических характеристик ПГУ-450Т 32
2.1. Направление исследования 32
2.2. Описание энергоблока ПГУ-450
2.2.1. Газотурбинная установка 35
2.2.2. Котел-утилизатор 38
2.2.3. Паротурбинная установка
2.3. Описание тренажера ПГУ-450Т 41
2.4. Адекватность и валидация тренажера 44
2.5. Влияние температуры наружного воздуха на мощность турбоагрегатов парогазовой установки 49
2.6. Распределение нагрузки между турбоагрегатами ПГУ-450 в зависимости от текущей мощности энергоблока и температуры наружного воздуха 53
2.7. Исследование возможных способов регулирования мощности ПГУ
2.7.1. Обоснование исходных значений параметров для проведения экспериментов на тренажере ПГУ-450 61
2.7.2. Изменение мощности блока ПГУ-450 за счет регулирующих топливных клапанов ГТУ 62
2.7.3. Изменение мощности блока ПГУ-450 за счет регулирующих клапанов паровой турбины 68
2.8. Результаты и выводы по главе 71
ГЛАВА 3. Исследование автоматической системы регулирования мощности пгу-450 при ее участии в НПРЧ
3.1. Современные системы регулирования мощности ПГУ 73
3.2. Требования к НПРЧ 76
3.3. Применяемые способы регулирования мощности ПГУ 78
3.4. Исследование диапазона нагрузок паровой турбины при регулирование РК ВД и участии энергоблока в НПРЧ 79
3.5. Моделирование процесса регулирования мощности энергоблока ПГУ за счет газовых турбин 81
3.6. Моделирование процесса регулирования мощности энергоблока ПГУ за счет максимального привлечения паровой турбины 84
3.7. Модель системы автоматического управления мощностью ПГУ 88
3.8. Результаты и выводы по главе 92
ГЛАВА 4. Выбор технологии участия пгу в нормированном первичном регулировании частоты в энергосистеме 94
4.1. Постановка задачи 94
4.2. Методика расчета годовых показателей ПГУ с учетом температуры наружного воздуха в базовом режиме и в режиме участия в НПРЧ 98
4.3. Экономичность работы ПГУ-450 при ее работе в режиме регулирования частоты в сети 102
4.4. Сравнение вариантов участия в НПРЧ по показателям маневренности и экономичности 104
4.5. Сравнение вариантов участия ПГУ в НПРЧ по показателям надежности 113
4.6. Результаты и выводы по главе 123
Заключение 125
Список литературы
- Анализ результатов работ, проводимых для ПГУ в конденсационном режиме по части условий эксплуатации
- Адекватность и валидация тренажера
- Исследование диапазона нагрузок паровой турбины при регулирование РК ВД и участии энергоблока в НПРЧ
- Методика расчета годовых показателей ПГУ с учетом температуры наружного воздуха в базовом режиме и в режиме участия в НПРЧ
Введение к работе
Актуальность работы. В настоящее время большое внимание уделено развитию парогазовой отрасли. Создание первых и ныне работающих парогазовых установок рассчитывалось на эксплуатацию в базовой части графиков нагрузки с ограниченным числом переменных и остановочно-пусковых режимов.
В основе разработки тепловой схемы парогазовых установок (ПГУ) лежат заводские данные завода-изготовителя основного оборудования, который прорабатывает автономную работу только своего изделия. Поэтому возникают вопросы экономичности, экологичности, маневренности и надежности ПГУ в целом, где важно учитывать как комплексные связи отдельных единиц оборудования между собой, так и влияние внешних факторов.
С недавнего времени ПГУ начали вынужденно привлекаться к регулированию частоты и мощности в энергосистеме. Участие ПГУ в нормированном первичном регулировании частоты (НПРЧ) регламентируется отраслевым стандартом, выпущенным Системным оператором.
Анализ состояния оборудования ПГУ, проводимый рядом ведущих энергетических компаний, показал, что оборудование технически устарело и не может, соблюдая условия эксплуатации и ограничения завода-изготовителя, отвечать требованиям Системного оператора в оказании услуг НПРЧ.
Кроме того, различие в динамических свойствах газовой и паровой турбин ПГУ и их высокая зависимость от климатических условий существенно влияют на показатели качества процессов регулирования частоты и мощности.
С учетом вышеизложенных особенностей исследование и оптимизация режимов ПГУ при ее участии в регулировании частоты и мощности в энергосистеме несомненно обуславливают актуальность данной работы как с научной, так и с практической точек зрения.
Цели и задачи исследования. Цель диссертации — разработка, исследование и оптимизация алгоритмов системы автоматического управления мощностью бинарных ПГУ и разработка методики выбора технологии участия ПГУ-450 в НПРЧ с комплексной оценкой факторов маневренности, экономичности и надежности.
Поставленная цель реализовывалась за счет решения следующих подзадач:
валидация тренажерной модели ПГУ-450, планирование и проведение модельных исследований;
получение и исследование регрессионных уравнений статики энергетических показателей и динамических характеристик объекта управления
на основании полученных опытных данных в зависимости от температуры наружного воздуха и исходной нагрузки;
разработка модели мощности ПГУ и исследование способов регулирования нагрузки бинарной ПГУ;
исследование существующих систем управления мощностью ПГУ и их моделирование на тренажере при участии энергоблока в регулировании частоты и мощности в энергосистеме;
разработка методических и практических рекомендаций по совершенствованию современных систем управления мощностью ПГУ при участии ее в НПРЧ и их исследование на тренажерной модели;
выбор технологии участия ПГУ в НПРЧ в энергосистеме с учетом факторов маневренности, экономичности и надежности.
Методы исследования. При выполнении работы использовались теории режимов работы парогазовых установок, паровых и газовых турбин, методы теории автоматического и оптимального управления. Снятие кривых разгона, получение исходных данных для расчета технико-экономических, надежностных и маневренных показателей, моделирование процессов регулирования мощности ПГУ проводились на полномасштабном компьютерном тренажере энергоблока ПГУ-450Т.
Научная новизна работы:
-
Результаты модельных исследований в широком диапазоне температур наружного воздуха и нагрузки энергоблока, энергетических показателей и динамических характеристик оборудования ПГУ и ПГУ в целом и полученное на их базе распределение вырабатываемой мощности ПГУ между паровой и газовыми турбинами.
-
Разработана методика и предложен новый алгоритм управления мощностью ПГУ при участии ее в НПРЧ с активным привлечением паровой турбины к регулированию нагрузки ПГУ, результаты выбора оптимальных режимных параметров для процессов нагружения/разгружения энергоблока ПГУ, в частности, скорость регулирования регулирующего клапана высокого давления (РК ВД) паровой турбины, начальное положение РК ВД, обеспечивающие системные требования участия ПГУ в НПРЧ с одновременным выполнением ограничений завода-изготовителя.
-
Впервые предложена методика выбора технологии участия ПГУ-450 в НПРЧ на основании сравнения эффективности применяемых альтернативных технологий с комплексным учетом факторов маневренности, экономичности и надежности.
Практическая значимость работы. Важность проводимых исследований в диссертации заключается в предложенном новом алгоритме
управления мощностью газовых и паровой турбины с учетом влияния температуры наружного воздуха для участия ПГУ в НПРЧ, в разработанной методике выбора технологии участия ПГУ в НПРЧ с комплексной оценкой факторов маневренности, экономичности и надежности, а также в результатах модельных исследований, в том числе в получении оптимальных режимных параметров для процессов нагружения/разгружения энергоблока ПГУ, обеспечивающие системные требования участия ПГУ-450 в НПРЧ с выполнением ограничений завода-изготовителя.
Результаты диссертационной работы дают практические рекомендации по совершенствованию существующих систем управления мощности ПГУ, открывают новые направления в исследованиях режимов работы парогазовых установок и их автоматизации.
Апробации работы. Основные результаты научных исследований по теме диссертации докладывались и обсуждались на Национальном конгрессе по энергетике (г.Казань, 2014 г.), на XXI международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика», (г. Москва, 2015 г.), на международной конференции IX семинаре ВУЗов по теплофизике и энергетике (г. Казань, 2015 г.), на научном семинаре и заседании кафедры АСУТП «НИУ «МЭИ» (г. Москва, 2015 г.).
Внедрение результатов работы. Результаты работы используются в виде методического материала при чтении курса лекций и проведении практических занятий по дисциплине «Оптимизация режимов работы оборудования ТЭС», при курсовом и дипломном проектировании по специальности АСУ ТП в «НИУ «МЭИ».
Достоверность результатов исследований. Обеспечивается строгим применением математического аппарата с современными методами математического моделирования, заложенными в аналитическом полномасштабном компьютерном тренажере ПГУ-450. Подтверждается функциональными связями результатов экспериментов с данными натурных испытаний.
Личный вклад автора. Автором лично решены основные задачи диссертации, в том числе: составлен обзор современной научно-технической литературы, проведены модельные исследования на тренажере, разработаны методики и даны практические рекомендации, выполнены технико-экономические расчеты и получены результаты, отражающие научную новизну работы.
Положения выносимые на защиту. На защиту выносятся следующие результаты работы:
-
Модель мощности ПГУ и экспериментально полученные динамические характеристики паровой и газовых турбин.
-
Методика, алгоритм и модельные исследования регулирования мощности ПГУ при участии в НПРЧ с активным привлечением паровой турбины и обеспечением требований Стандарта Системного оператора и завода-изготовителя газовых турбин.
-
Практические рекомендации совершенствования системы автоматического управления мощностью (САУМ) ПГУ.
-
Методика выбора и оценка технологии участия ПГУ в НПРЧ, совокупно учитывающая факторы маневренности, экономичности и надежности.
Публикации. Основные результаты выполненных исследований опубликованы в 9 научных работах — 4 публикаций в рецензируемых журналах перечня ВАК, одна из которых в базе данных SCOPUS с переводом на иностранный язык, 1 статья в рецензируемом научном журнале, остальные в материалах докладов международных конференций.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы из 72 наименований. Работа иллюстрирована 36 рисунками и содержит 33 таблицы. Материал диссертации изложен на 140 страницах, включая 1 приложение на 6 страницах.
Анализ результатов работ, проводимых для ПГУ в конденсационном режиме по части условий эксплуатации
Особенно сильно прогрев высоконагруженных элементов оборудования паросиловой части цикла влияет на продолжительность пусков ПГУ. На этом основании можно констатировать тот факт, что если в тепловой схеме ПГУ применяется нескольких газовых турбин, работающих каждая на свой котел-утилизатор, возможен более гибкий режим нагружения всей парогазовой установки благодаря поочередной загрузки связки ГТ со своим КУ. Преимущество такого режима — относительно небольшие скорости прогрева (расхолаживания); сложность заключается в выравнивании параметров пара перед паровой турбиной, так как одним из ограничением завода-изготовителя является разность температур пара в паропроводах высокого давления перед паровой турбиной ( 20С для ПГУ-450Т). Средние темпы прогрева ротора и корпуса компрессора с газовой турбиной схожи, поэтому ГТУ считается крайне мобильным агрегатом.
В статье [3] опубликованы собранные воедино основные параметры, ограничивающие регулировочный диапазон и маневренность ПГУ в конденсационном режиме. На номинальную мощность оказывают влияние: температура наружного воздуха, параметры пара перед паровой турбиной, включение в работу антиобледенительной системы (АОС) ГТУ, отвод пара на собственные нужды через редукционно-охладительное устройство (РОУ). В публикации показаны для полного (2ГТУ+2КУ+ПТ) и неполного (1ГТУ+1КУ+ПТ) состава оборудования ПГУ-450Т зависимости от мощности: температуры газов на выходе ГТУ и температуры пара высокого давления, содержания оксидов азота в уходящих газах, КПД ГТУ, паротурбинной установки (ПТУ) и энергоблока в целом.
В работе [34] рассматривается профиль ПГУ с газовыми турбинами V94.3A Siemens, ГТЭ-110 «Сатурн» и ГТЭ-160 для строительства новых электростанций с учетом требований маневренности. Разбирается вопрос использования байпасных дымовых труб для различных вариантов ПГУ в целях повышения их маневренности и опережающего ввода мощности. Байпасная дымовая труба позволяет при наборе мощности направить уходящие газы после ГТУ в атмосферу, осуществляя таким образом опережающий пуск ГТУ, что дает возможность довольно быстро набрать около 2/3 мощности парогазового энергоблока.
Один из сложных видов маневрирования энергоблоком — вывод его на технологический минимум. Для этой цели хорошо зарекомендовал себя режим разгрузки блока на скользящем давлении пара во всем пароводяном тракте. Такой способ регулирования давления позволяет повысить экономичность энергоблока при работе на пониженных нагрузках на 3% благодаря поддержанию номинальных температур свежего пара в широком диапазоне мощностей [29, 35].
В сборнике трудов Ивановского государственного энергетического университета опубликованы статьи исследований, проводимые на ПГУ специалистами университета. В обзоре [36] отражены результаты анализа отечественных и зарубежных достижений по структуре и составу тепловых схем ПГУ и ПТУ с влиянием основных параметров на тепловые процессы, происходящие в цикле. Статьи [37, 38] освещают вопросы работы бинарных парогазовых установок утилизационного типа на частичных нагрузках с оценкой эффективности. Выводы показали, что в рассматриваемом диапазоне нагрузки ПГУ (60-100%) КПД КУ растет при разгрузке блока и при увеличении температуры наружного воздуха, а КПД ПТУ практически постоянен, при условии сохранения номинальной температуры пара на входе в ПТ и работе блока на скользящем давлении. Но с уменьшением температуры острого пара КПД ПТУ снижается. В докладе [39] представлены исследования работы бинарной парогазовой установки при низких температурах наружного воздуха, результатом которого стала рекомендация использования нагретого воздуха теплового укрытия ГТ для работы АОС, что позволяет снизить затраты работы на привод компрессора ГТ и, следовательно, уменьшить удельный расход топлива на ПГУ.
Как отмечалось ранее, вопрос о переводе ПГУ на переменный режим стоит довольно остро, в связи с чем, при разработке структуры ПГУ инженеры сталкиваются с широким кругом задач: выбор числа и модификаций ГТУ, КУ, ПТУ, расчет параметров газового и пароводяного трактов, выбор способа парораспределения (регулирования расхода пара через турбину), моделирование пуско-остановочных режимов, режимов разгружения и нагружения и т.п. А для ПГУ, работающей в теплофикационном режиме, круг задач становится еще шире при изменении температурного графика потребления сетевой воды. И совершенно логично, в век развития информационных технологий, проводить все расчеты на персональном компьютере. Методика выполнения таких расчетов была представлена в работе [40] при исследования работы ПГУ-У на частичных нагрузках. Также в работе рассматривается влияние поддержания температуры газов за ГТУ на работоспособность и экономичность ПТУ. Так, при постоянном поддержании температуры газов на выходе ГТ увеличивается степень сухости за последней ступенью ЦНД, что приводит к небольшому увеличению относительного КПД ПТ при снижении нагрузки. Обратное явление происходит при изменении температуры газов на выходе ГТ в процессе снижения нагрузки. Степень влажности пара увеличивается и наступает угроза эрозии последних ступеней турбины.
Адекватность и валидация тренажера
Аппроксимация экспериментальных данных проводилась в программе 20-sim с использованием алгоритма оптимизации Бройдена-Флетчера-Гольдфарба-Шанно по критерию минимального квадратичного отклонения с учетом совпадения аппроксимирующей функции в области наибольшего изменения скорости.
При работе блока на скользящем давлении, воздействие РТК приводит к изменению расхода топлива и вместе с ним расхода воздуха посредством ВНА. Увеличение расхода и температуры выходных газов ГТУ вызывает постепенный рост выработки пара котлом-утилизатором, что повышает давление пара перед ПТ и вырабатываемую мощность. Изменение мощности ГТУ происходит практически мгновенно, а паровой турбины носит явно апериодический характер с запаздыванием.
По результатам экспериментов в диапазоне исследуемых нагрузок, сформулируем следующие основные выводы:
1. Возмущение топливными клапанами двух газовых турбин при работе энергоблока ПГУ-450 по дубль-блочной схеме (2ГТ+2КУ+ПТ) увеличивает коэффициент усиления паровой турбины в 2 раза, чем при возмущении топливным клапаном одной газовой турбины. Инерционность паровой части ПГУ мало изменяется. Этот факт стоит учитывать при синтезе системы управления мощностью ПГУ при работе блока на пониженных нагрузках с неравномерной загрузкой газовых турбин [8].
2. Большую роль на параметры модели объекта влияет режим изменения мощности ПГУ— сброс или набор нагрузки. Объясняется это процессами теплообмена, протекающих между рабочей средой, корпусом оборудования и окружающей средой. Наибольшая сложность возникает при прохождении нагрузки ПГУ в момент полного прикрытия ВНА.
3. Инерционность газовой турбины настолько мала, что ее зависимость от базовой нагрузки, и температуры наружного воздуха можно не учитывать.
4. Инерционность паровой турбины в зависимости от нагрузки энергоблока и температуры наружного воздуха меняется по сложно описываемому закону.
По результатам экспериментов построены зависимости нагрузки ПГУ от положения РТК (рис. 2.12) и расхода топлива (рис. 2.13). Л 0- 60 55 50 45 40 35 30 257П Zpno % г Д ереход между нффузнонным режимом и едварнтельногасмешения ю пр V sT \ л і / 8 7 \ 6 J. 4 3—v 1 ы м \L JW МВт 2і 0 275 300 325 350 375 400 425 450 475 5( Рис. 2.12. График зависимости положения регулирующего топливного клапана от нагрузки энергоблока и температуры наружного воздуха: 1— +25С; 2— +15С; 3— +10С; 4— +5С; 5— (-5)С; 6— {-ЩС\ 7— (-15)С; 8— (-25)С
На номинальной нагрузке блока ГТУ работает в режиме предварительного смешения, что снижает концентрацию оксидов азота (NOx) и углекислого газа (СО) в дымовых газах. Снижение нагрузки приводит к резкому росту концентрации NOx и СО, в связи с чем, для повышения показателей экологичности, работа блока переводится из режима предварительного смешения в диффузионный режим горения. Технологический переход осуществляется за счет полного открытия дополнительных клапанов подачи топлива в диффузионные горелки и закрытия клапанов предварительного смесеобразования.
По результатам экспериментов на тренажере получено регрессионное уравнение для расчета абсолютного расхода топлива в зависимости от текущей нагрузки ПГУ и температуры наружного воздуха (/ = 0,99): B(Nnry , /нв) = 24540,34 -119,74858 /нв +145,06335 ЛГщу + + 1,09214 /Н2В +0,02852 N y +0,174185 /нв Л ру При различных температурах наружного воздуха зависимость абсолютного расхода газообразного топлива от нагрузки энергоблока носит линейный характер.
Регулирующий клапан высокого давление Возмущение РК ПТ приводит к изменению мощности только паровой турбины. Паровая турбина Т-150-7/7 в составе блока ПГУ-450 имеет два регулирующих органа на паропроводах высокого и низкого давления именуемых механизмом управления турбиной (МУТ) высокого и низкого давления соответственно. Регулирование мощности ПТ происходит за счет дросселирования.
При участии блока в регулировании частоты сети положение регулирующего клапана должно обеспечивать резерв мощности. Для снятия переходных процессов начальное положение регулирующего клапана выбрано 80% как на большинстве энергоблоках ПГУ с дроссельным парораспределением при их участии в НПРЧ. На рис. 2.14 показана переходная характеристика по каналу возмущение РКВД (10%УП)— мощность ПТ при базовой нагрузке 405 МВт и температуре наружного воздуха 15С. Рис. 2.14. Переходная характеристика паровой турбины при ступенчатом возмущении РК ВД ПТ: 1 — экспериментальные данные; 2— аппроксимирующая кривая
Исследование диапазона нагрузок паровой турбины при регулирование РК ВД и участии энергоблока в НПРЧ
Исходя из вышесказанного, в качестве критерия сравнения возможных технологий участия ПГУ в НПРЧ предлагается использовать дополнительные (по отношению с работой ПГУ по диспетчерскому графику) годовые затраты Д5нпрц, связанные с обеспечением участия ПГУ в НПРЧ, т.е.: А5ЙПРЧ = ASrMaH + А5ЭГК + ASrHaa, (4.1) где Л5 ан, А5зК, Д над — дополнительные годовые затраты, связанные с обеспечением требований по маневренности, экономичности и надежности соответственно. Для упрощения расчетов сравнительную оценку будем делать не по абсолютным дополнительным затратам, а по их разности в сравниваемых вариантах участия ПГУ в НПРЧ: іт-пт рр YYT дД нпрч = Л нпРЧ - ASjjjjpii = гт-пт гт-пт ГТ-ПТ = dASlmH +dASr3K +ад5нгад . (4.2) где верхним индексом «ГТ» и «ПТ» обозначены соответственно варианты изменения мощности с ГТ и ПТ, рассмотренные выше.
Такой методический подход позволяет исключить из рассмотрения составляющие дополнительных затрат, одинаковых для рассматриваемых технологий участия ПГУ в НПРЧ, в частности, затраты, связанные с работой ПГУ на пониженной мощности за время ее работы в режиме «ожидания».
Для оценки эффективности применения того или иного режима работы энергоблока ПГУ при участии его в НПРЧ и сравнения различных вариантов практической реализации режимов такого участия в рамках выполнения данной работы были поставлены эксперименты на тренажере ПГУ-4 5 ОТ с целью определения маневренных и экономических показателей оборудования ПГУ и ПГУ в целом в зависимости от базовой нагрузки ПГУ и температуры наружного воздуха за полный цикл участия в НПРЧ: - при повышении частоты — «разгружение — стабилизация параметров — нагружение — стабилизация параметров»; -при снижении частоты— «нагружен ие— стабилизация параметров— разгружение — стабилизация параметров», при условии обеспечения выполнения требований СТО ОАО «СО ЕЭС» [28].
Время одного полного цикла выбрано равным 90 мин и включает в себя изменение первичной мощности в результате отклонения частоты согласно требованиям Системного оператора со стабилизацией параметров и возвращением на исходную нагрузку заданную диспетчерским графиком с выходом на стационарный режим работы, что позволяет равнозначно сопоставить два варианта участия ПГУ в НПРЧ.
Для определения потери прибыли станции при участии ее в регулировании частоты в сети за счет работы ПГУ на пониженной (базисной) нагрузке необходимо располагать расчетными данными работы энергоблока по диспетчерскому графику, т.е. без участия в регулировании частоты. 4.2. Методика расчета годовых показателей ПГУ с учетом температуры наружного воздуха в базовом режиме и в режиме участия в НПРЧ
Годовая выработка электроэнергии ПГУ в общем случае зависит от графиков выработки электроэнергии и температур наружного воздуха и рассчитывается по выражению: т=1 Эвгыр= ПГУ( Т НВД)Л. (4.4) где подынтегральное выражение — функция электрической мощности ПГУ во времени; Лр — число часов работы ПГУ в течение года;т — время
Использование (4.4) при расчете годовых показателей ПГУ требует наличия функции почасового графика выработки электроэнергии в течение года, что практически трудно реализуемо, поэтому предлагается годовую выработку электроэнергии определить, исходя из среднемесячных показателей работы блока, тогда: где Nmm . — максимальная мощность ПГУ в текущем j-ом месяце (/ — номер месяца по календарю) в зависимости от средней температуры наружного воздуха; / . — среднемесячная температура наружного воздуха j-ro месяца; Апах / — число часов использования максимальной мощности блока в j-ом месяце при среднемесячной температуре наружного воздуха -го месяца. Как и для тепловых энергоблоков, число часов использования максимальной мощности ПГУ (Л ах) является прогнозируемым годовым показателем и задается в пределах 5500-6000 часов, исходя из ожидаемого режима работы блока [64]. Очевидно, что число часов использования максимальной мощности за год составит: Лтах= ZAnax/ (4-6) 7=1 Характерными показателями работы энергоблока являются также число часов фактической работы блока в течение года и месяца, рассчитываемые соответственно по выражениям:
Экономические показатели определялись в виде их среднеинтегральных значений за полный цикл участия в НПРЧ для двух описанных в главе 3 способов регулирования мощности ПГУ — за счет газовых турбин и за счет максимального привлечения паровой турбины. Обобщенные результаты проведенных на тренажере опытов приведены в приложении 1. На основе полученных результатов моделирования на тренажере для удобства дальнейших расчетов используются составленные регрессионные зависимости исследуемых параметров от базовой нагрузки НПРЧ и температуры наружного воздуха.
Зависимости среднеинтегральных значений мощности ГТУ (Л/рру), мощности ПТ (Nm)9 мощности ПГУ (Nnry), абсолютного расхода топлива С ПГУ ) и удельного расхода топлива {b ry) от базовой нагрузки энергоблока ПГУ в диапазоне мощностей 360-390 МВт для исследуемых температур наружного воздуха могут быть представлены регрессионными уравнениями вида:
Методика расчета годовых показателей ПГУ с учетом температуры наружного воздуха в базовом режиме и в режиме участия в НПРЧ
Для расчета dASL принимаем условие, что при постоянном жизненном цикле ГТУ снижение ресурса ГТУ приводит к увеличению эксплуатационных затрат на техническое обслуживание газовых турбин, путем сокращения межремонтного периода и соответствующего увеличения числа капитальных ремонтов.
Увеличение числа капитальных ремонтов за год в варианте «ГТ» по сравнению с «ПТ» произойдет на величину: Увеличение затрат на капитальный ремонт, приведенный к одному году, где 5" — стоимость капитального ремонта. Завод-изготовитель ГТЭ-160 определяет жизненный цикл газовой турбины 150000 ч и число капитальных ремонтов за весь жизненный цикл не менее пяти. Следовательно, нормативная длительность работы ГТ между 119 капитальными ремонтами составляет не более 30000 ч. Принимая во внимание число рабочих часов в год 6000 ч, число рабочих суток равно 250. Тогда выражение (4.42) примет следующей вид:
В табл. 4.10 приведены расчеты по определению dAS при различных числе суточных циклов участия ПГУ в НПРЧ и затрат на капитальный ремонт ПГУ. Таблица 4.10. Результаты расчета дополнительных затрат за год на надежность № Размерность Число циклов за сутки IIClJtllVlCrHJDClrinC DCJlrlTI iriDl 1 2 3 4 5 1 Разность суточных эквивалентных часов. с гт-пт гт птА/ = t ч 19,14 38,29 57,43 76,58 95,71 2 Увеличение числа капитальных ремонтов в варианте «ГТ» за год шт. 0,160 0,319 0,479 0,638 0,798 3 Дополнительные затраты за год на ремонт при разных 5ф (млн. руб.) 5,0 млн. руб. 0,798 1,595 2,393 3,191 3,988 7,5 млн. руб. 1,196 2,393 3,589 4,786 5,982 10.0 млн. руб. 1,595 3.191 4,786 6,382 7,976
Останов энергоблока для проведения капитального ремонта приводит к дополнительному снижению прибыли станции, связанным с недоотпуском электроэнергии на рынок электроэнергии и мощности. Не зная времени проведения капитального ремонта, расчет проводится по среднегодовым показателям. Потери прибыли станции на рынке электроэнергии, связанные с простоем во время ремонта, определяются выражением: ГГ-ПТ гг_пт г х ЭД5 =А/Икр Аф- р-(Цээ- ср-Цут)-РпРээ- (4-44) где Д р — длительность капитального ремонта; Лр — средняя годовая мощность по диспетчерскому графику; Ь[р — среднегодовой удельный расход топлива; ЦуТ5 Ц э — стоимости условного топлива и электроэнергии на рынке электроэнергии и мощности; Рпрээ- - доля продажи электроэнергии на рынке электроэнергии..
Длительность капитального ремонта ориентировочно примем 45 дней, что при восьмичасовом рабочем дне составит:
Цена топлива зависит от множества факторов и меняется от территориального расположения добычи энергоресурсов и их транспортировки. Средний тариф рыночной стоимости электроэнергии составляет 1200 руб./МВт-ч, а условного топлива — 4000 руб./т.у.т.
Имея высокий показатель КПД, парогазовая установка производит электроэнергию, продаваемую на рынке электроэнергии по низкой цене, что определяет ее высокий спрос. Примем долю продажи электроэнергии на рынке (Рпрээ) равной 0,95.
Итоговые результаты расчета, учитывающие все дополнительные затраты за год для различного числа суточных циклов, при участии ПГУ в НПРЧ представлены в табл. 4.11.
Таким образом, обобщая результаты проведенных расчетов, можно констатировать, что с учетом факторов маневренности, экономичности и надежности при участии ПГУ-450 в НПРЧ вариант «ГТ» может быть применен если ПГУ в течение суток будет привлекаться к НПРЧ не более одного раза (один цикл полностью или два полуцикла). При необходимости участия ПГУ в НПРЧ больше, чем один цикл, вариант привлечения ПГУ к НПРЧ «ПТ» очевидно предпочтительнее, в основном, за счет большей надежности ГТУ в долгосрочном аспекте времени. Наибольший вес при выборе технологии оказывает фактор надежности, а именно количество остановов газовой турбины на техническое обслуживание и ремонт и связанные с этим потери прибыли станции из-за недоотпуска электроэнергии на рынок. 4.6. Результаты и выводы по главе
В целях улучшения технико-экономических показателей энергоблока ПГУ предложена методика выбора варианта технологии участия парогазовой установки в НПРЧ с комплексным учетом факторов маневренности, экономичности и надежности.
Для определения прибыли станции при участии ее в регулировании частоты в сети предложена методика расчета экономичности работы блока, исходя из оценки годовых показателей ПГУ с учетом температуры наружного воздуха.
Исходными данными для расчета экономичности стали результаты экспериментов моделирования процессов участия ПГУ в НПРЧ на тренажере в виде регрессионных зависимостей исследуемых параметров от базовой нагрузки энергоблока и температуры наружного воздуха.
Расчеты удельного расхода топлива показали снижение преимущества скользящего регулирования перед дросселированием при уменьшении температуры наружного воздуха. Из-за сложности разделения затрат за счет обеспечения маневренности паровой турбиной в варианте «ПТ» и увеличения затрат на топливо по экономичности, оценка маневренности и экономичности велась совместно. Надежность энергоблока ПГУ при его участии в НПРЧ главным образом выражена надежностью ГТУ. Расчет надежности ГТУ проводился согласно методики завода-изготовителя в эквивалентных часах. Далее эквивалентные часы работы ГТУ приводились к эксплуатационным затратам на проведение капитальных ремонтов и потери прибыли станции во время останова энергоблока.
Такой подход позволил сравнить рассматриваемые варианты привлечения ПГУ к НПРЧ с учетом трех факторов: экономичности, маневренности и надежности.
Результаты расчетов показали, что при участии ПГУ в НПРЧ больше одного цикла за сутки вариант «ПТ» с максимальным привлечением паровой турбины однозначно становится наиболее предпочтительным, за счет большей надежности ГТУ в долгосрочном аспекте времени.