Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ выполненных работ по оптимизации структуры и параметров тепловых схем ПГУ КЭС С КУ 11
1.1. Актуальность развития энергетики на базе парогазовых технологий 11
1.2. Термодинамические основы парогазовых циклов 13
1.3. Обзор существующих тепловых схем парогазовых установок с котлом-утилизатором трёх давлений 18
1.4. Обзор работ по исследованию и оптимизации энергетических показателей ПГУ-КЭС с КУ 27
1.5. Постановка задачи и цели исследования 32
Глава 2. Методические основы расчёта тепловых схем ПГУ-КЭС с котлами-утилизаторами трёх давлений и определения показателей тепловой экономичности 35
2.1. Варианты тепловых схем ПГУ-КЭС с котлами-утилизаторами трёх давлений 35
2.2. Основные положения методики расчётов схем и определения показателей тепловой экономичности ПГУ-КЭС с КУ трёх давлений 42
2.2.1. Расчёт газотурбинной установки 43
2.2.2. Расчёт котла-утилизатора 44
2.2.3. Расчёт паротурбинной установки 49
2.2.4. Определение показателей тепловой экономичности ПГУ с котлами-утилизаторами 50
2.2.5. Особенности определения показателей тепловой экономичности ПГУ-КЭС с КУ с учетом затрат электроэнергии на собственные нужды 53
2.2.6. Алгоритм расчёта тепловой схемы ПГУ с КУ трёх давлений 56
2.3. Описание программного продукта 59
2.3.1. Ввод исходных данных 60
2.3.2. Вывод результатов расчетов 61
2.4. Определение показателей тепловой экономичности и выбор оптимальной структуры тепловой схемы трехконтурной ПГУ 62
2.5. Выводы по второй главе 65
Глава 3. Исследование и оптимизация параметровтепловой схемы пгу-кэс с трёхконтурными котлами-утилизаторами 66
3.1. Методика оптимизации начальных параметров пара ПГУ-КЭС с КУ трёх давлений. Критерий оптимизации 66
3.2. Условия расчета. Ограничения и допущения 70
3.3. Оптимизация начальных параметров ПГУ-КЭС с трёхконтурными котлами-утилизаторами 72
3.3.1. Давления в контурах котла-утилизатора 72
3.3.2. Температура перегретого пара на выходе из котла-утилизатора 85
3.4. Исследование влияния различных характеристик схемы ПГУ-КЭС на оптимизацию начальных параметров пара 89
3.4.1. Влияние выбора температурного напора на горячем конце перегревателя высокого давления на оптимальные начальные параметры пара 90
3.4.2. Влияние температуры дымовых газов на входе в котел-утилизатор на оптимальные начальные параметры пара 92
3.4.3. Влияние выбора давления в конденсаторе паротурбинной установки на оптимальные начальные параметры пара 93
3.4.4. Влияние внутреннего относительного КПД ПТУ на оптимальные начальные параметры пара 95
3.5. Зависимости оптимальных параметров пара 98
3.6. Оптимизация начальных параметров ПГУ-КЭС с трехконтурными КУ на базе различных типов ГТУ 102
3.6.1. Характеристика ГТУ 102
3.6.2. Оптимизация начальных параметров пара ПГУ на базе рассматриваемых ГТУ 103
3.7. Выводы по главе 3 107
Глава 4. Технико - экономическая оптимизация начальных параметров пара ПГУ-КЭС с котлами-утилизаторами трёх давлений на базе различных типов ГТУ 108
4.1. Основные положения методики определения экономической эффективности 108
4.2. Оценка стоимости строительства различных вариантов ПГУ-КЭС с КУ трёх давлений 111
4.2.1. Оценка стоимости газотурбинной установки 113
4.2.2. Оценка стоимости котла-утилизатора 114
4.2.3. Оценка стоимости паротурбинной установки 117
4.2.4. Оценка изменения капитальных вложений в строительство трехконтурной ПГУ-КЭС от начальных параметров пара 121
4.3. Экономическая эффективность увеличения начального давления пара в трехконтурной ПГУ-КЭС 121
Выводы по диссертации 131
Список использованной литературы 133
Приложение
- Термодинамические основы парогазовых циклов
- Основные положения методики расчётов схем и определения показателей тепловой экономичности ПГУ-КЭС с КУ трёх давлений
- Условия расчета. Ограничения и допущения
- Оценка стоимости строительства различных вариантов ПГУ-КЭС с КУ трёх давлений
Введение к работе
В настоящее время сохраняются неблагоприятные тенденции в работе энергосистем и сетей, служащие результатом совместного действия целого ряда факторов, среди которых можно выделить следующие [72]:
? высокая (более 50 %) степень износа основных фондов;
? ввод в действие новых производственных мощностей во всех отраслях ТЭК сократился за девяностые годы от 2 до 6 раз;
? практика продления ресурса оборудования закладывает будущее отставание в эффективности производства. Наблюдается высокая аварийность оборудования, обусловленная низкой производственной дисциплиной персонала, недостатками управления, а также старением основных фондов. В связи с этим возрастает возможность возникновения аварийных ситуаций в энергетическом секторе;
? сохраняющийся дефицит инвестиционных ресурсов и их нерациональное использование. В электроэнергетике не создано условий для необходимого инвестиционного задела, в результате чего отрасль становится тормозом начавшегося экономического роста;
? несоответствие производственного потенциала мировому научно-техническому уровню. В стране практически отсутствуют современные парогазовые установки, установки по очистке дымовых газов, крайне мало используются возобновляемые источники энергии;
? отсутствие рыночной инфраструктуры и цивилизованного энергетического рынка. Не обеспечивается необходимая прозрачность хозяйственной деятельности субъектов естественных монополий, что негативно сказывается на качестве государственного регулирования их деятельности и на развитии конкуренции;
? наблюдается тенденция к дальнейшему повышению доли нефти и газа в структуре российского экспорта, вместе с тем недостаточно используется потенциал экспорта других энергоресурсов, в частности электроэнергии. Это свидетельствует о продолжающемся сужении экспортной специализации страны и отражает отсталую структуру всей экономики России; отсутствие развитого и стабильного законодательства, учитывающего в полной мере специфику функционирования энергетических предприятий. Практическое отсутствие внедрения передовых разработок энергетических технологий привело к существенному отставанию нашей энергетики от энергетики развитых стран. Кроме того, Россия из энергоизбыточной страны превращается в энергодефицитную. Начавшийся в России экономически рост неизбежно повлечет за собой увеличение спроса на электроэнергию, что еще больше усугубляет существующую проблему.
Анализ мировой энергетики показывает, что развитие теплоэнергетики на базе газотурбинных и парогазовых технологий служит общемировой тенденцией [34] и обеспечивает повышение эффективности тепловых электростанций и снижение их негативного воздействия на окружающую среду. Полномасштабное внедрение газотурбинных и парогазовых технологий в отечественную энергетику может служит одним из способов осуществить качественные изменения в отрасли и повысить общий уровень эффективности выработки электрической энергии.
Данная работа посвящена исследованию и оптимизации характеристик парогазовых установок конденсационного типа большой мощности с трехконтур-ными котлами-утилизаторами. Это единственный тип энергетических установок способных вырабатывать электроэнергию с эффективностью до 60%.
Основная часть работы посвящена оптимизации структуры тепловой схемы трехконтурной парогазовой установки и выбору оптимальных начальных параметров пара в утилизационной части ПГУ. Проанализировано влияние различных параметров тепловой схемы ПГУ на оптимальные параметры пара. Проведена оценка экономической эффективности предложенных оптимизационных решений на базе современных газотурбинных установках.
Работа выполнена под руководством кандидата технических наук, доцента кафедры ТЭС МЭИ (ТУ), научного руководителя НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» МЭИ (ТУ) Бурова Валерия Дмитриевича, которому автор выражает глубокую благодарность.
Автор выражает благодарность и признательность профессору кафедры ТЭС МЭИ (ТУ), кандидату технических наук Цаневу Стефану Вичеву за ценные замечания, советы и консультации при выполнении диссертационной работы. Автор благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» за помощь и ценные замечания при написании работы, а так же сотрудников кафедры ТЭС МЭИ (ТУ) за ряд сделанных важных и полезных рекомендаций.
Термодинамические основы парогазовых циклов
В 1824 году Карно впервые высказал идею создания парогазовых установок. По мере развития паровых и газовых турбин стала возможной практическая реализация его идей, и первая парогазовая установка была реализована по проекту Хольцварта в 1908 году [3]. Таким образом, прошло почти сто лет с момента создания первой ПГУ.
Основными составляющими элементами парогазовой установки являются: газотурбинная установка, теплообменный аппарат, где утилизируется часть теплоты уходящих газов и паротурбинная установка.
В газотурбинных установках температура подвода тепла к рабочему телу, которым являются продукты сгорания топлива, совпадает с температурой горячего источника Г, =ГГ0Р, а в случае многоступенчатого подвода тепла с числом ступеней z - оо приближается к постоянной. При использовании водяного пара в качестве рабочего тела в паротурбинных установках температура отвода тепла примерно постоянна и максимально приближается к температуре холодного источника Т2 = Гхол. Эти особенности, вытекающие из свойств рабочего тела,благоприятно используются в парогазовых установках путем применения продуктов сгорания в области высоких температур, а водяного пара - в области низких температур с одновременной утилизацией тепла газовой части в паровой. Изобарный процесс отвода тепла газовой части в этом случае может быть максимально приближен к изобарному процессу подвода тепла к паровой частипутем применения сверхкритического давления [4].
Если пренебречь разностью температур в процессах теплообмена и работой питательного насоса, то получится идеальный цикл двух рабочих тел, соответствующий обратимому циклу Карно. Идеальный парогазовый цикл в координатах T-S показан на рис. 1.2, где газовая часть чикла изображена контуром a-b-c-d-a, а паровая часть - контуром 1-2-3-1. Кривая s a-d, совпадающая с кривой 1-2, соответствует процессу передачи тепла от газовойчасти к паровой в идеальном случае.
Термический КПД такого цикла равен термическому КПД обратимогоцикла Карно, и зависит только от значений температур подвода тепла в газовойчасти и отвода тепла в паровой.
Реальные циклы парогазовых установок отличаются от идеального следующими особенностями:- сжатие и расширение рабочих тел происходит с возрастанием энтропии;- теплообмен между рабочими средами осуществляется при конечной разности температур;- наличие температурных напоров в газоводяном подогревателе и конденсаторе, а также повышение температуры питательной воды в результате работы питательного насоса приводят к повышению температуры уходящих газов; при относительно низкой температуре газов на выходе из газовой турбины паровая часть сверхкритического давления практически не осуществима из-за высокой конечной влажности. По этой причине приходится производить промежуточный перегрев пара.
Исходя из приведенных особенностей, наиболее эффективными оказываются парогазовые установки с котлом-утилизатором, работающие по циклу, приведенному на рис. 1.3.
Для достижения максимальной эффективности ПГУ с КУ в утилизационной части необходимо стремиться к максимальному эквидистантному при s ближению изобары пароводяного рабо чего тела к изобаре охлаждения газов в КУ, а конфигурация утилизационного цикла должна приближаться к треугольнику. [38].Рис. 1.4. Идеальный цикл парогазовой установки с котлом-утилизатором одного давления:QKC - тепло подводимое в ГТУ; Q%Ty Qw -тепло отводимое соответственно в конденсаторе с паром и в атмосферу с газами; 0,, 02 - не-догревы среды
На рис. 1.4 в координатах T-S изображен идеальный цикл ПГУ с котлом-утилизатором одного давления. Подогрев питательной воды (2-3), парообразование (3-4) и перегрев пара (4-5) осуществляется в котле-утилизаторе только за счёт теплоты газов ГТУ. Таким образом, на термодинамическую эффективность ПГУ с КУ наиболее сильное влияние, помимо параметров газового цикла, оказывают начальные параметры пара (давление и температура). Параметры гене рируемого пара напрямую зависят от температуры газов за газовой турбиной и температурного напора в пароперегревателе котла-утилизатора. Величины температурного напора в перегревателе 0! и на холодном конце испарителя 02 должны выбираться на основании технико-экономических расчётов.
Возможный интервал изменения начальных параметров парового цикла зависит от температуры отработавших в газовой турбине продуктов сгорания и допустимой конечной влажности пара на выходе из паровой турбины. Кроме того, существуют ограничения, определяемые условиями прочности используемых материалов.
На рис. 1.5 представлен термодинамический цикл и реализующая его тепловая схема ПГУ-КЭС с трёхконтурным котлом-утилизатором.
Увеличение количества ступеней давлений в паровой части приводит к росту КПД всего цикла. Одновременно, соответствующая максимуму КПД температура уходящих газов (tyx) снижается. Таким образом, ввод каждой дополнительной ступени давления в паровом цикле «эквидистантно» приближает «среднюю изобару» пароводяного рабочего тела к изобаре охлаждения выхлопных газов газовой турбины [38]. Изменение эффективности цикла от увеличения количество ступеней давления в паровой части наглядно проиллюстрировано на рис. 1.1.Следует отметить, что изменение температуры уходящих газов в широком интервале происходит только в паровом цикле одного давления. Для парового цикла двух, а тем более трёх давлений ее изменение незначительно.
Успехи во внедрении 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, General Electric, Mitsubishi, Alstom и др.Некоторые основные показатели ГТУ при ISO нового поколения приведены в табл. 1.1 [24,24,73,74]. Высокие показатели ГТУ достигнуты путем совершенствования проточной части компрессоров и турбин, применения более эффективных систем охлаждения деталей турбин и камеры сгорания, использования отлитых с направленной кристаллизацией или монокристаллических лопаток, термобарьерных покрытий и керамических узлов и других мероприятий. Фирмы активно работают над созданием ГТУ следующего поколения, которые будут работать с начальной температурой газов более 1500 С и проектированием на их основе ПГУ с КПД более 60% (на природном газе) [67].
В настоящее время в мире действует достаточно большое количество ПГУ с трёхконтурными котлами-утилизаторами. Основные характеристики по ряду ТЭС приведены в Приложении 1, согласно [67,38, 75-77, 79].
ПГУ с КУ трех давлений достаточно широко распространены в мире. Используются различные технологические схемы. Разнообразна и структурная схема энергоблоков: на одну паровую турбину работают один, два, три и больше ГТУ с КУ.Одной из самых первых электростанций, на которой был введен блок ПГУ с трёхконтурным КУ, является Deeside (Великобритания). ТЭС введена в эксплуатацию в 1994 году. Тепловая схема блока представлена на рис. 1.6.
Основные положения методики расчётов схем и определения показателей тепловой экономичности ПГУ-КЭС с КУ трёх давлений
ПГУ - это сложный технологический комплекс, в котором сочетаются два термодинамических цикла со множеством взаимосвязанных параметров, вследствие чего расчеты парогазовых циклов и схем имеют некоторые особенности по сравнению с традиционными паротурбинными установками. Далее разрабатываются и приводятся основные положения методики проведения расчётов тепловой схемы ПГУ с КУ.
Газотурбинные установки являются основными элементами тепловой схемы любой парогазовой установки и определяют режимы работы всего оборудования энергоблока. В частности, котел-утилизатор генерирует пар в количестве и с параметрами, соответствующими потенциалу теплоты уходящих газов ГТУ, таким образом, тепловые схемы ПГУ с КУ трёх давлений должны быть ориентированы на использование высокотемпературных энергетических ГТУ.
Паротурбинная установка вырабатывает электроэнергию в количестве, зависящем в первую очередь от нагрузки котла-утилизатора, от пропускной способности и эффективности проточных частей паровой турбины, работы конденсатора и др.
Известно, что на характеристики работы ГТУ (мощность, КПД, температура и расход газа на выходе из ГТ и т.д.) оказывают существенно влияние параметры воздуха на входе в компрессор газовой турбины. В большей степени это касается температуры воздуха. Кроме этого, на характеристики работы газовой турбины оказывает влияние аэродинамическое сопротивление котла-утилизатора. Сопротивление газовоздушного тракта приводит к снижению мощности ГТУ и росту температуры уходящих газов, что в свою очередь приводит к некоторому изменению оптимальных параметров цикла. Вместе с тем, влияние аэродинамического сопротивления на тепловую экономичность парогазовых установок оказывается значительно меньшим, чем в газотурбинных установках, поскольку повышение энтальпии выхлопных газов газовой турбины,вызванное потерями работы, частично используется в паровой части установкиОстановимся более подробно на каждом из этапов расчет тепловой схемы.
Исходными данными для расчёта ГТУ являются: тип газотурбинной установки, параметры окружающей среды (температура tHB, давление рнв, влажность воздуха diiB и т.д.), тип и характеристики сжигаемого топлива, аэродинамическое сопротивление на входе и выходе ГТУ. На первом этапе расчёта величиной аэродинамического сопротивления следует задаться.
В результате расчета газотурбинной установки [37] определяются следующие величины: параметры дымовых газов на выходе из газовой турбины (температура &KJ , энтальпия hKJ , расход дымовых газов GKT , избыток воздуха акт ); расход топлива на ГТУ (ВГТУ), электрическая мощность на клеммах генератора (Л у).
На практике, каждый производитель газовых турбин предоставляет характеристики ГТУ в зависимости от режима и места работы агрегата. Таким образом, целесообразно при расчете схем ПГУ использовать базы данных с характеристиками ГТУ фирм-изготовителей. , что для пароперегревателей экономически оправданное значение температурного напора лежит в интервале 15-30 С [13].Рис. 2.5. Принципиальная тепловая схем трёхконтурного котла-утилизатора ПП - промежуточный пароперегреватель; ПЕ - пароперегреватель; ИС - испаритель; ЭК - экономайзер; ГПК - газовый подогреватель конденсата; ВД -высокое давление; СД - среднее давление; НД -низкое давление; ПН - питательный насос; РН -насос рециркуляции; ПТУ - паротурбинная установка; ЧВД - часть высокого давления; ЧСД -часть среднего давления; ЧНД - часть низкого давления
Одним из основных параметров КУ, определяющим эффективность утилизации теплоты уходящих газов, является температурный напор на холодном конце испарительной поверхности („ ). Значение данной величины также определяется технико-экономическими расчетами, так как оказывает непосредственное влияние на площадь испарительной поверхности. Согласно опыту проектирования парогазовых установок российскими и зарубежными институтами и компаниями ис составляет 5-Ю С [22].
При проектировании котла-утилизатора необходимо учитывать технологические и технические ограничения, определяемые как работой самого КУ, так и его связями с агрегатами ПГУ:- для обеспечения устойчивой работы испарительного контура КУ необходим недогрев питательной воды в экономайзере (0ЭЛ-) до температуры насыщения в барабане. Его величина обычно принимается 8-10 С;- для обеспечения устойчивой деаэрации необходим недогрев основного конденсата в ГПК {1Ш) до температуры кипения в деаэраторе. Согласно опыту проектирования, недогрев в ГПК составляет 10-15 С.- с целью предотвращения низкотемпературной коррозии в ГПК следует поддерживать температуру основного конденсата на входе в КУ не ниже 60 С. Для чего предусматривается рециркуляция конденсата.
Ниже рассматриваются особенности теплового расчета КУ на примере наиболее сложной из рассматриваемых тепловых схем ПГУ (рис.2.3). Компоновка котла-утилизатора представлена на рис. 2.5. Тепловой расчет схем №1 и №2 существенно проще и представляет собой последовательное решение трех систем уравнений теплового баланса, описывающих поверхности теплообмена в соответствующих контурах КУ.
На рис. 2.6 представлена «Q» диаграмма процесса теплообмена в трёх-контурном котле-утилизаторе (рис.2.5). Исходя из «Q» диаграммы, для каждой из поверхностей нагрева котла-утилизатора составляется уравнение теплового баланса, которое имеет следующий вид [42]:
Условия расчета. Ограничения и допущения
Расчеты тепловой схемы проводятся для абстрактной газотурбинной установки на 1 кг/с дымовых газов. Это сделано для унификации расчетов, с целью применения их результатов при проектировании ПГУ на основе любой ГТУ. Для исследования выбран достаточно широкий диапазон температур дымовых газов за ГТУ - 550-650 С. Именно в этот диапазон входят значения температур газов на выходе современных мощных ГТУ.
Для определения значений энтальпии дымовых газов необходимо определиться со значением избытка воздуха за ГТУ. Избыток воздуха на выхлопе большинства современных турбин лежит в диапазоне 2,3-3. В расчетах принято значение избытка воздуха 2,7. При этом погрешность в определении энтальпии дымовых газов не превысит 1,2%, что практически не отразится на расчетных характеристиках и параметрах работы котла-утилизатора.
Величина температурного напора в поверхностях определяет, прежде всего, поверхность теплообмена. Опыт проектирования парогазовых установок российскими и зарубежными фирмами показывает, что в большинстве случаев температурные напоры в поверхностях нагрева котла-утилизатора распределяются следующим образом:- недогрев на холодном конце испарителя - 10 С;- недогрев в экономайзере до температуры насыщения - 10 С;- недогрев в ГПК до температуры насыщения в деаэраторе - 10 С;- температурный напор в пароперегревателях 15-30 С, причем в перегревателях среднего и низкого давления целесообразно принимать меньшее значение диапазона, так как их площадь по сравнению с площадью ПЕ-ВД существенно меньше.
В расчетах были приняты именно такие значения недогревов (температурных напоров). Следует отметить, что определение значений температурных напоров является результатом решения технико-экономической задачи.
В расчетах приняты потери в соединительных трубопроводах «котел-утилизатор - паровая турбина»: давление - 5%; температура - 5 С. Потери давления в перегревателях приняты на уровне 5%.Расчет паротурбинной установки проводился для двух вариантов.Вариант 1. Ступени ЦВД и ЦСД активные. Внутренние относительные КПД цилиндров при этом приняты постоянными и равными соответственно 0.83, 0.86.
Вариант 2. Ступени ЦВД и ЦСД реактивные. Внутренние относительные КПД цилиндров - 0.87, 0.92. Внутренний относительный КПД ЦНД принят на уровне 89% по сухому пару. Для ступеней работающих в зоне влажного пара, значение КПД корректировалось.Потери давления при дросселировании пара в стопорных и регулирующих клапанах ПТУ приняты на уровне 5%.
В расчётах приняты следующие ограничения:? температура уходящих газов не должна быть ниже 80 С, что продиктовано исключение в хвостовых поверхностях КУ низкотемпературной коррозии;? влажность пара на выходе из ПТУ не должна превышать 12% [69-70].
Рассмотрим влияние изменения давления в контурах котла утилизатора на показатели тепловой эффективности. При этом параметры газового цикла будем считать заданными. Температура за ГТУ принята 550 С. Как уже отмечалось выше, расчеты тепловой схемы ведутся на 1 кг/с дымовых газов за ГТУ. Контур высокого давления. Исходя из уравнения (3.5), условие термодинамического оптимума выглядит следующим образом:где: d - удельный расход пара, генерируемый контурами котла-утилизатора.
Для нахождения относительных расходов пара используется уравнение теплового баланса котла-утилизатора, которые описаны в гл.2 п.2.2.
При постоянной температуре выхлопных газов ГТУ и недогревов (температурных напоров) изменение давления в контуре высокого давления рвд влечет за собой изменение параметров на входе в паровую турбину и перераспре деление теплового потока в котле-утилизаторе (рис.3.2). Другими словами, изменяется работа пара в ПТУ (теплоперепад) и относительные расходы пара.
С ростом давления в испарительном контуре высокого давления растет температура насыщения, что в свою очередь приводит к росту температуры за испарителем высокого давления КУ 32. Итог - снижение удельного расхода пара высокого давления. Не смотря на то, что температура пара на выходе из перегревателя среднего давления изменятся при изменении рвд, работа, совершаемая в ПТУ паромсреднего давления, постоянна, что обеспечивается за счет промперегрева.За счет перераспределения теплового потока в котле-утилизаторе температура перед пароперегревателем НД возрастает, что приводит к незначительному росту совершаемой работы паром низкого давления. Удельный расход пара, генерируемого контуром низкого давления, остается практически неизменным.
Следовательно, начальное давление пара рвл влияет не только на работучасти высокого давления, но и на относительный расход пара среднего давления.Рост давления в первом контуре котла-утилизатора с одной стороны приводит к росту срабатываемого теплоперепада в ПТУ паром высокого давления и незначительно паром низкого давления, а также обеспечивает рост удельного расхода пара среднего давления. С
Таким образом, для каждой заданной пары значений давлений в контурах среднего и низкого давления существует оптимальное значение давления в контуре высокого давления. График на рис.3.5 построен при давлении в контуре среднего давления 1 МПа, в контуре низкого давления - 0,1 МПа.
Контур среднего давления. При нахождении термодинамического оптимума величины давления в контуре среднего давления (/?сд) ПГУ примем заданными параметры газового цикла и паровой части высокого и низкого давления.Условие оптимума примет вид:Для нахождения относительных расходов пара используется уравнение теплового баланса котла-утилизатора, которые описаны в гл.2 (п.2.2).
Оценка стоимости строительства различных вариантов ПГУ-КЭС с КУ трёх давлений
Капитальные вложения на сооружение электростанции зависят от многих факторов, от географического расположения, вида сжигаемого топлива, компоновки оборудования, зданий и сооружений, вида и производителя оборудования, единичной мощности и количества установленных агрегатов, совершенства технологического процесса и т.д.
Удельная стоимость основного энергетического оборудования также зависит от многих факторов, а именно от вида оборудования, его производителя, единичной мощности, исполнения и комплектации, совершенства технологии изготовления.
Рассмотренное ниже укрупненное распределение капитальных вложений в строительство энергетических объектов относится к объектам, планируемым к сооружению в Центральной части России. Географическое положение отражается на климатическом исполнении зданий и сооружений, на транспортных затратах и строительно-монтажных работах. Все это может приводить к существенным отклонениям от представленных ниже данных.
Помимо затрат, связанных с закупкой и поставкой оборудования, строительством зданий, монтажом оборудования и различными услугами появляются дополнительные затраты, вызванные инфляционными процессами, разницей изменения курсов валют на период сооружения, страхованием объекта, банковскими и административно-управленческими расходами. В среднем доля этих затрат при строительстве электростанции, как правило, не превышает 10 - 15 % от общей стоимости сооружения.
Ниже представлено распределение общих капитальных затрат для электростанции комбинированного цикла (ПГУ) электрической мощностью 300-450
Как видно, более 60% затрат приходится на основное оборудование, при этом «40% из них это затраты на газотурбинное оборудование, «33% - паровая турбина и «27% - котел-утилизатор.
Очевидно, что изменение начальных параметров пара приводит, в первую очередь, к изменению капитальных вложений в котел-утилизатор и паротурбинную установку. Стоимость газотурбинной установки и ее вспомогательного оборудования при изменении параметров пара в утилизационной части ПГУ не изменяется [13]. Затраты на проектные изыскания, строительные работы и ряд других затрат остаются неизменными или изменяются незначительно. Исходя из этого, технико-экономическую оптимизацию начальных параметров пара в утилизационной части ПГУ целесообразно проводить методом базового варианта (базовой точки) [61]. Суть метода заключается в том, что оценивается изменение показателей экономической эффективности в зависимости от изменения значения оптимизируемого параметра, при этом необходимо соблюдения условия равного энергетического эффекта.
Удельная стоимость газотурбинной установки, на киловатт мощности, зависит от ее электрической мощности, комплектации и производителя. Ниже, на рис. 4.1 приведены ориентировочные ценовые данные (без НДС) по газовым турбинам отечественного и зарубежного серийного производства в диапазоне электрической мощности от 0,5 до 334 МВт [23-24, 73-74]. В комплект ГТУ входят: турбоблок с камерой сгорания, электрический генератор, комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ), система автоматического управления САУ.
Зависимость позволяет, задавшись мощностью газотурбинной установки, определить ее ориентировочную стоимость. Разброс в стоимостях достаточно высок в диапазоне мощностей 10-60 МВт, так как для этого диапазона мощностей выпускаются наибольшее количество типов ГТУ различных производителей. ГТУ большой мощности (100МВт и более) производят небольшое число крупных энергомашиностроительных фирм. Разброс цен на агрегаты в этом сегменте не столь велики и составляем не более 25%.
Стоимость энергетического котельного оборудования зависит от типа котельного агрегата и на сегодняшний день колеблется в пределах 3,5-8 $/кг (без НДС). В эту стоимость обычно включено все вспомогательное оборудование в пределах котла (насосы, трубопроводы, арматура, расширители, дымовая труба). Чем больше мощность котла-утилизатора, тем меньше его удельная стоимость. Для ориентировочной оценки стоимости парового котла-утилизатора для ГТУ в диапазоне мощности от 6 МВт до 25 удельную стоимость можно принять равной 8-7 $/кг, от 40-100 МВт 6 - 4,5 $/кг, от 100 и выше 4,5 - 3,5 $/кг.
Изменение стоимости КУ от параметров пара и мощности ГТУ с достаточной степенью точности можно оценить по величине изменения площади (массы) поверхностей нагрева [13]. На рис.4.2 приведена зависимость массы котла-утилизатора от мощности ГТУ, на хвост которой установлен КУ.
Изменение массогабаритных размеров поверхностей котла-утилизатора от начальных параметров пара оценивается по известной зависимости [42]:
Относительное изменение общей площади котла-утилизатора при увеличении начального давления в первом контуре (при оптимальных давлений во втором и третьем контурах) отображено на рис.4.3. Расчеты проведены для температуры за ГТУ - 580 С, температурном напоре на горячем конце перегревателя - 30 С, давлении в конденсаторе 5 кПа. Оптимальные давления в контурах среднего и низкого давления определяются по формулам 3.13-3.14.
Похожие диссертации на Оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами трех давлений
