Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Развитие комбинированных теплофикационных систем на базе ТЭЦ и внутриквартальных ДВС 8
1.1. Комбинированные теплофикационные системы 8
1.1.1. Предпосылки развития 8
1.1.2. Технико-экономические особенности 12
1.1.3. Перспективные схемы 13
1.2 Развитие магистральных теплосетей ." 17
1.3. Энергоснабжение потребителей от ТЭЦ с внутриквартальными ДВС 18
1.4. Выводы и цель работы 24
ГЛАВА 2. Методика исследования 26
2.1. Системный эксергетический подход 26
2.2. Определение системной экономии топлива при приведении вариантов ТЭЦ к одинаковому эксергетическому эффекту 32
2.3. Учет надежностных и режимных показателей 37
2.4. Вероятностный критерий технико-экономической оптимизации 41
2.5. Ограничения на применяемые методики расчетов 46
2.6. Выводы 48
ГЛАВА 3. Системный эксергетический анализ функционирования ТЭЦ-ВДВС 50
3.1. Системная экономия топлива в системе комбинированного теплоснабжения с ТЭЦ-ВДВС 50
3.2. Анализ показателей работы энергоблоков в составе ТЭЦ-ВДВС 57
3.3. Выводы 69
ГЛАВА 4. Технико-экономическая эффективность ТЭЦ-ВДВС 71
4.1. Технико-экономические оптимальные параметры 71
4.1.1. Оптимальные параметры в условиях изменяющейся мощности энергосистемы 71
4.1.2. Оптимальные параметры в условиях изменяющейся экологической обстановки 73
4.1.3. Оптимальные параметры в условиях изменения стоимости топлива 74
4.1.4. Влияние разуплотнения графиков нагрузки 75
4.2. Оценка технико-экономической и коммерческой эффективности при переводе традиционной ТЭЦ в ТЭЦ с ВДВС 76
4.3. Выводы 81
Заключение 83
Литература
- Предпосылки развития
- Определение системной экономии топлива при приведении вариантов ТЭЦ к одинаковому эксергетическому эффекту
- Анализ показателей работы энергоблоков в составе ТЭЦ-ВДВС
- Оптимальные параметры в условиях изменяющейся мощности энергосистемы
Введение к работе
ТЭЦ играют заметную роль в энергетике России. Поэтому проблема повышения энергетической и экономической эффективности ТЭЦ несомненно является актуальной. В решении этой проблемы одним из перспективных направлений рассматривается работа ТЭЦ в комбинированной системе теплоснабжения с внутриквартальными двигателями внутреннего сгорания (ВДВС).
Такие комбинированные системы, реализованные в Дании, Германии и США, показали высокую технико-экономическую эффективность. Развитие комбинированных систем теплоснабжения в современных экономических условиях может рассматриваться как процесс поэтапной их реализации в районах городских новостроек, в промышленных районах, где вводятся мини-ТЭЦ для собственного энергоснабжения предприятий и энергообеспечения их инфраструктуры, в рамках реконструкции ТЭЦ и систем теплоснабжения.
Корректность оценки энергетической и экономической эффективности ТЭЦ-ВДВС в значительной мере зависит от правильности выбора основных параметров теплофикационных энергоблоков ТЭЦ и вида их технологических схем. Решение такой задачи (из-за сложности таких энергоблоков в составе ТЭЦ-ВДВС) возможно только на основе современных методов математического моделирования и оптимизации ТЭЦ. Разработка таких методов ведётся как в нашей стране, так и за рубежом. Наиболее значимы в данном направлении работы А.И. Андрющенко, Л.С. Попырина, В.М, Бродянского, Ю.М. Хлебалина, Р.З. Аминова, A.M. Клера, Я. Шаргута, М. Трайбуса, Р. Эванса, В.Ф. Стойкера и др. Были созданы эффективные методы оптимизации параметров энергоблоков, подходы к оптимизации их схем, выполнены многочисленные оптимизационные исследования (в том числе - и с применением эксергетической методологии) энергоблоков различных типов.
В то же время оценки энергетической и экономической эффективности теплофикационных энергоблоков ТЭЦ в составе комбинированной системы теплоснабжения с ВДВС ещё только нарабатываются и для этого необходимо
проведение серий оптимизационных исследований в широком диапазоне изменения системных факторов.
Диссертация посвящена актуальной задаче - исследованию эффективности и оптимизации параметров теплофикационных энергоблоков ТЭЦ в комбинированной системе теплоснабжения с ВДВС.
Основными задачами настоящего исследования являются:
Разработка методического подхода к сопоставлению эффективности теплофикационных энергоблоков в составе ТЭЦ-ВДВС с традиционными ТЭЦ
Разработка математической модели функционирования теплофикационных энергоблоков ТЭЦ в комбинированной системе теплоснабжения с ВДВС при комплексном учёте обеспечения графиков нагрузки, надёжности энергоснабжения, возможных режимов работы и современных требований к инфраструктуре (экологической, социальной, производственной) при неопределённости исходной информации.
Схемно-параметрическая оптимизация и исследование влияния перевода энергоблоков ТЭЦ в комбинированный режим теплоснабжения с внутри-квартальными ДВС на параметры энергоблоков.
Оценка технико-экономической эффективности технологии комбинированного теплоснабжения с внутриквартальными ДВС и проверка устойчивости оптимальных решений в условиях изменяющихся внешних факторов.
Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обосновывается использованием методики технико-экономических и эксергетических системных исследований, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, теплопередачи, теории надёжности. Математические модели и компьютерное моделирование ТЭЦ-ВДВС базируются на методах, апробированных и хорошо себя зарекомендовавших на решении ряда других задач подобного класса. При отработке моделей проведены сравнительные тестово-расчётные компьютерные эксперименты, выполнено сравнение рассчитанных параметров теплофикацонных энергоблоков с реальными параметрами.
Результаты работы использованы в проектной организации ОАО «Но-ТЭП» при разработке программы развития систем теплоснабжения, в научной лаборатории теплоэнергетики НГТУ при технико-экономических исследованиях комбинированных систем теплоснабжения, в учебном процессе - при дипломном проектировании (по специальности 100500 - тепловые электрические станции).
Работа апробирована на семинарах: проблемной лаборатории НГТУ (Новосибирск, 2002, 2003 гг.), теплофизика и теплоэнергетика (Барнаул, 2004 г.); на конференциях по проблемам энергосбережения: в Казани (2001 г.), в Новосибирске (2001 г.), на международных конференциях: экономические и экологические проблемы энергосбережения (Томск, 2001 г.), KORUS-2002, наука и технологии (Новосибирск, 2002 г.), Радиоэлектроника, электротехника, энергетика (Москва, 2003 г.).
Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы (81 наименование) и приложения (акты об использовании). Основной текст изложен на 93 страницах, содержит 34 рисунка, 4 таблицы.
В первой главе рассмотрены предпосылки развития, технико-экономические особенности, перспективные схемы комбинированных теплофикационных систем, энергоснабжение потребителей от ТЭЦ с внутриквар-тальными ДВС, сформулированы цель и задачи исследования.
Во второй главе изложена методика исследования. Рассмотрены системный эксергетическии подход, определение системной экономии топлива при приведении вариантов ТЭЦ к одинаковому эксергетическому эффекту, методика учёта надёжностных и режимных показателей, вероятностный критерий технико-экономической оптимизации, ограничения на применяемые методики расчётов.
Третья глава посвящена системному эксергетическому анализу функционирования ТЭЦ-ВДВС.
Четвёртая глава посвящена исследованию технико-экономической эф-
фективности ТЭЦ-ВДВС.
Технико-экономическая эффективность энергоблоков с технологией ТЭЦ-ВДВС оценена с учётом включения энергоблоков в энергосистемы различной мощности; изменения экологической обстановки в ареале функционирования; разуплотнения графиков нагрузок; изменения стоимости топлива.
Предпосылки развития
За годы развития теплофикация в стране приобрела масштабность и большое социальное значение, поскольку надежно обеспечивает теплом практически всех средних и крупных энергопотребителей, занимает существенную долю в общей структуре электрогенерирующих мощностей и, заменяя многочисленные мелкие котельные, способствует улучшению экологической обстановки.
Важной особенностью энергетики России является высокая степень централизации теплоснабжения. Около 27% всего потребляемого тепла вырабатывается на крупных ТЭЦ и котельных при значительной разветвленности тепловых сетей [26]. При этом лишь для поддержания в рабочем состоянии действующих в настоящее время 257000 км тепловых сетей необходимо в течение 10 лет ежегодно менять не менее 12000...20000 км [74]. Сегодня традиционные технологии теплоснабжения считаются устаревшими, так как они не обеспечивают достаточной экономии топлива. Наряду с этим широко распространенные в нашей стране внутриквартальные котельные, исключающие комбинированную выработку электроэнергии и тепла, так же не обеспечивают должной эффективности теплоснабжения [9].
В новых условиях, характеризующихся переходом к рыночным отношениям в энергетике, комбинированный способ производства электрической и тепловой энергии сохраняет свои преимущества перед раздельным, обеспечивая существенную экономию топлива. К этим условиям, прежде всего, относятся: значительное сокращение централизованных капиталовложений; изменение электро- и теплопотребления; формирование топливно-энергетического баланса с учетом выделения качественных видов топлива для теплоснабжения; новые подходы к оценке экономической эффективности теплофикации, к формированию тарифов на теплоэнергию; начавшаяся децентрализация энергоснабжения, обусловленная взаимными неплатежами и непрерывным ростом цен на энергоносители и все виды энергии, а также - располагаемыми малыми капиталовложениями, достаточными только для ввода небольших генерирующих мощностей при блочно-комплектной поставке, коротких сроках монтажа и быстрой окупаемости. В рамках этой децентрализации вводятся дизель-генераторы, внутриквартальные котельные, мини-ТЭЦ, системы электрообогрева и т.п. [7, 12, 37...39, 42, 49] С другой стороны, увеличилась продолжительность окупаемости капиталовложений в ТЭЦ и магистральные теплосети. В ряде регионов произошли крупные аварии магистральных теплосетей в периоды поддержания в них высоких давлений и температур [7]. Эти обстоятельства стали причиной отказа от теплофикации новых жилых районов в ряде городов и строительства там внутриквартальных котельных. Однако такие децентрализованные источники теплоснабжения при их самостоятельной работе не обеспечивают экономию топлива по сравнению с современными ТЭЦ.
При разнесении затрат между тепло- и электроэнергией физическим методом вся экономия от комбинированного производства относится только к электроэнергии. В этом случае затраты на тепло приближаются или равны затратам на районных котельных в раздельной схеме и экономия топлива (кг у.т./ч) при комбинированном энергоснабжении [57]:
Таким образом, на каждом выработанном на ТЭЦ киловатте электроэнергии экономится 0,123 кг у.т./ч. На рис. 1.1 сравнивается способ теплоснабжения от котельной с теплоснабжением от ТЭЦ. Процесс в котельной идет всегда по линии Т-КУ, и тепло Qj (на рис. 1.1 показано заштрихованной площадью) отпускается с энтальпией /гТэц - такой же, как и от ТЭЦ. Температура теплопо-требления поддерживается на уровне Тт, до которой снижается температура пара, отпускаемого котельной. При теплоснабжении от ТЭЦ отопление QT производится отработавшим в турбине паром низкого давления, на котором уже выработана электроэнергия на ТЭЦ. При этом экономия топлива (кг у.т./ч) обусловлена заменой всегда неравновесного процесса теплоснабжения Т-КУ от котельной квазиравновесным процессом теплоснабжения тэц-т: АВТЭЦ = 0,123 Г, (5ТЭЦ - SKy ) 33 , (1.2) где Г, - абсолютная температура окружающей среды (воздуха), S - энтропия „ / \ кДж (для характерных значений Г разность энтропии (отэц - SKy J«1 —). КГ J\. Таким образом, на каждом килограмме в секунду пара, отпускаемого от ТЭЦ на теплоснабжение, экономится около 33 кг условного топлива в час по сравнению с котельной.
Еще более существенной будет экономия топлива (кг у.т./ч) на ТЭЦ по сравнению с электроотоплением: А эц = 0,1232) Г„ 1 - 270D, (1.3) т.е. на каждом кг/с теплофикационного пара (для характерных значений Т \—— 2250 кДж/кг) экономится 270 кг условного топлива в час, так как затраченная на отопление электроэнергия должна быть эквивалентна тепло-энергии Q\ (рис. 1.1).
ТЭЦ, кроме термодинамических и энергетических преимуществ, обладает также надёжностными преимуществами перед другими способами энергоснабжения, так как имеют все виды резервирования: структурное, нагрузочное, функциональное, временное и системное.
Прогнозируемый к 2010 году прирост потребления тепла может составить около 1,5...2,9 млрд. ГДж/год, а структура теплопотребления в России будет выглядеть следующим образом [26]: промышленность - 5,0.. .5,4 млрд. ГДж/год; жилищно-коммунальный сектор - 3,76.. .4,59 млрд. ГДж/год; сельскохозяйственные объекты - 2,5.. .2,9 млрд. ГДж/год.
В целом обеспечение требуемого роста теплопотребления должно осуществляться за счет использования новых технологий теплоснабжения с применением, как централизованного теплоснабжения, так и децентрализованного при использовании одномагистральных тепловых сетей и внутриквартальных теплофикационных установок [6, 7, 9, 13, 23, 26, 60, 69, 70]
В США и европейских странах (Германия, Дания и др.) [12, 42, 47] развивается энергоснабжение на базе комбинирования ТЭЦ с мини-ТЭЦ, внутри-квартальными котельными, тепловыми насосами и др., являющимися, по сути дела, пиково-резервными теплогенерирующими источниками. Такая схема называется комбинированной теплофикационной системой [12].
Определение системной экономии топлива при приведении вариантов ТЭЦ к одинаковому эксергетическому эффекту
Очевидно, что для схемы энергоблока без обратных связей, с последовательным соединением агрегатов и нулевыми эксергетическими потерями inVe0 erl- С2-15)
При мощных обратных связях, например, в виде затрат эксергии на собственные нужды и (или) больших эксергетических потерях, когда эксергетиче-ская производительность энергоблока становится равной нулю ГТШчГ-1 5=0. (2.16) Эксергетический коэффициент внутрициклового возврата потерь теплоты в турбоагрегате елГ (Пз 24 + Л2 Із 34 + 23 34)-1 (2Л7)
В идеальном случае (то есть при отсутствии эксергетических потерь в турбоагрегате) гм=\, в реальном - eAf 1- В физическом смысле это означает то, что чем больше потерь теплоты удается вернуть в цикл, тем эксергетически совершеннее скомпонована установка в целом. В реальных энергоблоках эксергетический коэффициент возврата потерь может достигать значений 1,05...1,1.
Нетрудно видеть, что эффективность отпуска энергоносителей в энергоблоке, имеющем структурную схему с обратными связями, определяется не только эффективностью собственно «технологических линий», образованных последовательно связанными функционирующими частями (рис.2.3), но и зависит от взаимосвязей между всеми функционирующими частями энергоблока, характеризуемых структурным коэффициентом ss. Чем ближе є5 к единице, тем эксергетически совершеннее структурная схема.
Системная экономия (или перерасход) топлива при энергоснабжении потребителей от ТЭЦ-ВДВС определяется по сравнению с энергоснабжением по требителей от традиционной пылеугольной ТЭЦ совместно с замещающей КЭС. Это сравнение проводится при условиях одинакового эксергетического и экологического эффектов [66].
Приведение вариантов к одинаковому эксергетическому эффекту достигается выравниванием вариантов по одинаковому отпуску электроэнергии и те-плоэксергии за счет учета замещающих на федеральном оптовом рынке энергии и мощностей (ФОРЭМ) конденсационных электростанций (КЭС) и котельных установок (КУ) при раздельном энергоснабжении, а также - за счет аварийного резерва [15, 16, 45].
Системная экономия (перерасход) топлива: Д5 = Врэц + ВЗАМ + пвк - Врзц - #вдвс» (2-18) где Врэц, #пвк - расходы топлива на традиционной ТЭЦ с ПВК; #гЭц вдвс - расходы топлива на ТЭЦ с ВДВС; ВЗАМ - расход топлива на замещающей электростанции. Соответствующие расходы условного топлива: ех тэц С2-1") ІЄХ Вгэц =0,123( + )/ , Япвк= 0,123 к/г ВгЭЦ =0,123(л + Е т)/це вдвс = 0,123 вдвс / Лм где л - эксергетические КПД; N,E- мощности и теплофикационные эксер-гетические производительности.
Вводя КПД транспорта тепла в магистральных теплопроводах (учитывающие теплопотери в них), получим: +0,123ЛГвдвс/л +0,l23QmK(l-Z/T )/(4l -Лтр)- (2.22) 4),123 вдвс/л ДВС, где QT, бпвк 6т теплофикационные нагрузки по тепловому графику нагрузки; Тср, Тср, Т - средние температуры сетевой воды по температурному графику; Лтр Лтр _ КПД транспорта теплоты; Г - температура окружающего воздуха; Л ЛВДВС эксергетические КПД замещающей электростанции и ВДВС. Эксергетическая производительность ВДВС с учетом комбинированной выработки (и отпуска) электрической и тепловой энергии: Явдвс = вдвс + QT (І - Т;/Гдас)(1/атэц -1), (2.23) где Т с - средняя температура внутриквартальной сетевой воды в системах ВДВС; атэц = бт/!ЭтДВС коэффициент теплофикации для системы ТЭЦ-ВДВС.
Приведение вариантов к одинаковой надежности энергоснабжения достигается учетом системных тепловых и электрических связей при функционировании ТЭЦ с ПВК. При одинаковом отпуске потребителям электроэнергии и теплоэксергии заданная надежность энергоснабжения обеспечивается аварийным электрическим и тепловым резервом. С использованием модели дерева событий [46] вероятность состояния отказов КЖТ-ТЭЦ: ml к 3 g f (2.31) п ml к Ъ g J (=1 у=1 1 у=\ 1 z=l 1 где п - количество последовательно соединенных элементов; т, А: - количество элементов с одним и двойным резервированием; g - количество присоединенных к ТЭЦ групп ВДВС; /- количество ВДВС в присоединенной группе. Стационарный коэффициент готовности:
При решении задачи схемно-параметрической оптимизации многоцелевых энергоблоков на основе целевой функции предпочтительным является использование интегральных подходов при обосновании критерия эффективности. Учитывая, что сравниваемые варианты могут отличаться по составу, месту и времени функционирования, а так же по номенклатуре отпускаемой продукции, требуется приведение их к сопоставимому виду, как по производственному эффекту, так и по жизненному сроку. Такое приведение можно осуществить путем учета соответствующих затрат в замещающие производства и мощности и равной долей амортизационных отчислений для всех сравниваемых вариантов. Учет замещающих затрат будет характеризовать одинаковые по размеру инвестиции в сравниваемые варианты, а равная доля амортизации будет характеризовать их нормативный срок жизни (для объектов энергетики - 27 лет). Тогда общий интегральный эффект можно определить как разность между общим интегральным результатом от производственной деятельности объекта и общими интегральными затратами [35, 36] W = (SX-3X)(1 + E)- (2.47) т=0 где 5иЗ- интегральный эффект от деятельности объекта и интегральные затраты в год т; Е - ставка дисконтирования; тр - расчетный срок жизни объекта, лет.
При схемно-параметрической оптимизации многоцелевых энергоблоков критерий W рассматривается как интегральный социально-экономический эффект, учитывающий влияющие системные факторы [68, 78].
Анализ показателей работы энергоблоков в составе ТЭЦ-ВДВС
При работе ТЭЦ в режиме ТЭЦ-ВДВС температура сетевой воды в течение года поддерживается путем уменьшения давления в регулируемом теплофикационном отборе на уровне, предусмотренном нормативами при горячем водоснабжении, а качественное регулирование осуществляется ВДВС непосредственно у потребителя.
На ТЭЦ-ВДВС увеличивается выработка электроэнергии на внешнем тепловом потреблении, а коэффициент теплофикации практически достигает единицы. Появляется возможность участия в покрытии максимума графика электрической нагрузки за счет отключения ПВД с использованием резерва 1,3- расходы пара и 2,4 - топлива, соответственно, для ПТ- и Т-энергоблоков ТЭЦ-ВДВС (пунктир) и стандартной ТЭЦ (сплошные линии) котла по паропроизводительности, характерного для режимов ТЭЦ-ВДВС (рис. 3.4).
Создание таких комбинированных теплофикационных систем на базе ТЭЦ со стандартными параметрами осуществляется по схеме без пиковых водогрейных котлов (ПВК), с использованием дешевых и долговечных пластиковых магистральных теплопроводов. При этом отсутствует режим со вскипанием сетевой воды при резком снижении давления, а КПД теплотранспорта увеличивается с 0,70 до 0,93 за счет уменьшения почти в 2 раза отпуска теплоэк-сергии и теплопотерь. ВДВС потребляет в меньше топлива, чем ПВК, из-за ограниченного качественным регулированием времени работы, более высокого эксергетическиго КПД и в меньшего подогрева сетевой воды (рис. 3.5). раза, затраты в энерготранспортную инфраструктуру. Технико-экономическая эффективность ТЭЦ-ВДВС (рис. 3.7) оценивается по относительному интегральному эффекту, характеризующему относительную эффективность эксплуатации инвестиций. ТЭЦ-ВДВС сравниваются с традиционной ТЭЦ.
Как видно из рис. 3.7, эффективность r\z ТЭЦ-ВДВС увеличивается по сравнению со стандартной ТЭЦ в среднем на 7%. По этому показателю ПТ-энергоблоки эффективнее на 20...30% Т-энергоблоков. Это обусловлено в немалой степени высоким эксергетическим КПД (рис. 3.8) теплофикационной части ПТ-энергоблока из-за П-отбора и относительно малым влиянием теплофикационной составляющей теплоэксергии, отпускаемой с сетевой водой (см. также рис. 3.5), по сравнению с теплоэксергией пара производственного отбора, при сопоставимости КПД других функционирующих частей ПТ- и Т- энергоблоков.
Из рис. 3.9 видно, что при разработке специальных (оптимальных) энергоблоков для работы в составе ТЭЦ-ВДВС давление острого пара (начальное давление) для Т- и ПТ-энергоблоков без промперегрева должно приниматься на уровне 9 МПа, а с промперегревом - 30 МПа. При этом начальная температура (острого пара) в зависимости от мощности 540...570 С для энергоблоков без промперегрева и на уровне 540 С - при введении промперегрева. Такие параметры обусловлены в первую очередь снижением давления в Т-отборе в течение всего отопительного периода. При этом пониженное по сравнению со стандартным давление (9 МПа) в сочетании с меньшим давлением в Т-отборе обеспечивает приемлемый теплоперепад на турбину при одновременном увеличении пропуска пара в ЦНД, что в итоге практически не изменяет отпуска электроэнергии и повышает коэффициент готовности энергоблоков.
Вместе с тем при увеличении мощности энергоблоков без промперегрева за счёт повышения начальной температуры пара по сравнению со стандартными значениями растёт теплоперепад, что уменьшает расход пара на турбину (рис. 3.4), паропроизводительность котла и снижает расход топлива на котёл при прочих равных условиях. Оптимальные энергоблоки с промперегревом имеют начальное давление пара на уровне 30 МПа при стандартных начальных температурах пара 540 С. Такая температура пара обеспечивает приемлемые коэффициенты готовности энергоблоков, увеличение теплоперепадов по сравнению со стандартными при уменьшении расходов пара на турбину (рис. 3.4). Вместе с тем эти параметры обусловлены также более высокими (по сравнению со стандартными) давлением и температурой промперегрева пара (рис. 3.9). В итоге оптимальные энергоблоки в составе ТЭЦ-ВДВС имеют более высокую эк-сергетическую эффективность (рис. 3.10). Отметим, что ПТ-энергоблоки в составе ТЭЦ-ВДВС эксергетически более эффективны, чем Т-энергоблоки без промперегрева. Это обусловлено более высокой теплоэксергетической производительностью ПТ-энергоблоков по сравнению с Т-энергоблоками за счёт П-отбора с и меньшим влиянием режима с пониженным давлением Т-отбора. Введение промперегрева в Т- энергоблоках позволяет получить в конечном итоге эксергетический КПД на уровне ПТ-энергоблоков (рис. 3.10). Таким образом ПТ-энергоблоки и Т-энергоблоки генерируют достаточно дешёвую электроэнергию при работе в составе ТЭЦ-ВДВС.
Вместе с тем оптимизация параметров Т-энергоблоков ТЭЦ-ВДВС по сравнению с традиционной ТЭЦ увеличивает критерий технико-экономической эффективности (рис. 3.7) на 4...15 %, причём для Т-энергоблоков без промперегрева оптимизация позволяет увеличить rz на 9...15 %, а для ПТ энергоблоков - на 8...12 %. Как видно из рис. 3.10, оптимальный эксергетиче-ский КПД по отпуску электроэнергии для ПТ-энергоблоков в среднем на 12 % выше, чем для Т-энергоблоков без промперегрева, a r\z больше на 23 %. Эти параметры характерны для базовой производственной нагрузки, которая в новых экономических условиях имеет тенденцию к уменьшению. При разгрузке П-отбора r\4N (рис. 3.10) будет снижаться, приближаясь к значениям для Т-энергоблоков.
Важным структурным параметром является эксергетический структурный коэффициент как параметр эффективности технологической схемы энергоблоков. Из рис. 3.11 видно, что перевод ПТ-энергоблоков в режим работы по схеме ТЭЦ-ВДВС не приводит к структурному улучшению: эксергетический структурный коэффициент є5 уменьшается по сравнению с традиционным значением в 1,10...1,17 раза. Это обусловлено в первую очередь изменением схе мы регенерации. Оптимальная температура питательной воды (рис. 3.11) для оптимального ПТ-энергоблока принимается на уровне 300 С, что выше традиционной tm на 50...70 С. Для обеспечения такой температуры питательной воды требуется установка четырёх ПВД вместо трёх, а паровая турбина должна иметь ещё один отбор высокого давления.
Вместе с тем это не снижает эксергетический КПД парогенерирующей части энергоблоков (рис. 3.12). С учётом значений критерия технико-экономической эффективности rz (рис. 3.7) и значений es, по-видимому для ПТ-энергоблоков рациональным решением может быть перевод традиционных ПТ-энергоблоков в режим работы ТЭЦ-ВДВС путем перехода на низкотемпературный график, снижения давления в регулируемом Т-отборе. При этом начальные параметры пара и температура питательной воды принимаются на стандартном уровне. Как видно из рис. 3.7, при таком решении оптимальное значение r\z превышает значение г)2 при стандартных параметрах менее, чем на один процент.
Перевод Т-энергоблоков в режим работы ТЭЦ-ВДВС структурно улучшает технологическую схему (рис. 3.12) во всём диапазоне мощностей. Причём для оптимальных Т-энергоблоков е5 в среднем на 3 % больше, чем для энергоблоков со стандартными параметрами, а цг выше на 8...13 % для Т-энергоблоков без промперегрева и на 3,5 % больше для энергоблоков с промпе-регревом. Отметим, что при мощностях 110 МВт и меньше оптимальная температура питательной воды (рис. 3.11) ниже стандартных значений на 30...60 С. Так, для энергоблока с Т-50 целесообразно принимать схему регенеративного подогрева без ПВД, а для Т-110/120 - схему регенерации с одним ПВД. При этом уменьшается количество острого пара на турбину на 12...29 % и соответственно снижается производительность котлов. Для этих турбин to на 10.. .20 С ниже стандартного значения. В итоге коэффициент готовности выше, чем при стандартных параметрах, что уменьшает коэффициент резерва в энергосистеме при вводе ТЭЦ-ВДВС с такими турбинами на 6...14 % по сравнению с традиционными ТЭЦ.
Оптимальные параметры в условиях изменяющейся мощности энергосистемы
Технико-экономическая эффективность энергоблоков с технологией ТЭЦ-ВДВС оценена с учётом включения энергоблоков в энергосистемы различной мощности; изменения экологической обстановки в ареале функционирования; разуплотнения графиков нагрузок; изменения стоимости топлива.
В качестве объектов исследования определены энергоблоки на базе турбин Т-50, Т-110, Т-175, Т-180, Т-250, ПТ-50, ПТ-80 и ПТ-135. исследуемого энергоблока в энергосистему, оснащенную нарастающим количеством Оптимальные параметры в условиях изменяющейся мощности энергосистемы определены путем включения энергоблоков («) эквивалентных исследуемому, рис. 4.1. Например, для блока Т-250 и при п = 8, исследуемый энергоблок (мощностью 250 МВт) работает в ЭС эквивалентной мощностью 2 ГВт. Аналогично для энергоблоков других типов.
На рис. 4.1 показано изменение оптимальных параметров энергоблоков с технологией ТЭЦ-ВДВС (Р0, /0, Аш) в зависимости от изменяющейся мощности ЭС. Легко видеть, что оптимальные давления Р0 Для практически всех рассмотренных турбин устойчивы во всем диапазоне мощности ЭС и принимают значения для энергоблоков без промперегрева на уровне стандартных, а для энергоблоков с промперегревом не превышают стандартных закритических. Изменения температуры пара промперегрева tnn так же не наблюдается, рис. 4.1. Температура острого пара to для отдельных типов энергоблоков (Т-110, Т-175 и ПТ-80) имеет незначительные отклонения, не превышающие 10 С.
Вместе с тем целевая функция плавно увеличивается с ростом мощности ЭС. Отклонение целевой функции от базового значения в условиях увеличения эквивалентной мощности ЭС показано на рис. 4.2. Важно отметить плавный характер увеличения 5rz. Это говорит об устойчивости в целом оптимальных параметров для всех рассмотренных энергоблоков. Рост же целевой функции (на уровне 4%) с увеличением N3C обусловлен снижением доли аварийного резерва для энергосистем с большим количеством энергоблоков. Понятно, что рост тем выше, чем выше единичная мощность энергоблока при равной эквивалентной мощности ЭС: для Т-50 «2%, для Т-180 и Т-250 «4% при увеличении мощности ЭС с 2 до 6 ГВт.
Оптимальные параметры энергоблоков с технологией ТЭЦ-ВДВС в условиях изменения фоновой загазованности атмосферы оценены с учётом моделирования изменения индекса загазованности (ПДК). Этот показатель особенно актуален для ТЭЦ, так как они размещаются вблизи потребителей теплоты с развитой промышленной и социальной инфраструктурой.
На рис. 4.3 показано изменение оптимальных параметров некоторых энергоблоков с технологией ТЭЦ-ВДВС в зависимости от изменения фоновых концентраций вредных веществ в атмосфере. Легко видеть, что значительная часть параметров для теплофикационных турбин типа Т имеет тенденцию к росту с увеличением фоновой загазованности атмосферы. Это обусловлено следующим - увеличение начальных параметров пара и пара промперегрева обеспечивает повышение КПД термодинамического цикла и, за счет этого, снижение расхода топлива. В свою очередь, снижение расхода топлива обусловливает меньшее экологическое воздействие, что особенно актуально в условиях высокой загазованности в ареале функционирования энергоблока.
Учитывая особенности современных рыночных условий, которые характеризуются изменением ценовой политики хозяйствующих субъектов, определены оптимальные параметры в условиях изменения стоимости топлива, рис. 4.4.
Можно видеть, что характер изменения оптимальных параметров анало гичен, показанному на рис. 4.3, то есть имеется тенденция к росту (до 10...25 С для ґ0 и до 1 МПа для Ро) при двукратном увеличении цены на топливо. Однако в данном случае причины роста несколько другие. Рост параметров обусловливает увеличение КПД термодинамического цикла, что вызывает снижение расхода топлива и, как следствие, топливных затрат.
Оптимальные параметры энергоблоков ТЭЦ в условиях разуплотнения графика тепловых нагрузок расчитаны путем изменения нагрузки отопительных (Q) и производственных отборов (D), рис. 4.5. При этом при меняющейся нагрузке производственного отбора турбины нагрузка теплофикационных отборов фиксировалась на максимальном уровне и наоборот.
При разуплотнении графика тепловых нагрузок оптимальные параметры в целом устойчивы. Незначительное колебание температуры острого пара t0 для турбины Т-50 не превышает 10 С.
При снижении нагрузки производственного отбора происходит ожидаемое повышение начальных параметров пара (/о), обусловленное снижением эффективности работы энергоблока.
Проведена оценка технико-экономических показателей и коммерческой эффективности для вариантов ТЭЦ-ВДВС на базе ТЭЦ с различными турбоагрегатами [21, 35, 36, 56, 61, 66, 73], табл. 4.1. Эксергетические КПД для всех вариантов ТЭЦ-ВДВС лежат в пределах: по отпуску электроэнергии 0,34...0,43 и теплоты 0,18...0,4.
При оценке коммерческой эффективности для каждого варианта в качестве базового принят вариант с традиционным профилем ТЭЦ на основе соответствующего стандартного теплофикационного энергоблока. Стоимость отпущенной электроэнергии и теплоэксергии оценена на основе осредненных тарифов для всех групп потребителей в долларах США и составляет 0,03 $/кВтч электроэнергии и 0,08 $/кВтч теплоэксергии [48, 65]. Норма дисконта, устанавливаемая с учетом источников и структуры финансирования, требований инвесторов [25, 29] и отражающая приемлемую норму (ставку, процент) доходности на вкладываемый капитал принята на уровне 12%, что соответствует банковскому проценту при стабильной экономике.
Индекс доходности (табл. 4.1), определяемый как отношение суммы приведенных эффектов к величине капиталовложений и характеризующий инвестиционную привлекательность проектов, для всех вариантов находится на достаточно высоком уровне - 2,6...7,2, что характеризует достаточно высокий инвестиционный потенциал перевода традиционных ТЭЦ в режим ТЭЦ-ВДВС. В то же время капитальная составляющая затрат (удельные капиталовложения, табл. 4.1) обусловливает несколько больший дисконтированный срок окупаемости для блоков меньшей единичной мощности - на уровне 10... 11 лет.
