Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Основы методики исследования 29
1.1. Показатели и методики расчета системной тепловой и топливной эффективности парогазовых ТЭЦ... 29
1.2. Методические положения учета климатически, эксплуатационных факторов и режимов работы парогазовых ТЭЦ . 43
1.3. Основные положения определения эффективности ПТУ ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения 53
1.4. Учет надежности теплоэнергоснабжения при определении системной эффективност и мал ых ТЭЦ на базе ГТУ 65
1.5. Информационное обеспечениерасчетно-оптимизационных исследований парогазовых ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности . 70
ГЛАВА 2. Оптимизация параметров и характеристик отопительных ПГУ . 76
2.1. Выбор расчетных схем отопительных ПГУ 76
2.2. Разработка математической модели энергетических характеристик ПГУ в системах теплоэнергоснабжения 84
2.3. Влияние режимных и климатических факторов на энергетические показатели газотурбинной части отопительных ПГУ 100
2.4. Выбор оптимальной тепловой нагрузки и способов регулирования отопительной ПГУ ТЭЦ с целью достижения максимальной экономии топлива в системе 104
2.5. Влияние режимных и климатических факторов на энергетические показатели утилизационной части отопительных ПГУ 108
2.6. Влияние режимных и климатических факторов на энергетические и системные показатели отопительных ПГУ 117
2.7. Влияние числа расчетных режимов работы на показатели ПГУ ТЭЦ 123
2.8. Сравнение эффективности схем отопительных ПГУ для различных климатических зон и региона строительства 128
ГЛАВА 3. Обеспечение надежности систем теплоэнергоснабжения на базе ПГУ ТЭЦ 130
3.1. Выбор и обоснование используемых показателей надежности комбинированных энергоустановок и систем теплоэнергоснабжения 130
3.2. Методика расчета показателей надежности систем теплоснабжения на базе ПГУ ТЭЦ 135
3.2.1. Общие методические предпосылки 135
3.2.2. Методика расчета структурной надежности теплофикационных парогазовых установок 136
3.2.3 Расчет показателей надежности систем теплоэнергоснабжения 147
3.3. Методика расчета показателей надежности систем теплоснабжен ияна базе структурно сложных схем 149
3.4 Обеспечение надежности теплоснабжения *f путем аккумулирования теплоты 157
ГЛАВА 4. Экономическая эффективность малых ПГУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения 162
4.1. Экономическая эффективность ПГУТЭЦ в системах теплоснабжения 162
4.2. Анализ устойчивости решений и областей эффективного использования ПГУ ТЭЦ 165
4.3 Экономическая оценка рисков при создании малых ТЭЦ 168
Заключение 176
Список использованных источников
- Методические положения учета климатически, эксплуатационных факторов и режимов работы парогазовых ТЭЦ
- Разработка математической модели энергетических характеристик ПГУ в системах теплоэнергоснабжения
- Влияние режимных и климатических факторов на энергетические показатели утилизационной части отопительных ПГУ
- Методика расчета структурной надежности теплофикационных парогазовых установок
Введение к работе
0.1 Анализ современного состояния систем теплоснабжения и приоритетные направления их развития
Существующие в настоящий момент теплофикационные системы, созданные во времена плановой экономики СССР, представляют собой, как правило, уникальные по своим размерам и масштабам крупные централизованные системы теплоснабжения, построенные с применением технических решений по их компоновке и размещению и низкими экологическими показателями, не обеспечивают расчетной экономии топлива. В современных экономических условиях необходим новый подход к обоснованию и созданию централизованных комбинированных систем теплоснабжения [64, 89, 102]. Значительное удаление источников теплоснабжения от потребителей привело к росту протяженности тепломагистралей, затрат на их сооружение и эксплуатацию, увеличению тепловых потерь при транспорте теплоты, заметному снижению надежности теплоснабжения и пр. Этот путь развития теплофикации привел к снижению ее масштабов в малых и средних городах и населенных пунктах. Это обуславливает системный перерасход топлива и материально-технических ресурсов, вызванный ростом раздельной выработки электрической и тепловой энергии.
Высокие тарифы на энергию, низкие цены на топливо и большие потери в тепловых сетях привели к тенденции строительства децентрализованных источников энергии. Как правило, это котельные. Такое положение привело не только к снижению загрузки турбин и увеличению расхода топлива на ТЭЦ, но и увеличению расхода топлива в системе низкоэффективными котельными.
В итоге структура теплоснабжения и теплопотребления в России выглядит следующим образом [78]:
теплоснабжение обеспечивают 485 ТЭЦ, около 6,5 тыс. котельных мощностью более 20 Гкал/ч, более 180 тысяч мелких котельных и около 600 тысяч автономных индивидуальных теплогенераторов;
суммарное годовое потребление тепла в стране составляет 2060 млн. Гкал, в том числе жилищный сектор и бюджетная сфера потребляют 1086 млн. Гкал/год, промышленность и прочие потребители 974 млн. Гкал/год; на теплоснабжение затрачивается около 400 млн. т у.т. в год; около 71% тепловой энергии вырабатывается в наиболее экономичном теплофикационном режиме на ТЭЦ, однако эта доля снижается.
Развитие жилищно-коммунального хозяйства городов приводит к постепенному перераспределению концентрации тепловых нагрузок, недостаточные объемы демонтажа и вынужденные меры по повышению длительности эксплуатации оборудования, в том числе малоэкономичного, приводят к увеличению тепловых потерь в сетях и снижению эффективности использования топлива. И, тем не менее, в условиях рыночной экономики при постоянно нарастающем росте цен на оборудование, и, в особенности, на энергоносители, теплофикация была и остается главным направлением высокоэффективного использования топлива.
Отмеченное не исключает развитие теплофикации на базе современных мощных ТЭЦ общего пользования, в особенности, для крупных городов и промышленных центров с высококонцентрированной тепловой нагрузкой. Накопленный значительный опыт проектирования, сооружения и эксплуатации сложных теплоснабжающих систем с мощными ТЭЦ способствует развитию крупной теплофикации [90]. Однако, причины, изложенные выше, диктуют необходимость поиска новых путей развития теплофикации в малых населенных пунктах и разработки технических требований, предъявляемых к основному оборудованию ТЭЦ, уровню его мощности и эксплуатации.
Развитие теплофикации по децентрализованному принципу, при относительно невысокой степени концентрации тепловых нагрузок, обеспечивает высокую степень топливо использования на базе хорошо освоенного способа комбинированного производства тепловой и электрической энергии, а при сравни-
тельно небольших мощностях источника позволяет иметь меньшие потери в тепловых сетях и их стоимость.
Изменение направления развития теплофикации производится в тяжелых экономических условиях и требует решения рядя взаимосвязанных задач. К их числу относятся освоение современных эффективных технологий производства электрической и тепловой энергии и проведение на их основе технического перевооружения и модернизации устаревшего оборудования ТЭЦ. По мере разукрупнения мощности систем теплоснабжения, затраты в тепловые сети снижаются гораздо быстрее, чем затраты в источники. В результате, снижение затрат в систему транспорта теплоты заметно обгоняет снижение тепловой экономичности. Поэтому из установок примерно одинаковой тепловой экономичности наиболее предпочтительными оказываются более мелкие. Наиболее перспективным здесь является строительство ПТУ-ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности с максимальным приближением к потребителю, что позволяет сократить затраты на создание установок и тепловых сетей. Кроме того, парогазовые установки уже получили широкое распространение за рубежом [74, 82, 115, П7, 129]. В ближайшие десятилетия мировая энергетика будет тесно связана с широкомасштабным применением парогазовых технологий.
При автономной работе современные ГТУ имеют КПД около 36%, т.е. близки к КПД паротурбинных энергоблоков. Соединение в одной комбинированной установке газотурбинной (ГТУ) и паротурбинной (ПТУ) установок позволяет существенно повысить эффективность использования топлива, обеспечить рост КПД до 50-52%.
Теплофикационные установки малой и средней мощности могут служить основой для создания альтернативных энергосистем, в качестве источников индивидуального энергоснабжения отдельных предприятий, групп потребителей, жилых массивов на основе широкого вовлечения средств этих же потребителей на создание и функционирование этих систем. Такие альтернативные энергосистемы должны дополнить большие энергосистемы, беря на себя энергообес-
печение групп потребителей, населенных пунктов, в особенности сельских, в большинстве случаев оказавшихся вне зоны эффективности больших энергосистем, в первую очередь теплоснабжающих. Такое развитие теплофикации согласуется с проводимой политикой широкомасштабного разгосударствления и создания конкурентной среды в сфере генерации.
На основе сооружения малых ТЭЦ может развиваться процесс демонополизации в электроэнергетике России, поскольку ПГУ-ТЭЦ будут сооружаться в первую очередь при промышленных предприятиях и станут независимыми от региональных энергетических систем источниками производства электрической и тепловой энергии. Указанное направление энергообеспечения принято ОАО "Газпром" как одно из основных и приоритетных [84].
0.2, Возможности и масштабы применения парогазовых ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения
Причиной кризисного состояния ТЭК стало не столько низкое научно-техническое развитие, сколько экономические трудности энергетики, вызванные кризисом неплатежей, высоким уровнем инфляции в стране, значительным сокращением централизованных государственных инвестиций в развитие энергетики, преобладанием давно устаревшего оборудования и очень низким уровнем ввода новых эффективных мощностей.
Нормализация экономики страны дает необходимые условия для развития промышленности, которая в свою очередь увеличивает потребление энергии. Для обеспечения развития экономики необходимо обеспечить соответствующее энергоснабжение предприятий и социальной сферы. Современное состояние генерирующих мощностей можно оценить как упадочное, большая часть основного оборудования выработала свой ресурс или близка к этому рубежу. Вследствие морального износа большинство электростанций не удовлетворяют современным требованиям экономичности, экологичности и надежности энергоснабжения. Состояние тепловых сетей можно охарактеризовать как максимально изношенные [78].
Перспективы развития энергетики в среднесрочной перспективе носят, как правило, пессимистичный характер. Процесс ввода высоких и средних мощностей затрудняется их высокой капиталоемкостью и сложностью поиска источников финансирования, низкой инвестиционной привлекательностью, высокими сроками строительства и окупаемости инвестиций. В связи с этим строительство новых АЭС не планируется, возможен лишь монтаж нескольких блоков и окончание строительства уже начатых. Расширение мощностей гидроэлектростанций сопряжено не только с финансовыми, но и с исчерпанием водных ресурсов. Сооружению и введению в эксплуатацию крупных ТЭЦ в настоящее время препятствуют ограничения поставок газа на внутренний рынок, дороговизна и плохие экологические показатели станций при использовании мазута, большие капвложения в систему подготовки твердого топлива и золо-улавливающих установок, а также высокая стоимость тепловых сетей.
Одним из перспективных направлений развития энергетики является создание теплоэнергетических установок малой и средней мощности, сочетающие в себе преимущества комбинированной выработки электроэнергии и теплоты, а также хорошие технико-экономические показатели, относительно низкие капиталовложения и короткие сроки строительства. Преимуществами таких установок являются повышение надежности теплоснабжения, снижение инерционности теплового регулирования и потерь в тепловых сетях. Недостатки представляют собой необходимость решения экологических задач, вопросы отпуска избытка электроэнергии в общую сеть.
За рубежом в последнее время в качестве источников теплоэнергоснаб-жения малой и средней мощности широкое распространение получили ПТУ, энергоустановки на базе ГТУ, паровые турбины с противодавлением, двигатели внутреннего сгорания (в основном дизель-генераторы и газо-поршневые двигатели). Наиболее эффективно используют теплоту сгорания топлива ПГУ. Это достигается высокой степенью утилизации теплоты уходящих газов ГТУ и использование ее для выработки электроэнергии и теплоты.
Зарубежными фирмами сформулированы общие требования к газотурбинным агрегатам мощностью от нескольких МВт до нескольких десятков МВт, главными из которых являются [84]:
высокая эффективность использования топлива (коэффициент использования теплоты топлива до 90 %);
общетехнический ресурс работы не менее 150 тыс. часов;
межремонтный период (между капитальными ремонтами 80 тыс. часов);
применение систем сухого подавления окислов азота с нормой выбросов не более 25 ррт NOx(50Mr/M3);
оснащение системами шумоглушения, обеспечивающими выполнение зарубежных и российских норм (ПС-75 и ПС-40);
оснащение противообледенительными системами с автоматическим регулированием, обеспечивающими экономию топлива в размере 1,5 - 2,0% в год;
оснащение системой очистки циклового воздуха и компрессора, обеспечивающей экономию удельного расхода топлива в количестве 2 - 5%;
оснащение системой утилизации теплоты уходящих газов (котел-утилизатор);
уровень деградации (увеличения) удельного расхода топлива за межремонтный период не должен превышать 1,5 - 2,0 %;
короткий срок поставки и монтажа оборудования.
Для создания парогазовых установок в нашей стране имеются все предпосылки - серийный выпуск паровых и газовых турбин (ТМЗ, КТЗ, НПО им. Климова, Машпроект, Авиадвигатель, и т.д.), а также котлов-утилизаторов (Красный котельщик, Белэнергомаш, и т.д.).
В настоящее время отечественными энергомашиностроительньши заводами подготовлено к серийному выпуску значительное количество ГТА, которые в основном обеспечивают требования к ГТУ малой и средней мощности для применения их в составе ПГУ [67]. Некоторые из них приведены в табл. 0.2
Применение ГТУ в составе ПГУ требует выполнения следующих общих
условий:
- оснащение газотурбинных установок дожимными компрессорами для
обеспечения требуемого давления газа перед камерой сгорания ГТА;
-обеспечение приемлемых экологических и шумовых характеристик работы ГТУ при их размещении вблизи жилой застройки;
возможность работы с противодавлением около ОД МПа с учетом аэродинамического сопротивления котлов-утилизаторов и газоходов, подающих уходящие газы ГТА в толку котлов через горелочные устройства;
обеспечение необходимых показателей надежности и экономичности.
В таблице 0.3. приведены основные характеристики, выпускаемых, в настоящее время, отечественными заводами, паротурбинных установок малой мощности. Для возможности работы ПТУ в составе ПГУ, они должны отвечать требованиям по экономичности и надежности. Начальные параметры пара ПТУ определяются параметрами пара, вырабатываемого котлом - утилизатором, стоящим за ГТУ [22].
По различным данным [18, 99], при сохранении современного уровня инвестиций в энергетику страны, в ближайшее время прогнозируется неуправляемое выбытие из эксплуатации энергетических мощностей, в результате чего резко снизится надежность энергоснабжения потребителей, особенно питающихся от региональных энергосистем РАО «ЕЭС России». Эта проблема особо значима для ОАО «Газпром», учитывая удаленность объектов, необходимости освоения новых месторождений и строительства объектов в системе магистральных газопроводов. Кроме того, морально и физически изношен парк электростанций собственных нужд, общей мощностью более 1 ГВт.
Таким образом, для обеспечения энергетической безопасности объектов добычи, транспортировки и переработки газа, повышения экономической эффективности энергообеспечения всей отрасли. В рамках реализации политики ресурсосбережения, была разработана и реализуется программа «Малая энергетика», одним из направлений которой является строительство ПГУ.
Таблица 0.2 Основные характеристики отечественных энергетических ГТУ
Таблица 0.3 - Основные характеристики отечественных ПТУ
Использование для строительства ПГУ, турбин и котла-утилизатора блочно-модульного исполнения с максимальной заводской готовностью и высокой степенью автоматизации позволит не только сократить сроки строительства, но и упростить доставку и строительство в труднодоступных районах [59].
Большие возможности рационального использования природного газа обеспечивает сооружение ПГУ с комбинированным производством электро- и теплоэнергии в европейской и северной районах РФ. Это направление в развитии электро- и теплоэнергетики должно стать стратегическим и поэтому оно нуждается в широкой государственной поддержке и привлечении инвесторов для реализации конкретных проектов по строительству ТЭЦ на базе ПГУ.
С изменением исходных влияющих факторов масштабы ввода ПГУ могут измениться, однако коренных изменений выводов в пользу использования комбинированных циклов и комбинированного производства электрической и тепловой энергии в России они не внесут. Тем не менее, в каждом конкретном случае строительства ПГУ необходимо проводить детальный анализ проектов, с учетом местных условий, для выбора оптимального технического решения. Для оценки экономической привлекательности проекта необходима разработка подробного бизнес-плана, с обоснованием источников финансирования и путей получения прибыли за счет сбыта продукции.
Для широкого развития малой энергетики и, прежде всего ПГУ на природном газе, необходима разработка соответствующей нормативно-правовой базы [18]. Указанное обстоятельство имеет важное значение в случае, когда ПГУ обеспечивают не только технологические потребности собственно предприятий ОАО "Газпром", но и имеют коммерческий характер.
Расчеты экономической эффективности, выполненные в [10] для ПГУ ТЭЦ, показали, что отопительные ПГУ оказываются эффективнее раздельной схемы энергоснабжения, обеспечивая при этом экономию топлива в системе. Однако, несмотря на это, при больших затратах в тепловые сети ПГУ-ТЭЦ могут оказаться невыгодными.
Кроме того, в настоящее время проводятся тендеры на строительство ПГУ ТЭЦ малой мощности [133] на Сочинской ТЭС - 2 * ПГУ 40МВт - ОАО «РАО ЕЭС России», на Комсомольском НПЗ - 2 * ПГУ 40МВт - ОАО «Роснефть» и др.
03 Анализ выполненных исследований по схемам, параметрам
режимам и технико-экономической эффективности парогазовых ТЭЦ
на базе ГТУ малой и средней мощности
Обоснованию применения парогазовых ТЭЦ в развитых странах и наметившейся тенденцией строительства малых ПТУ-ТЭЦ в России посвящено достаточно много работ [2, 9, 10, 13, 19, 68, 99].
В результате обзора зарубежных публикаций [121, 129, 130, 138,] выявлено преобладание вопросов лицензирования строительства малых ТЭЦ, законодательных и правовых аспектов, взаимоотношений с энергетическими компаниями и обеспечения их минимального воздействия на окружающую среду.
Большая часть отечественных публикаций посвящена исследованиям топливной и общей эффективности малых ТЭЦ по сравнению с традиционными системами теплоснабжения. [2, 9, 19, 39, 100].
Анализ зарубежных публикаций [118, 121, 129] показывает, что, как правило, установки малых ПТУ-ТЭЦ выполнены по бинарному и частично-бинарному (использование дожигания топлива) термодинамическим циклам, с тепловыми схемами одного или двух давлений пара.
В составе ПГУ-ТЭЦ для обеспечения надежности работы котел-утилизатор оснащается камерой дожигания и, как правило, устанавливается бак-аккумулятор горячей воды. В установках, используемых для нужд промышленного теплоснабжения, аккумуляторы не предусматриваются. Это объясняется равномерным графиком теплопотребления. Однако почти все установки этого типа оснащены камерой дожигания.
В ряде зарубежных работ, посвященных вопросам повышения эффективности применения малых ТЭЦ, отмечается, что важнейшим вопросом является обеспечение надежности их работы [114, 122]. Высокая надежность достигается
соответствующим уровнем надежности энергооборудования, высокой автоматизацией установок, совершенствованием сервисного обслуживания, а также повышением тепловой эффективности установок за счет выбора экономически наивыгоднейших параметров. Так, большинство газотурбинных агрегатов малых ТЭЦ выполнены с начальной температурой газа перед турбиной до 1300С. Ведутся проработки по повышению этой температуры до 1600С за счет использования более жаропрочных сталей с совершенствованием системы охлаждения лопаток и применения керамических материалов [115]. Все это приводит к снижению удельной металлоемкости основного оборудования. Другими важными параметрами ГТГУ, требующими экономического обоснования, являются выбор схемы и величина присоединенной тепловой нагрузки.
Среди работ, проводимых в России, следует выделить работы ИНЭИ РАН, ВНИПИЭнергопрома, ВТИ, ВНИИГаза, ВНИИГазэкономики, Московского энергетического института (ТУ), Белорусской политехнической академии, Самарского, Новосибирского и Саратовского государственных технических университетов.
В работах ВНИПИЭнергопрома исследованы вопросы повышения эффективности использования малых ТЭЦ [102, 103, 104]. Отмечено, что наличие зоны отчуждения по условиям экологической безопасности ограничивает их применение в зонах городской застройки. В работах отмечены также трудности надстройки существующих котельных газовыми турбинами по условиям компоновки оборудования. Применение конверсионных авиационных ГТУ с собственной системой повышения давления газа позволяет решить проблему дожим-ных компрессоров.
В [7] предложено в качестве критерия тепловой эффективности малых ТЭЦ использовать коэффициент системной эффективности использования топлива, представляющий собой отношение экономии топлива в системе от ТЭЦ к величине отпуска теплоты потребителям. Утверждается, что этот критерий целесообразно использовать в экономических расчетах, т.к. его значение однозначно определяет топливную составляющую системного эффекта от примене-
ния ТЭЦ. Отмечается также, что основными путями повышения тепловой экономичности является увеличение степени повышения давления в компрессоре до 24 и более и достижение температур газа перед турбиной 1150 - 1250С. Исследованиями установлено также, что при дорогом оборудовании ТЭЦ (если удельные капиталовложения превышают затраты в замещаемые установки) оптимальная величина коэффициента теплофикации снижается. При более низких затратах в малые ТЭЦ становится экономически целесообразным применение аккумулирования теплоты для покрытия графиков тепловых нагрузок. При этом важнейшим фактором, определяющим выбор числа часов использования установленной мощности, является разность в приведенных затратах на выработку пиковой и базовой электроэнергии. Сравнительными расчетами установлено, что системная эффективность ПГУ-ТЭЦ примерно в 3 раза выше, чем при использовании ПТУ. Это обусловлено тем, что выработка электроэнергии на тепловом потреблении в ПГУ-ТЭЦ происходит по комбинированному циклу, в то время как для паротурбинных установок давление отборного пара на сетевые подогреватели существенно зависит от требуемой температуры сетевой воды.
В работах [13, 88] показано, что эффективность применения тепловых аккумуляторов в раздельных схемах энергоснабжения существенно ниже, чем в комбинированных. Максимум эффекта от применения аккумулятора теплоты и их оптимальная емкость определяются условиями достижения наибольшего числа часов использования установленной мощности. Специально проведенными исследованиями установлено, что газотурбинная часть ПГУ-ТЭЦ должна выполняться по простейшей схеме без промежуточного охлаждения воздуха. В [5, 19, 106] приведены результаты схемно-параметрических исследований малых ТЭЦ. В качестве критерия термодинамической оптимизации принят ранее упомянутый коэффициент системной эффективности. На основе этого критерия разработаны методики оценки сравнительной эффективности различных схем ПГУ-ТЭЦ. Исследованы вопросы возможности применения впрыска пара в камеры сгорания ГТУ. Указано, что при отсутствии возможностей полного использования теплоты конденсации паров из уходящих газов впрыск пара сни-
жает тепловую эффективность ПТУ-ТЭЦ и должен быть ограничен минимальным значением по экологическим соображениям.
Большой комплекс работ в обоснование схем, параметров и технико-экономической эффективности использования малых ТЭЦ для энергоснабжения проведен коллективами исследователей Саратовского, Самарского и Новосибирского государственных технических университетов, Московского энергетического института. В работах [9, 106, 109] излагаются методологические аспекты оценки экономической эффективности малых ТЭЦ в системах энергоснабжения. В отличие от других подходов в качестве критерия оценки эффективности принимается интегральный сравнительный экономический эффект. При этом разработаны методические основы учета таких важнейших факторов как условия финансирования строительства энергообъекта, режимов работы установок как в суточном, так и в годовом разрезах. Разработаны соответствующие методики расчета показателей надежности энергетических установок и систем [51, 52], учета неопределенности информации [56] и рисков. Кроме того, эффективность малых ТЭЦ определяется с учетом экологических факторов и потребления различных видов ресурсов. Такой комплексный системный подход позволяет проводить оптимизационные исследования схем и параметров малых ТЭЦ. В частности, разработаны методические положения учета режимов работы установок малой и средней мощности и климатических факторов в разрезе сезона при определении расходов топлива. Расчетами установлено, что учет действительных факторов работы установок приводит к росту затрат на топливо на 3-5%. Весьма важным вопросом является обоснование схем и параметров отпуска теплоты от малых ТЭЦ. Расчетными исследованиями установлено, что для малых ТЭЦ оптимальным является температурный график 95/70 С. Следует отметить, что в Германии для установок такого класса принят такой же уровень температур 95/70 С. Проведены также исследования по влиянию параметров ГТУ в составе малых ТЭЦ на условия работы камеры дожигания по кислородному балансу газового тракта, определены параметры, при которых возможно использование камер дожигания без подачи дополнительного воздуха.
Аналитический обзор выполненных исследований по обоснованию рациональных схем и параметров ПГУ-ТЭЦ малой и средней мощности показывает, что комплексные исследования по этой проблеме не проводились. Все исследования носят частный характер, не увязаны единой методологией. Поэтому результаты носят предварительный характер.
0.4. Цель и задачи исследования
Аналитический обзор выполненных работ по схемам, параметрам, режимам работы и оценке общей эффективности малых ТЭЦ показывает, что проблема создания и функционирования парогазовых установок представляет собой сложный комплекс научно-технических задач. Факторами, усложняющими решение этих задач, являются:
отсутствие в стране законодательной и нормативно-правовой базы функционирования независимых производителей электрической и тепловой энергии, работающих параллельно с энергоснабжающими организациями на региональном энергетическом рынке;
недостаточная теоретическая проработка вопросов создания ПГУ-ТЭЦ на базе ГТУ, проявляющаяся в неразработанности теоретических положений оценки действительной экономии топлива в системе с учетом реальных режимов работы и климатических факторов;
отсутствуют теоретические положения и практические рекомендации по вопросам расчета и обеспечения надежности систем теплоэнергоснабжения на базе ПГУ-ТЭЦ;
требуют решения вопросы оптимизации режимов работы ПТУ - ТЭЦ в системах теплоснабжения, коэффициента теплофикации парогазовых ТЭЦ малой и средней мощности;
необходимо совершенствование методов технико-экономического анализа малых ТЭЦ в новых экономических условиях.
Анализ выполненных исследований по проблеме показал также направление совершенствования систем теплоснабжения потребителей сочетанием преимуществ комбинированного способа производства электрической и тепло-
вой энергии и децентрализованного способа теплоснабжения, так как покрытие тепловой нагрузки от мощных паротурбинных ТЭЦ оказывается неэффективным. Это достигается созданием теплоснабжающих систем на базе парогазовых ТЭЦ малой и средней мощности для теплоэнергоснабжения отдельных предприятий, групп потребителей, жилых массивов. Теоретическое обоснование и технико-экономическая целесообразность создания систем теплоэнергоснабже-ния на базе ПГУ-ТЭЦ требуют дополнительных исследований,
Настоящая диссертационная работа посвящена решению только части указанных выше задач и связана, в основном, с разработкой теоретических вопросов оценки системной тепловой и топливной эффективности отопительных ПГУ-ТЭЦ с учетом реальных условий их работы в системах теплоэнергоснаб-жения, оптимизацией присоединенных тепловых нагрузок ПГУ-ТЭЦ, методов расчета и обеспечения надежности теплоснабжающих систем на базе ПГУ-ТЭЦ, а также разработкой практических рекомендаций по эффективному использованию парогазовых ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения.
Целью настоящей работы является определение эффективности ПГУ ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности в системах теплоэнергоснабжения.
Основными задачами, подлежащими решению, являются:
Обоснование показателей и разработка методов расчета тепловой и топливной эффективности парогазовых ТЭЦ в системах теплоснабжения.
Разработка математической модели ПГУ-ТЭЦ и проведение расчетно-теоретических исследований характеристик основных ее элементов с учетом режимных и климатических факторов.
Разработка методов расчета и обеспечения надежности систем теплоснабжения, элементов и агрегатов ПГУ-ТЭЦ с учетом условий эксплуатации.
Обоснование рациональных схем и определение рациональных областей применения отопительных ПГУ-ТЭЦ с учетом климатических и режимных факторов.
5. Определение экономической эффективности создания парогазовых
ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности.
Методические положения учета климатически, эксплуатационных факторов и режимов работы парогазовых ТЭЦ
Климатические факторы оказывают существенное влияние на показатели работы теплофикационных ПТУ, прежде всего на газотурбинную ее часть. Известно, что температура, влажность и давление атмосферного воздуха могут в широких пределах изменять мощность, степень повышения давления и КПД ГТУ [48, 73]. Особенностью термодинамического анализа теплофикационных ПТУ является то, что, если для паротурбинной части ПГУ окружающей средой является охлаждающая конденсатор вода, температура которой колеблет ся от +2...+4С зимой до +25...+30 С летом, то для газотурбинной части окружающей средой является воздух атмосферы, колебания температуры которого весьма значительны как в течение года, так и в течение суток (рис. 1.3). При этом динамика изменения температуры охлаждающей воды гораздо ниже скорости изменения температуры окружающего воздуха.
При проектировании ГТУ расчетная температура воздуха, как правило, принимается равной +15С. Режим работы простейших ГТУ сохраняется неизменным, если не меняются следующие четыре величины: подача топлива в камеру сгорания GTr (температура газа перед турбиной), внешний тормозной момент М, приложенный к валу со стороны потребителя, температура Та и давление ра воздуха, забираемого воздушным компрессором. Указанные величины являются независимыми параметрами, однозначно определяющими режим работы ГТУ. В много вольной схеме (например, двухвальной) полезная мощность снимается только с одного вала. Режим работы таких ГТУ также определяется четырьмя независимыми параметрами: подачей топлива в камеру сгорания; частотой вращения (т.е. тормозным моментом, или мощностью) на силовом валу; температурой и давлением атмосферного воздуха. В качестве независимого параметра можно принять частоту вращения и тогда каждому значению п при неизменных прочих независимых параметрах соответствуют вполне определенные значения момента и эффективной мощности Ne= ю М (где (о - угловая скорость ротора). Таким образом, режим работы ГТУ полностью определен, если заданы четыре величины - подача топлива, температура и давление воздуха на входе в компрессор и мощность на валу. Уравнение мощности ГТУ имеет вид -H-L [ПГ (1.42) я. Ср-Т31-ят Лт N = G где G - расход рабочего тела в турбине; с„ и Ср - средние теплоемкости газов и воздуха; Т3 и Т\ - температуры рабочего тела в точках 3 и 1 термодинамиче 45 ского цикла ГТУ (перед турбиной и компрессором см. рис, 1.1 и 1.2); пт и г\к внутренние относительные КПД турбины и компрессора; %к и 7іт - степень повышения давления в компрессоре и понижения давления в турбине. Поделив это уравнение на расчетное значение мощности Nn , переходя к безразмерному приведенному расходу (Gnp), получим (і-те;т )пт-с;( -і) Nn=- = = Gnp-— т -, - 4 (1.43) т0Мк0 k к где т = Т/Т0 - относительная температура, тв = -———, тг = —, кв и кг (кв —1) (кг —1) - показатели адиабаты для воздуха и продуктов сгорания. Приняв в рабочем диапазоне температур средние теплоемкости и показатели изоэнтропы постоянными, выражение для безразмерной приведенной мощности можно существенно упростить и представить в виде (1.44) Pa VT а ( г \ Nn=N/ Таким образом, N„ зависит от двух величин - пк и nk, а также соотношения rt пт/пк=уТз/Та (1.45) и определяется после задания их значений. Расход теплоты в камеру сгорания определяется из уравнения теплового баланса камеры сгорания В-0-Лкс=Ср-О-Та[т- -, (1.46) V Taj где G - расход рабочего тела ГТУ; Т2 - температура воздуха на выходе турбокомпрессора; Лкс _ КПД камеры сгорания.
Разработка математической модели энергетических характеристик ПГУ в системах теплоэнергоснабжения
Основным исходным показателем при проектировании ПГУ-ТЭЦ является величина расчетной присоединенной тепловой нагрузки, она определяет состав и единичную мощность основного оборудования. Для отопительных парогазовых ТЭЦ отпуск теплоты потребителям осуществляется за счет использования теплоты конденсации отработавшего пара и за счет использования теплоты уходящих газов ГТУ. Изменение тепловой нагрузки не оказывает влияние на мощность ГТУ, поскольку она имеет сильную зависимость от температуры наружного воздуха. С понижением температуры наружного воздуха уменьшается количество утилизируемой теплоты, и, соответственно, уменьшаются электрическая и тепловая мощности паровой турбины. При этом максимумы потребной электрической и тепловой мощности совпадают с минимумом температуры атмосферного воздуха. Определенное влияние на выбор состава основного оборудования и характеристик ПГУ-ТЭЦ оказывают также тип теплофикационной системы и температурный график теплосети.
Покрытие заданных тепловых нагрузок может производиться при различном составе основного оборудования станции. Оптимальный профиль ПГУ-ТЭЦ и состав оборудования, мощность, параметры и конструктивные характеристики оборудования должны определяться технико-экономическими расчетами по среднегодовым показателям тепловой экономичности с учетом стоимости оборудования, годовой выработки тепловой и электрической энергии, тарифов на электрическую и тепловую энергию на региональном рынке, форм и источников финансирования строительства малой ТЭЦ. Поэтому задача выбора состава основного оборудования является многовариантной.
Необходимым элементом решения сложной многофакторной оптимизационной задачи определения тепловой экономичности ПГУ-ТЭЦ, определения ее характеристик и системной эффективности требуется применение методов математического моделирования с использованием основных закономерностей технической термодинамики, теплопередачи и теории турбомашин.
Математическая модель расчета показателей тепловой экономичности отопительной ПГУ-ТЭЦ позволяет производить почасовой расчет следующих характеристик: величины присоединенной тепловой нагрузки (с соответствующей долей нагрузки горячего водоснабжения и отопительной нагрузки); температурного графика теплосети; температуры наружного воздуха; характеристик и энергетических показателей газотурбинной установки; характеристик котла-утилизатора; характеристик и энергетических показателей паротурбинной установки; уровня электрической и тепловой мощности; расхода топлива.
Результатами расчетов, полученных путем суммирования результатов расчетов почасовых показателей, являются: интегральные годовые показатели выработки электрической и тепловой энергии; расход топлива в камере сгорания ГТУ; расход топлива в дожигающем устройстве котла-утилизатора (при его наличии); расход топлива в пиковые водогрейные котлы (ПВК).
При определении годовых расходов топлива в конкретных технико-экономических расчетах использовались данные, представленные на рис. 1.4 -1.6, на которых приведены характерный температурный график теплосети ТЭЦ, график тепловых нагрузок по продолжительности и график тепловых нагрузок для климатических условий города Саратова.
В летний период (при температурах наружного воздуха больше +8 С) отпуск горячей воды от ТЭЦ осуществляется только на нужды горячего водоснабжения (см. температурный график на рис. 1.4), причем в работе оказывается только одна из двух магистралей тепловой сети, что позволяет проводить профилактические и ремонтные работы не прекращая снабжение потребителя горячей водой.
Открытая система горячего водоснабжения потребителя приводит к постоянному изменению расходов и температур сетевой воды в обратной магистрали, поэтому график тепловых нагрузок в зависимости от температуры наружного воздуха (см. рис. 1.6) справедлив только для среднесуточных температур и среднего расхода горячей воды. Кроме того, реальная тепловая и электрическая нагрузки ТЭЦ зависят как от температуры воды, охлаждающей конденсатор паровой турбины (для схем с использованием конденсатора), так и от температуры подпиточной воды, которые в зависимости от времени года колеблются от +4 С до +20 С.
При разработке математической модели теплофикационной ПТУ зависимости температуры прямой и обратной сетевой воды определялись по [92]. Для температурного графика 95/70 С в диапазоне температур наружного воздуха от -27С до -12,39С получено [91]
Влияние режимных и климатических факторов на энергетические показатели утилизационной части отопительных ПГУ
Как показано выше, климатические факторы оказывают влияние на энергетические и системные показатели ПГУ-ТЭЦ. Температура воздуха влияет на энергетические характеристики ПГУ-ТЭЦ как непосредственно, так и через тепловую нагрузку Qn=f(tH.B)- Изменение температуры воды происходит медленнее вслед за изменением температуры наружного воздуха. Исходя из этого, определим изменение энергетических характеристик ПГУ-ТЭЦ в зависимости от температуры наружного воздуха. Общей особенностью является резкое снижение характеристик при температуре, превышающей значение +8С, то есть при отключении отопительной нагрузки. В этот период наблюдается наименьшее значение удельной относительной системной эффективности р.
При сравнении графиков схем с использованием дожигания топлива в среде уходящих газов наблюдается снижение эффективности в период использования ДУ, однако использование ДУ позволяет ПГУ покрывать большую тепловую нагрузку, что повышает эффективность в течение остального периода.
При сравнении графиков схем с отключением одной ГТУ в летний (неотопительный) период, снижение эффективности происходит более плавно, чем когда в работе остаются 2 ГТУ. Это обусловлено тем, что, при резком снижении нагрузки производится отключение 1-й ГТУ (в случае если тепловой мощности ПГУ достаточно для покрытия тепловой нагрузки) в 2 раза снижается расход топлива и уменьшается абсолютная величина конденсационной выработки электроэнергии и возрастает величина удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении без снижения коэффициента использования теплоты топлива.
Расчетно-теоретическими исследованиями установлено, что зависимости удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении для схемы с параллельным включением сетевого подогревателя противодавленческой турбины с СПКУ имеют особенности. На всех режимах этой схемы наблюдается отсутствие резкого спада удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении при резком снижении тепловой нагрузки. Это объясняется тем, что при уменьшении тепловой нагрузки отключается СПКУ и в работе остается только сетевой подогреватель паровой турбины, в результате чего получается чисто бинарный парогазовый цикл. Так как необходимое количество теплоты при всех режимах оказывается меньше, чем может отпустить ПТУ, даже при отключении 1-й ГТУ, то изменение количества теплоты прямо пропорционально изменению доли комбинированного цикла (выработке электроэнергии) вследствие чего их отношение не изменяется. Это отношение практически не изменяется в диапазоне температур находящемся между температурой, при которой отключаются ПВК, ДУ и СПКУ и температурой изменения режима регулирования ГТУ +15С.
Максимальная эффективность ПТУ-ТЭЦ наблюдается в момент отключения ДУ и ПВК. Для климатических условий г. Саратова он приходится на промежуток температур в пределах 0...-5С.
Используемые ранее и по настоящее время методики определения годовых показателей энергетических установок сводились, как правило, к разбиению года на несколько интервалов (сезон, месяц). При этом для расчетов принималась средняя температура за данный интервал (среднее езонная, среднемесячная). При таком разбиении для конденсационных электростанций, с определенной погрешностью, усреднялась температура наружного воздуха за принятый временной интервал, а для теплофикационных электростанций помимо температуры наружного воздуха проводилось усреднение присоединенной тепловой нагрузки за тот же интервал времени, что еще более снижало точность расчетов. ПГУ-ТЭЦ имеет нелинейную зависимость всех характеристик от температуры наружного воздуха. В связи с этим, оценить эффективность отопительной ПГУ, используя укрупненные временные интервалы, можно, только с определенной величиной погрешности.
Как было установлено, изменение температуры наружного воздуха и, зависящая от него тепловая нагрузка, оказывают различное влияние на показатели ГТУ и утилизационной части. В связи с этим большой интерес представляет оценка погрешности вычислений при изменении интервала расчетов. С этой целью был проведен ряд расчетов, результаты которых представлены в таблицах 2.4 - 2.7.
Методика расчета структурной надежности теплофикационных парогазовых установок
Общие методические предпосылки Схемы и способы отпуска теплоты потребителям характеризуется разнообразием параметров и расходов, что продиктовано, прежде всего, типом потребителя: технологическое, коммунально-бытовое и.т.д. Сопоставление экономической эффективности вариантов теплоснабжения от ПГУ-ТЭЦ и от отопительных котельных должно учитывать фактор надежности. В свою очередь фактор надежности должен быть методически формализован таким образом, чтобы позволять дифференцированно оценивать последствия перерывов в теплоснабжении и электроснабжении с разными отказовыми уровнями (выше и ниже технологической, аварийной брони и пр.).
В общем случае отпуск теплоты от ПГУ-ТЭЦ осуществляется как из отборов паровых турбин, так и ТФЭ КУ с разнообразным способом их включения. Обычно предусматривается резервирование отборов турбин применением РОУ непосредственно от котлов-утилизаторов на случай выхода из строя одной паровой турбины или более. Транспортировка теплоты, как правило, осуществляется одновременно по двум или более теплопроводам при условии обеспечения полного требуемого расхода на случай выхода из строя одного из них. При теплоснабжении от отопительной котельной значительно сложнее, чем от ТЭЦ с поперечными связями, добиться приемлемо высокой надежности отпуска теплоты. Когда котельные расположены ближе к конкретному потребителю, транспорт теплоты от них может быть более надежным, во-первых, из-за меньшей общей интенсивности отказов более коротких трубопроводов, во-вторых, из-за сокращения длины секционированных участков и увеличения числа параллельных ниток (при несколько уменьшенном их диаметре).
Вторая группа причин влияет на интенсивность восстановления трубопроводов с длиной неотключаемой секции L, диаметром d по уже установленным зависимостям [52].
Методика расчета структурной надежности теплофикационных парогазовых установок Теплофикационные парогазовые энергоустановки ТЭЦ, предназначенные для выработки электроэнергии и горячей воды для нужд отопления и горячего водоснабжения, являются наиболее сложными в техническом, структурном и функциональном отношении по сравнению с одноцелевыми установками. Для них характерна взаимосвязь вырабатываемых видов энергии. Это обстоятельство усложняет решение задачи расчета показателей надежности в связи с необходимостью учета этой взаимозависимости. Теплофикационная парогазовая установка представляет собой сложную, разветвленную систему отдельных элементов, функционально объединенных одним технологическим процессом. Расчет показателей надежности теплофикационной ПТУ проводится в предположении, что каждый элемент в любой момент времени t плановой его работы может находиться в одном из двух состояний: работоспособном и неработоспособном. Состояние любого элемента установки в любой момент времени можно представить индикаторной диаграммой вида
Эволюцию состояний всей установки можно представить последовательностью периодов работоспособности tp и периодов восстановления tB, т.е. tpl, tBi, tP2, t„2, .-., tpn, tBn. Состояние ПГУ определяется состоянием ее элементов. Если состояние і-го элемента в момент времени t Xj(t), то состояние установки описывается графом вида X(t)={ X t), X2(t),..„ Xi(t) Xn(t)}. (3.7)
Установка полностью работоспособна если X(t)={l, 1,...,1,...,1}. Для расчета показателей надежности КЭУ необходимо определить вероятность и время нахождения установки во всех возможных состояниях. Для этого используется методы перебора состояний, "дерева отказов", минимальных путей и сечений и др. [52]. Настоящая методика базируется на марковской модели эволюции состояний системы, как наиболее универсальной из всех вышеперечисленных. В основе расчета структурной надежности установки лежит описание ее функционирования с помощью марковского процесса с дискретным множеством состояний и непрерывным временем [52]. Основой предпосылки использования марковской модели является принятие экспоненциальных законов распределения времени работы и восстановления, представляемых в виде f(tp)= ехр (-ХЇ); Шр)=ц exp (-ці), (f(tB)=u. ехр (-ці),), (3.8) где X, ц. - соответственно интенсивности отказов и восстановлений элемента. Этот метод сочетается с представлением функционально-структурных связей системы в виде графов состояний. На рис. 3.1. показана расчетная структурная схема теплофикационной парогазовой установки. На рис. 3.2 приведена структурная схема ПГУ-ТЭЦ с поперечными связями, на которой установлено, в самом общем случае, как однотипное, так и разнотипное оборудование
Теплофикационные ПТУ являются достаточно сложными в структурном отношении. Это значит, что при числе элементов в системе равном т, число возможных состояний системы составит 2т. При большом значении m решение системы (3.13) в вычислительном плане затруднительно. Поэтому для расчета показателей надежности установки, ее структурная схема представлена в виде n (i=l,п) последовательно соединенных агрегированных блоков, содержащих L=M,+Pi элементов, где Mj и Р; соответственно число рабочих и резервных элементов і-го блока однотипных элементов.
