Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Предпосылки парогазовой реконструкции пылеугольных ТЭЦ 8
1.1. Актуальность использования парогазовой технологии для пылеугольных ТЭЦ 8
1.2. Технологическая готовность парогазовой технологии 15
1.3. Анализ выполненных исследований схем и параметров ПГУ 31
1.4. Выводы и задачи исследования 35
Глава 2. Методика исследования 38
2.1. Показатели эксергетической эффективности ПГ-ТЭЦ ..38
2.1.1. Системный эксергетический подход 38
2.1.2. Принципиальная структурная схема вычислительного комплекса... 45
2.1.3. Определение технико-экономических показателей ГТУ в составе энергоблока с ГСП 50
2.1.4. Определение технических характеристик ГСП ПГУ 55
2.2. Определение системной экономии топлива при приведении вариантов ТЭЦ к одинаковому эксергетическому эффекту 58
2.3. Учет надежностных и режимных показателей 61
2.4. Вероятностный критерий технико-экономической оптимизации 64
2.5. Ограничения на применяемые методики расчетов 69
2.6. Выводы 72
Глава 3. Оптимизационные исследования теплофикацион ных парогазовых энергоблоков С ГСП 73
3.1. Исходные условия 73
3.2. Анализ термодинамических и расходных параметров 74
3.3. Влияние системных факторов 81
3.3.1. Влияние температуры окружающего воздуха (региона функциониро вания) на параметры ПГУ с ГСП 81
3.3.2. Влияние единичной мощности энергокомпаний... 83
3.3.3. Влияние на оптимальные параметры разуплотнения графика нагрузки 85
3.3.4. Оптимальные параметры ПГУ с ГСП при изменении цены
топлива 87
3.3.5. Оптимальные параметры ПГУ с ГСП при изменении фоновой загазо ванности 88
3.4. Оптимальные параметры ГСП 90
3.5. Выводы 93
Глава 4. Исследование технико-экономических показателей ПГ-ТЭЦ С ГСП 95
4.1. Технико-экономическая эффективность теплофикационных энергоблоков ПГ-ТЭЦ с ГСП 95
4.2. Влияние системных факторов на эффективность ПГ-ТЭЦ с ГСП 100
4.3. Оценка эффективности инвестиций 102
4.4. Выводы 105
Заключение ...107
Литература ...110
Приложение
- Технологическая готовность парогазовой технологии
- Определение системной экономии топлива при приведении вариантов ТЭЦ к одинаковому эксергетическому эффекту
- Влияние системных факторов
- Влияние системных факторов на эффективность ПГ-ТЭЦ с ГСП
Введение к работе
Опыт развития мировой энергетики показывает, что повышение тепловой экономичности энергоблоков ТЭЦ возможно путем применения парогазовых технологий.
Соединение в одном теплофикационном энергоблоке газотурбинных и паротурбинных установок, работающих по высоко- и низкотемпературным циклам, позволяет повысить эффективность использования топлива и обеспечить рост КПД при работе ПТУ ТЭЦ в конденсационном режиме до 45...50%, т.е. до уровня, недостижимого для других тепловых двигателей.
Парогазовый энергоблок ТЭЦ улучшает и экологические характеристики, т.к. снижение удельных выбросов оксидов азота и серы по сравнению с традиционной ТЭЦ может достигать 50%.
При создании ПТУ ТЭЦ и реконструкции ТЭЦ по парогазовой технологии в основном используются следующие схемы: со сбросом газов газотурбинных установок (ГТУ) в котел-утилизатор (бинарная ПТУ), в топку и конвективную шахту (ПГУ с HI 11' - низконапорным парогенератором), в газоводяной подогреватель (ГВП) с вытеснением части системы регенерации (ПГУ с ГВП), со сбросом газов в газовый сетевой подогреватель (ГСП) с вытеснением части сетевой установки (ПГУ с ГСП).
Комплексные исследования бинарных ПГУ, ПГУ с Hill и ПГУ с ГВП были выполнены ВТИ (Ольховский Г.Г., Березинец П.А.), МЭИ (Буров В.Д., Цанев СВ.), СГТУ (Андрющенко А.И., Дубинин А.Б.), Дженерал электрик, ABB, Сименс и др., а ПГУ с ГСП - еще только нарабатываются.
Очевидна также необходимость более широкого вовлечения твердого топлива в энергобаланс ТЭЦ при использовании парогазовых технологий. При этом обеспечивается экономия природного газа (в пересчете на условное топливо) до 35% за счет его вытеснения твердым топливом.
Поэтому проведение комплексных исследований ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП (ПГ-ТЭЦ с ГСП) является актуальным.
Целью диссертации является разработка методических подходов, математической модели и методов для комплексного исследования ПГУ пыле-угольных ТЭЦ с газовыми сетевыми подогревателями.
Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты:
Методический подход к сопоставлению эффективности ПГУ пылеуголь-ных ТЭЦ с ГСП с традиционными ТЭЦ, который заключается в установлении на основе схемно-параметрической оптимизации зависимостей между расходно-термодинамическими параметрами и технико-экономической эффективностью ПГ-ТЭЦ с ГСП и определении в результате системного анализа рациональных областей использования ПГ-ТЭЦ с ГСП.
Методика математического моделирования ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП и разработанная на её основе математическая модель функционирования ПГ-ТЭЦ с ГСП при комплексном учете обеспечения графиков нагрузки, надежности энергоснабжения, возможных режимов работы, инфраструктуры (экологической, социальной, производственной) при неопределенности исходной информации.
3. Результаты комплексного исследования ПГ-ТЭЦ с ГСП и установленные
основные закономерности влияния системных факторов на схемно-
параметрические оптимальные решения, энергетическую и технико-
экономическую эффективность ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП.
Методы исследования: методология системных исследований в энерге
тике, математическое и компьютерное моделирование ТЭЦ, методы эксергети-
ческого анализа и технико-экономической оптимизации в условиях неопреде
лённости исходной информации.
Практическая значимость и использование результатов работы. Разработанная методика, методический подход, математическая модель, алгоритмы и программа расчета позволяют получать оптимальные схемно-параметрические решения по ПГ-ТЭЦ с ГСП. Рассчитанные технико-
экономические показатели ПГ-ТЭЦ с ГСП могут служить информационной базой для обоснования рациональных областей использования ПГ-ТЭЦ с ГСП как при реконструкции традиционных ТЭЦ, так и при разработке и созданию ПТУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП.
Результаты работы использованы в проектной организации ОАО «Но-ТЭП» при разработке программы реконструкции традиционных ТЭЦ в ПГ-ТЭЦ, в научной лаборатории теплоэнергетики НГТУ при технико-экономических исследованиях парогазовой технологии по схеме сбросов газов в сетевую установку, в учебном процессе - по специальностям 140100 - «Теплоэнергетика», 140101 - «Тепловые электрические станции» (при дипломном проектировании).
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 ПГ-ТЭЦ 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 теплофикационных энергоблоков с реальными параметрами.
Апробация работы. Результаты работы докладывались на семинарах: Проблемной лаборатории НГТУ (Новосибирск, 2002, 2003 гг.); на международных конференциях: KORUS-2003, -2005; наука и технологии (Новосибирск, 2003, 2005 г.), Радиоэлектроника, электротехника, энергетика (Москва, 2003 г.), ЗАО «СибКОТЭС» (Новосибирск, 2005).
Публикации. Основные положения и результаты диссертации опубликованы в 8 печатных изданиях: из них 6 - научных статей, 2 - тезисы и конференции.
Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы и приложения. Основной текст изложен на 120 страницах, содержит 53 рисунка, 7 таблиц.
В первой главе обосновывается актуальность проблемы разработки и создания ПГ-ТЭЦ, актуальность проведения комплексных исследований, предпосылки для использования парогазовой технологии в составе пылеугольных ТЭЦ с ГСП, анализируется технологическая готовность энергооборудования для использования его в данной схеме. На основании проведенного анализа были сформулированы цели и задачи исследования.
Во второй главе изложена методика комплексных исследований ПТУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП.
Разработанный методический подход к сопоставлению эффективности ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП с традиционными пылеугольными ТЭЦ заключается в установлении на основе схемно-параметрической оптимизации зависимостей между расходно-термодинамическими параметрами и технико-экономической эффективностью ПГ-ТЭЦ с ГСП и определении в результате системного анализа рациональных областей использования ПГ-ТЭЦ с ГСП.
В третьей главе проводятся оптимизационные исследования теплофикационных парогазовых энергоблоков с ГСП. Рассчитываются термодинамические и расходные параметры с учетом влияния таких системных факторов, как мощность энергокомпаний, температура окружающего воздуха региона функционирования, фоновая концентрация промышленного ареала, разуплотнение графика электрической нагрузки. Определяются оптимальные конструктивные характеристики газового сетевого подогревателя.
В четвертой главе оценены коммерческие показатели парогазовых энергоблоков на основе стандартного оборудования. ПГУ со сбросом газов в сетевую установку проанализирована с учетом вероятностного интегрального критерия эффективности (удельного дохода).
Технологическая готовность парогазовой технологии
До недавних пор малые масштабы применения ПТУ и ГТУ в СССР и замкнутость отечественного рынка энергетических газовых турбин не способствовали активному участию разработчиков и производителей газовых турбин в поиске новых решений, обеспечивающих оптимальный выбор типа ГТУ или ПТУ.
В настоящее время в России формируется рынок оборудования для ТЭС с ГТУ и ПТУ. В число поставщиков оборудования входят: отечественные энергомашиностроительные заводы, машиностроительные предприятия авиационной и других отраслей оборонной промышленностей, совместные предприятия отечественных и зарубежных партнеров, расположенные на территории России, заводы стран СНГ, фирмы из дальнего зарубежья.
Разработка и серийный выпуск энергетических ГТУ производится АО «ЛМЗ» (г. Санкт-Петербург), ПО «Турбоатом» (Украина) [37, 71]. Эти установки имеют единичную мощность 12-150 МВт, а КПД до 36%.АО «Рыбинские моторы» будет поставлять ГТУ мощностью ПО МВт (производства НПО «Машпроект»), АО ЛМЗ - ГТУ 16 и 25 МВт (производства НПО «Машпроект»). На ЛМЗ подготовлена к выпуску ГТУ 60 МВт. Проходит испытание ГТУ-25 25 МВт СНТК имени Н.Д. Кузнецова. Разработаны проекты газовых турбин 64 и 180 МВт АО ЛМЗ и АО «Авиадвигатель».
Приведенный мощностной ряд ГТУ достаточен для использования их в теплофикации. Применение газотурбинных и парогазовых технологий на ТЭЦ позволит существенно повысить их эффективность. Так, удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении в парогазовых установках в 1,5 раза превышает, а удельный расход топлива на отпуск тепла на 25...30% ниже аналогичных показателей для паротурбинных ТЭЦ [32].
Основные показатели ГТУ (мощностью свыше 50 МВт), выпускаемые отечественными заводами, представлены в табл. 1.1.
Специалистами ЛМЗ и Авиадвигателя при участии ВТИ в 1997 г. был выполнен проект современной ГТУ мощностью 180 МВт [67]. В основу конструкции агрегата положены уже отработанные в авиации решения. Его проектирование и изготовление с поставкой на электростанцию могут быть выполнены примерно за 3 года. Несколько фирм (Машпроект, Авиадвигатель, ЛМЗ) разрабатывают одновальные ГТУ мощностью около 60 МВт с близкой к ГТЭ-110 или ГТЭ-180П экономичностью и другими показателями. ОАО «Институт Теплоэлектропроект» совместно с АО ЛМЗ, Подольским машиностроительным заводом Электросилой, АО «Рыбинские моторы», НПО ЦКТИ, ВТИ приступили к разработке первого в России одновального утилизационного ПГУ-170 с паровой турбиной, имеющей аксиальный выхлоп. Возможный отпуск тепла от этой установки составит около 400 ГДж/ч. Эта ПГУ создается на базе ГТУ-110 АО «Рыбинские моторы» и НПО «Машпроект». Эта ПГУ создается на базе ГТУ-110 АО «Рыбинские моторы» и НПО «Машпроект». Паросиловая часть ПГУ предусматривает два уровня давлений с промпе-регревом; КПД ПГУ (брутто) оценивается на уровне 53% (по ИСО).
В настоящее время ПГУ, как правило, создаются на базе зарубежных ГТУ. Отсутствие опыта создания и эксплуатации подобных установок обусловило стремление к упрощению технологических схем и выбор надежных, но не самых экономичных ГТУ.
Успехи во внедрении ГТУ и ПГУ в электроэнергетику промышленно развитых стран явились результатом целенаправленной технической политики ряда ведущих энергомашиностроительных фирм, уделяющих большое внимание совершенствованию конструкций агрегатов ГТУ, технологии их изготовления. В первую очередь это Siemens (Германия), General Electric (США), Westing-house (США). Это обеспечило возможность организации серийного выпуска энергетических ГТУ мощностью от 10 до 250 МВт с КПД 28,5- 41,9% [37].
В табл. 1.2, 1.3 [69, 70] приведены данные о некоторых зарубежных ГТУ. Созданию ПГУ предшествовала разработка паровых турбин мощностью 100-180 МВт, которые имеют свои особенности (в частности отсутствует развитая система регенеративного подогрева конденсата и питательной воды). Некоторые паровые турбины выполняются с приемом пара в проточную часть турбины.
Одной из первых мощных ПГУ является Северо-Западная ТЭЦ в г. Санкт-Петербурге, состоящая из четырех теплофикационных блоков 111 У-450Т. Один блок ПГУ- 450Т (рис. 1.7) включает: две газовые турбины V94.2. два котла-утилизатора на два давления, паровую турбину Т-150-7,7.
Определение системной экономии топлива при приведении вариантов ТЭЦ к одинаковому эксергетическому эффекту
Системная экономия топлива находится при сравнении приведенных вариантов энергоснабжения потребителей (рис.2.6) к одинаковому эксергетическому, надежностному и экологическому эффектам .
Экономия топлива, кг.у.т./год, за счет различной эксергетической эффективности парогазовой ТЭЦ (ПГ-ТЭЦ) по сравнению с исходной паротурбинной ТЭС (ПТ - ТЭЦ) с замещаемой КЭС (КЭС ФОРЕМ) при условии одинаковой надежности энергоснабжения ((р8,кг= idem):где ВТЭц — расход топлива на традиционной ТЭЦ; ПТУ расход топлива на ПГ — ТЭЦ с ГСП; Вкэс — расход топлива на замещающей электростанции. Соответствующие расходы условного топлива:где TJ - эксергетические КПД; N, Е — мощности и теплофикационные эксер гетические производительности; Кр ,Кр - коэффициенты готовности при работе в электроэнергетической системе и систем теплоснабжения; ps — вероятность стационарного режима; Npyy - отпуск электроэнергии от КЭС ФОРЭМ:где л р - КПД транспорта электроэнергии с ФОРЭМ.Таким образом,
Экономия топлива, кг.у.т./год, из-за отказов в системе энергоснабжения (рис.2.6) энергоблоков и замещения их аварийным резервом при одинаковом покрытии графиков нагрузок ( ps= idem):Я, л Экономия топлива, кг у.т./год, в системе с ПГ-ТЭЦ по сравнению с системой ПТ-ТЭЦ с КЭС ФОРЕМ из-за компенсации резервными установками не-доотпуска эксергии АЕ3, обусловленного различными режимными параметрами (q s Ф q SQ,q s Ф #$ЭС) при покрытии графиков нагрузки (к , к =idem): pso, pf3cотносятся к ПТ-ТЭЦ и КЭС.
При реконструкции ПТ-ТЭЦ по парогазовому циклу с ГСП создается в ареале функционирования ТЭЦ резерв, эквивалентной экономии топлива, кг.у.т./год, обусловленной уменьшением вредных выбросов в системе с ПГ-ТЭЦ по сравнению с ПТ-ТЭЦ: где удельные выбросы вредных веществ, кг/кг у.т.: Здесь \iNO , nso , \хА - удельные выбросы, кг/кг у.т., соответственно, окисловазота, серы и золы (после золоочистки); jipjy - удельные выбросы окислов азота(при сжигании природного газа) в ГТУ, кг/кг.у.т.
Средняя удельная экономия топлива, кг у.т./(кВт-ч)тг jA5(x)d где Ах,- - продолжительность стояния нагрузки на і-м режиме. 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 вероятность состояния отказов ТЭЦ: где п - количество последовательно соединенных элементов (рис. 2.7); т, к -количество элементов с одним и двойным резервированием; PtPifPj,Py- вероятности состояния отказов 111 У и элементов.
Для традиционной ТЭЦ вероятность состояния отказов: - при работе в системе электроснабжения (ЭС),
Для парогазовой ТЭЦ вероятность состояния отказов: - при работе в системе электроснабжения (ЭС),функционирования, 1/год; ти - продолжительность режима, ч.Соответственно, тносительное время нахождения энергоблока: I
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 продук ции, 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 [60, 61]где S и 3 - интегральный эффект от деятельности объекта и интегральные затраты в год т; Е — ставка дисконтирования; хр - расчетный срок жизни объекта, лет.
При схемно-параметрической оптимизации многоцелевых энергоблоков критерий W рассматривается как интегральный социально-экономический эффект, учитывающий влияющие системные факторы [91, 101].
Относительный интегральный эффекти характеризует относительную эффективность эксплуатации инвестиций, a S и 3 определяются как среднегодовые значения составляющих интегрального эффекта за весь срок жизни тр.
При решении задачи многомерной схемно-параметрической оптимизации с учетом (2.105) и (2.106) имеемгде Х- множество, включающее оптимизируемые параметры, размерности Р.
Следовательно, определяющим технико-экономическим параметром являются среднегодовые затраты, а критерий технико-экономической эффективности имеет вид:где Цу, ЦЕ - получаемая плата за электроэнергию и теплоэксергию в данном т-ом году, руб/(кВт-ч); N, Ет, — отпущенные в г-ом году потребителю электроэнергия и теплоэксергия, кВт-ч/год.
Очевидно, что критерий эффективности (по сути отражающий интегральный эффект) должен быть больше единицыи чем он выше, тем эффективнее рассматриваемый вариант энергоблока ТЭС.
Таким образом, условия рыночного ценообразования отражены в предлагаемом подходе в виде прогнозируемых цен за отпускаемую энергопродукцию (ЦУ, ЦЕ), а интересы инвестора учитываются нормой аннуитета в виде ежегодных отчислений с величины капиталовложений.
В условиях неопределенности исходной информации, требуется оценка достоверности получаемых результатов оптимизационных расчетов. В этом случае применяется подход, основанный на том, что вся исходная информация представлена в виде случайных величин [15, 55] с диапазоном их изменения и устанавливается закон их распределения. Вид закона распределения случайных величин принимается из принципа максимальной энтропии, сущность которого состоит в максимальном использовании имеющихся неполных сведений о ха
Влияние системных факторов
Для энергокомпаний СибФО характерны плотные графики нагрузки при числе часов использования установленной мощности xN на уровне 6000 ч/год. ПГУ с ГСП на базе Т-110 не изменяют свой профиль при изменении плотности графика нагрузки (рис. 3.14).
Можно отметить, что при разуплотнении графика нагрузки (для т# 6000 ч/год), что более характерно для ЭК европейской части профиль ПГУ с ГСП на
базе Т-180 также практически не меняется. Некоторое снижение начального давления пара при т# 5500 ч/год компенсируется по эксергетической эффективности повышением температуры питательной воды. Вместе с тем зона изменения ТАГ 6500...7000 ч/год в настоящее время в ближайшей перспективе не характерна для подавляющего большинства ЭК.
Оптимальные параметры газотурбинной ступени находятся на уровне а=20, tr =1227С для всех вариантовэнергоблоков при разуплотнении графика нагрузки. Очевидно, что при снижении zN уменьшается эксергетическая4000 5000 6000 ТЛГ, Ч/ГОД производительность ПГУ с ГСП (рис.
Рис. 3.15. Эксергетическая производи- 3-15)- При этом оптимальная рабочаятельность Ez (пунктир) и КПД ц4М ПГУ с мощность ГТУ-ступени для ПГУ с Т ГСП по отпуску электроэнергии (сплош- ПО составляет 71,2 МВт, с Т-180 —ные линии) на базе Т-110 и Т-180 Ю7,6 МВт. КПД по отпуску электро энергии r\4N для ПГУ с Т-110 практиче ски не меняется, а для ПГУ с Т-180 снижается при разуплотнении графика нагрузки из-за снижения начальных параметров и параметров промперегрева. Так, п 0,489 при xN = 6000 ч/год, а при xN = 4000 ч/год п 0,47. Изменением Огэц можно пренебречь: для Т-110 Отэц практически находится на уровне 0,52, а для Т-180 — на уровне 0,63... 0,65.
Цена топлива Цт является одним из главных влияющих факторов для оптимальных решений. Типичной тенденцией изменения начальных параметров пара будет их повышение (ограниченное допустимыми значениями по условиям применяемых конструкционных сталей) с целью уменьшения расхода топлива (и снижения топливной составляющей затрат). Расчеты показывают (рис. 3.16), что при увеличении цены топлива профиль ПГУ с Т-110 не меняется и эксергетический КПД г\4ы практически остается постоянным. Для варианта ПГУ с Т-180 (в связи с промперегревом) при изменении Цт меняется профиль энер Ро.МПа
Рис. 3.16. Оптимальные параметры паротурбинной ступени ПГУ с ГСП на базе Т-110 (сплошные линии) и Т-180 (пунктир)
Рис. 3.17. Расход топлива В (сплошные линии) и атэц (пунктир)для ПГУ с Т-110, Т-180 в зависимости от цены топливагоблока. Так, возрастание Цт в 1,5 раза приводит к увеличению начального давления пара ро на 3%, а параметров промперегрева к изменению примерно на 3,5%. Температура питательной воды при этом снижается на 10%. Таким образом, для районов с ценой топлива Цт 35 дол/т.у.т. для ПТУ с Т-180 целесообразно принимать параметры на уровне:р0= 17,2...17,7 МПа, t0= 520С, рпп = 3 МПа, /пп = 540...550С, /Пв = 200...220С, о =20, tr = 1227С, атэц = 0,63 при T\4N = 0,49, а с ценой топлива Цт 35 дол/т.у.т. могут быть приняты параметры:ро= 23,8 МПа, /0= 520С,/?пп = 4 МПа, tm = 530С, /пв = 180...190С, а =20, /г = 1227С, атэц = 0,7. При этом может быть достигнут КПД T\4N = 0,505. Очевидно, что с увеличением Цт расход топлива снижается. Так, при увеличении Цт в 1,5 раза В снижается, примерно, на 4% для ПТУ с Т-180.
Фоновая загазованность Сф (фоновая концентрация вредных веществ в атмосфере — окислов азота, серы и летучей золы) оценивается в долях ПДК.
Так как ТЭЦ функционирует в промышленных ареалах, Сф может достигать значений (0,6...0,8) ПДК. Очевидно, что при Сф ПДК ТЭЦ не должна проектироваться для данного ареала, а выноситься в ареал с Сф ПДК. Вместе с тем для ареала с (0,6...0,8)ПДК ТЭЦ может удаляться от потребителя в зону с меньшими значениями Сф, что будет обусловливать соответствующие затраты. Кроме этого, чем больше выбросы вредных веществ в атмосферу собственно
ТЭЦ, тем больше затраты в экологическую инфраструктуру. Все это влияет на профиль энергоблоков ТЭЦ (рис. 3.18).
Из рис. 3.18 видно, что повышение Сф обуславливает рост начальной температуры пара t0, температур промперегрева /пл и питательной воды /Пв- При этом давление пара практически не изменяется. При увеличении Сф в 2 раза t0, ґПв для Т-110 возрастает, примерно, на 6%, a t0, ґПв для Т-180 - на 6 и 12%, соответственно. Мощность ЛТТУ газотурбинной части в составе ПГУ мало меняется от Сф и составляет от 72,3 до,8 МВт (рис. 3.19) для Т-110 и 107,6 МВт - для Т-180. л а из-за увеличения температуры питательной воды до 300С, что повышает температуру уходящих газов (и, соответственно, qj). Вместе с тем эти изменения не компенсируют экологических затрат из-за большой площади ареала функционирования ПГУ-энергоблока FE. При этом высота дымовой трубы при увеличении Сф в 1,5 раза возрастает, примерно, в 1,25 раза в зоне относительно небольшого фона и почти в 1,8 раза в зоне изменения Сф от 0,4 ПДК до 0,8
Оптимальные параметры ГСП определялись для режима работы ПГУ-энергоблока при расчетной (нормативной) температуре окружающего воздуха (для СибФО характерной является температура -39С). При такой температуре воздуха расход газов ГТУ будет наибольшим (из-за низкой плотности окружающего воздуха) и рассчитанные параметры ГСП в этом случае будут определять конструктивно-компоновочный профиль ГСП, по которому оцениваются капиталовложения.
Влияние системных факторов на эффективность ПГ-ТЭЦ с ГСП
Влияние на технико-экономическую эффективность оказывает мощность энергокомпаний, разуплотнение графика нагрузки, экологическая обстановка, стоимость топлива. Еще одним немаловажным фактором в наше время является срок окупаемости, поэтому были выявлены зависимости данного фактора от вышеперечисленных критериев.
Исследовались блоки на базе турбин Т-110 и Т-180 в составе ПТУ с ГСП.При увеличении мощности энергокомпании почти в 4 раза функция цели остается практически неизменной (рис. 4.8). Небольшой рост (около 4%) наблюдается при W3K 2 ГВт, при этом снижается аварийный резерв (гл. 3.3.2). Такой небольшой рост характеризует устой-
чивость оптимальных решений. Срок окупаемости уменьшается с ростом РГЭк и составляет около 5,5 лет для Т-110 и 2,8 года для Т-180.
При разуплотнении графика электрической нагрузки (уменьшении числа часов установленной мощности с 7000 ч/год до 4000 ч/год) rz уменьшается в 1,16 раза. Эти данные показывают (рис. 4.9), что данная технология более эффективна для регионов с плотными графиками нагрузок, таких как СибФО, нежели европейской части России.
Для энергокомпаний СибФО, число часов использования установленной мощности которых находится на уровне 6000 ч/год, срок окупаемости ПГ-ТЭЦ с ГСП на базе турбины Т-110 составляет около 6 лет, а на базе турбины Т-180 -Згода.ных условиях срок окупаемости для энергоблоков возрастает примерно в два раза.
Увеличение фоновой концентрации (от 0,4 ПДК до 0,8 ПДК) уменьшает технико-экономическую эффективность на 17% для Т-110 и на 23% для Т-180 (рис. 4.11), так как при увеличении Сф возрастают высота дымовой трубы и затраты в экологическую инфраструктуру (гл. 3.4.5), а также затраты в систему транспорта (из-за увеличения ареала функционирования). Срок окупає При увеличении цены топлива в 2,5 раза функция цели уменьшается на 24% (рис. 4.10). Следует учесть, что при увеличении цены топлива, будут возрастать тарифы на отпускаемую энергию и пропорционально будут возрастать капвложения в энергоблок и затраты. С учетом этого в расчетах принято, что если цена топлива увеличивается в 1,5 раза, тарифы изменяются в 1,3 раза, а затраты в энергоблок в 1,2 раза. При дан
При оценке инвестиций в традиционный энергоблок и энергоблок ПТУ с ГСП со стандартными параметрами на базе турбин Т-180 и Т-110 использованы результаты ранее выполненных расчетов по анализу функционирования ТЭЦ (гл.З). Расчеты по технико-экономическим и коммерческим показателям представлены в табл. 4.1 [89].
При расчетах были приняты следующие величины: стоимость газа 29 дол./т.у.т., угля - 25 дол./т.у.т.; тариф на отпускаемую электроэнергию равен 0,036 дол./кВт-ч, тариф на отпускаемую теплоту - 11 дол./ГДж; ставка дисконтирования равна 15 %; штатный коэффициент принят 1,3 чел/МВт. Из данных таблицы видно, что вариант ПТУ с ГСП на базе Т- турбин является перспективным. Вложение инвестиций в ПГУ — энергоблок с ГСП на базе Т- 180 эффективнее на 51%, чем в традиционный энергоблок, а для Т-110 на 63%. Срок окупаемости для ПГУ с Т-180 составляет около 3,5 лет, а для ПГУ с Т-110 - 5 лет, что для нынешней экономической ситуации в стране является хорошим показателем.105 На рис. 4.12 представлен поток платежей при строительстве ПГ-ТЭЦ с ГСП на базе турбин Т-110 (а) и Т-180 (б). Строительство осуществляется в течение 5 лет, начиная с 3 года в эксплуатацию вводится первый энергоблок, затем ежегодно оставшиеся два энергоблока. На начальной стадии реализации проекта в полном объеме используется заемный капитал (при банковской ставке-15%).1. ПГ-ТЭЦ с ГСП на базе турбин Т-50...250 МВТ и ПТ-50...80 МВт эффективнее ПТ-ТЭЦ в среднем на 11%.2. Применение стандартного оборудования в составе ПГ-ТЭЦ с ГСП позволяют снизить удельные капиталовложения в блок на 6% по сравнению с традиционными энергоблоками ПТ-ТЭЦ, а при оптимизации - на 12%.3. Удельные затраты на отпускаемую электроэнергию снижаются на 39% для Т-турбин и на 14% для ПТ-турбин, оптимизация параметров уменьшает эти показатели еще на 16% и на 13% соответственно. Удельные затраты ПГ-ТЭЦ на отпускаемое тепло со стандартными Т-турбинами увеличиваются на 50%, при оптимизации это увеличение составляет 19%. Удельные затраты на отпускаемое тепло ПТ-турбин, не меняются по сравнению с блоками ПТ-ТЭЦ, а при оптимизации снижаются на 19%. Наиболее эффективная ПГ-ТЭЦ с ГСП будет на базе турбины Т-180.4. При увеличении мощности энергокомпаний обеспечивается рост функции цели (около 4%) за счет сокращения аварийного резерва.5. При разуплотнении графика электрической нагрузки функция цели уменьшается в 1,16 раза.6. При изменении экологической обстановки в ареале функционирования (при увеличении фоновых концентраций вредных веществ в приземном слое атмосферы от 0,4 до 0,8 ПДК) и при изменении стоимости топлива (от 20 до 50 $/т.у.т.) технико-экономическая эффективность (функция це 106 ли) уменьшается в среднем на 23%, а срок окупаемости возрастает в несколько раз. 7. Вложение инвестиций в ПГУ — энергоблок с ГСП эффективнее на 50%, чем в традиционный энергоблок. Срок окупаемости ПГУ с ГСП на базе турбины Т-180 составляет около 3 лет.
Похожие диссертации на Комплексное исследование ПГУ пылеугольных ТЭЦ с газовыми сетевыми подогревателями
