Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние вопроса и выбор направления исследования 14
1.1. Предпосылки повышения эффективности работы ТЭЦ в энергосистемах с преобладающей долей комбинированной выработки тепловой и электрической энергии 14
1.2. Особенности энергосистемы Забайкальского края 21
1.3. Современное состояние вопроса оптимизации режимов работы и тепловых схем ТЭЦ
1.3.1. Оптимизация режимов работы ТЭЦ 24
1.3.2. Оптимизация тепловой схемы ТЭЦ 27
1.3.3. Существующие методы перераспределения теплоносителя 29
1.3.4. Существующие научно-технические разработки в области моделирования режимов работы турбин 31
1.4. Принципы оценки повышения эффективности, экологично сти и надежности работы ТЭЦ 33
1.5. Выводы к главе 1 40
ГЛАВА 2. Усовершенствование модели расчета тепловой схемы 41
2.1. Общие принципы расчета тепловой схемы 41
2.2. Модель проточной части турбины
2.2.1. Общие принципы расчета проточной части 59
2.2.2. Математическая модель переменного режима работы турбинной ступени 64
2.2.3. Сопоставление методов расчета расходных характеристик турбинных отсеков 70
2.2.4. Внутренний относительный КПД ступени 91
2.2.5. Особенности расчета реальных тепловых схем 94
2.3. Выводы к главе 2 101
ГЛАВА 3. Методы повышения экономичности и маневренности тэц за счет оптимизации функционирования комплекса теплоснабжения ... 102
3.1. Повышение экономичности и маневренности за счет оптимизации распределения тепловой и электрической нагрузки
между турбоагрегатами ТЭЦ 102
3.1.1. Методы оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами 102
3.1.2. Методика оптимизации распределения тепловой и электрической нагрузки между агрегатами ТЭЦ для стандартных вычислительных систем 107
3.1.2.1. Методика определения энергетических характеристик турбоагрегатов по диаграммам режимов 108
3.1.2.2. Методы оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами 119
3.1.3. Методика оптимизации распределения тепловой и электрической нагрузки между агрегатами ТЭЦ с использованием современных информационных технологий (применение многотопочных вычислений) 128
3.2. Использование ТЭЦ в переменной части графиков электрических нагрузок за счет использования инерционных свойств теплофикационных систем 145
3.2.1. Режимы регулирования систем централизованного теплоснабжения 145
3.2.2. Способ ограничения тепловой нагрузки за счет использования свойств теплофикационных систем 147
3.2.2.1. Моделирование процессов в теплофикационных системах с учетом аккумулирующих свойств зданий и тепловых сетей при ограничении тепловой нагрузки турбины 148
3.2.2.2. Анализ достоверности математической модели и экспери ментальное подтверждение результатов 152
3.2.3. Особенности применения способа ограничения тепловой на грузки за счет использования инерционных свойств теплофикационных систем с открытым водоразбором на нужды горячего водоснабжения 157
3.2.3.1. Определение параметров, которые должны быть учтены при формировании математической модели 157
3.2.3.2. Построение комплексной математической модели открытой тепловой сети централизованного теплоснабжения 158
3.2.4. Методика получения дополнительной мощности на основе оптимизации режимов работы теплофикационных систем 162
3.3. Выводы к главе 3 168
ГЛАВА 4. Повышение экономичности и малевренности тэц за счет модернизации тепловых схем 169
4.1. Повышение мощности и экономичности теплофикационных турбин за счет снижения недогревов сетевых подогревателей 169
4.2. Схема полуторного блока 183
4.3. Способы модернизации тепловых схем ТЭЦ 198
4.3.1. Включение выносного пароохладителя по сетевой воде 198
4.3.2. Захолаживание сетевой воды 204
4.3.3. Схема подогрева сетевой воды питательной водой 220
4.3.4. Схема повышения эффективности подпитки тепловой сети 225
4.3.5. Оценка эффективности схем 229
4.4. Выводы к главе 4 239
ГЛАВА 5. Сравнительная оценка эффективности по лучения дополнительной мощности за счет ограничения теплофикационных и регенера тивных отборов пара 240
5.1. Основные методические предпосылки исследований 240
5.2. Диапазон получения дополнительной мощности за счет ограничения теплофикационных и регенеративных отборов пара 245
5.2.1. Ограничение теплофикационных отборов пара с передачей части тепловой нагрузки турбины на пиковый источник 245
5.2.2. Ограничение регенеративных отборов пара 254
5.3. Тепловая экономичность теплофикационных турбин при получении дополнительной мощности 262
5.4. Сравнительная эффективность способов получения дополнительной мощности 270
5.4.1. Термодинамические особенности получения дополнительной мощности от теплофикационных турбин 271
5.5. Получение дополнительной мощности путем сочетания ограничений отборов пара с передачей части тепловой нагрузки на пиковые источники 284
5.6. Выводы к главе 5 292
ГЛАВА 6. Повышение производительности и эффективности пиковых водогрейных котлов тэц при сжигании углей забайкальских место рождений 294
6.1. Применение технологии низкотемпературного кипящего слоя для повышения производительности и эффективности пиковых водогрейных котлов ТЭЦ при сжигании углей за байкальских месторождений 295
6.1.1. Анализ разработок и конструкций котлов кипящего слоя 296
6.1.2. Концепция НТКС 302
6.1.3. Исследование поведения углей в топках НТКС. Разработка технологических схем 305
6.1.4. Конструкция элементов НТКС 340
6.1.5. Конструкция и работа топки НТКС 353
6.2. Применение плазменно-циклонной топливной системы для повышения производительности и эффективности пиковых водогрейных котлов ТЭЦ при сжигании углей забайкальских месторождений 364
6.3. Выводы к главе 6 368
ГЛАВА 7. Учет влияния показателей надежности и эколо гичности на эффективность способов модерни зации тепловых схем и режимов работы ТЭЦ 369
7.1. Организационные мероприятия технико-экономически обосно ванного повышения надежности основного оборудования ТЭС 3 70
7.1.1. Технико-экономические мероприятия, обеспечивающие надежность оборудования действующих ТЭС 370
7.1.2. Разработка методологии прогнозирования надежности котельного оборудования ТЭС 374
7.1.3. Математическая модель надежности котельного оборудования ТЭС 379
7.1.4. Анализ оптимизации технико-экономических мероприятий повышения надежности котельного оборудования ТЭС 401
7.2. Очистка дымовых газов ТЭС от оксидов азота с помощью природного цеолита 409
7.2.1. Теоретико-методологические предпосылки использования цеолитов для снижения вредных выбросов сжигания углей... 409
7.2.2. Очистка дымовых газов ТЭС от оксидов азота с помощью природного цеолита 411
7.3. Технологические рекомендации 420
7.3.1. Технологические рекомендации по получению дополнительной мощности от турбоагрегатов ТЭЦ за счет ограничения регенеративных отборов и ограничения теплофикационных отборов 420
7.3.2. Технологические рекомендации по внедрению технологии НТКС для повышения производительности и эффективности пиковых водогрейных котлов ТЭЦ 422
7.3.3. Технологические рекомендации по внедрению разработанных тепловых схем ТЭЦ 423
7.3.4. Технологические рекомендации по оптимизации функционирования комплекса теплоснабжения 425
7.4. Выводы к главе 7 426
Заключение 427
Библиографический список
- Современное состояние вопроса оптимизации режимов работы и тепловых схем ТЭЦ
- Математическая модель переменного режима работы турбинной ступени
- Использование ТЭЦ в переменной части графиков электрических нагрузок за счет использования инерционных свойств теплофикационных систем
- Включение выносного пароохладителя по сетевой воде
Введение к работе
Актуальность работы. «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» предусматривает максимально эффективное использование природных энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для устойчивого роста экономики и повышения качества жизни населения страны.
Повышение эффективности производства энергии всегда являлось приоритетным направлением исследований в энергетике. Провал в развитии отрасли в девяностых годах прошлого века серьезно отразился на состоянии энергетики. Новые современные технологии и оборудование практически не внедрялись на энергетических предприятиях, серьезно сократился ввод новых генерирующих мощностей. При этом переход к рыночным отношениям и подходы к регулированию тарифов в настоящее время не позволяют в достаточной степени производить обновление производственных фондов. Оборудование, используемое на электростанциях, зачастую выработало свой парковый ресурс, морально и физически устарело, имеет низкие экономические и экологические характеристики. В такой ситуации, усугубляющейся постоянным дефицитом финансовых ресурсов, необходимо искать пути увеличения эффективности производства при малых капитальных вложениях. Возрастает интерес к улучшению характеристик действующих электростанций и их оборудования.
Значительную долю генерирующего оборудования представляют теплофикационные турбоагрегаты, установленные на ТЭЦ, входящих в состав комплекса энергоснабжения, включающего производителя (ТЭЦ), поставщика (тепловые сети) и потребителей энергии. Следует отметить, что тепловые сети имеют износ, достигающий в некоторых случаях 70 и более процентов, а у потребителей не имеется в достаточном количестве средств автоматизации. В таких условиях эффективность передачи, распределения и потребления энергии значительно влияет на работу ТЭЦ. Особую актуальность проблема повышения эффективности работы ТЭЦ приобретает для энергосистем с преобладающей долей комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, количество которых весьма существенно. Названная проблема усугубляется для энергосистем с преобладающей долей ТЭЦ, имеющих слабые межсистемные связи, где возникает необходимость их привлечения к регулированию графика электрических нагрузок.
«Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» предусматривает создание системы обеспечения региональной энергетической безопасности с учетом оптимизации территориальной структуры производства и потребления топливно-энергетических ресурсов. При этом приоритетное развитие энергетики в регионах Дальнего Востока и Забайкалья в области теплоэнергетики и теплоснабжения рассматривается на основе угольных тепловых электростанций, обеспечиваемых местными видами топлив.
Таким образом, вопросы, связанные с повышением эффективности работы ТЭЦ в энергосистемах, имеющих указанные выше особенности, и расположенных в районах Дальнего Востока и Забайкалья, являются важными и актуальными.
Актуальность данной работы подтверждается также тем, что она соответствует одному из приоритетных направлений развития науки, технологий и техники в РФ (утв. Президентом РФ 21.052006 г., ПР - 843): энергетика и энергосбережение, а тематика работы попадает под два пункта критических технологий РФ (утв. Президентом РФ 21.05.2006 г., ПР - 842): технологии производства топлив и энергии из органического сырья, технологии создания энергосберегающих систем транспортировки, распределения и потребления тепла и электроэнергии. Кроме того, направление работы определено в соответствии с распоряжением Правительства РФ «Об энергетической стратегии России на период до 2030 года» от 13.11.2009 г. №1715 - р.
Ряд разделов диссертации выполнены автором в рамках Федеральной целевой программы «Научные и научно - педагогические кадры инновационной России» на 20092013 годы:
п. 6.2 «Очистка дымовых газов ТЭС от оксидов азота с помощью природного цеолита» выполнен в рамках ГК 02.740.11.0028 по лоту № 8 шифр «2009-1.1-222-008» по теме: «Разработка прогрессивных технологий по использованию природного цеолитсодержащего сырья Забайкальского края для повышения экологической безопасности производственных процессов в энергетике» (шифр заявки «2009-1.1-222-008-006»);
п. 3.2 «Использование ТЭЦ в переменной части графиков электрических нагрузок за счет использования инерционных свойств теплофикационных систем» выполнен в рамках ГК П1441 в рамках мероприятия 1.2.2 «Проведение научных исследований научными группами под руководством кандидата наук» по проблеме «Технико-экономического обоснования расширения регулировочного диапазона теплоэлектроцентралей в период значительной загрузки теплофикационных отборов турбин на основе оптимизации функционирования системы производства, распределения и потребления тепловой энергии».
Цель работы: разработка и обоснование способов повышения эффективности работы ТЭЦ в энергосистемах с преобладающей долей теплофикационного оборудования за счет комплексной оптимизации тепловых схем и режимов работы для условий Восточной Сибири.
Основные задачи, поставленные в работе:
-
-
Разработка способов и методов повышения экономичности и маневренности ТЭЦ за счет оптимизации функционирования комплекса теплоснабжения;
-
Разработка способов модернизации тепловых схем ТЭЦ, направленных на повышение экономичности и маневренности работы;
-
Оценка эффективности получения дополнительной электрической мощности от ТЭЦ за счет режимных мероприятий и разработка способов повышения их экономичности и расширения диапазона применения;
-
Совершенствование математических моделей и программ расчета тепловых схем ТЭЦ, учитывающих особенности работы теплофикационных турбин;
-
Исследования и разработка способов и методов повышения эффективности работы пиковых водогрейных котлов ТЭЦ, использующих топливо местных месторождений;
-
Разработка малозатратных способов уменьшения вредных выбросов от ТЭЦ;
-
Разработка мероприятий, направленных на повышение надежности работы оборудования ТЭЦ.
Научная новизна:
-
-
-
Впервые предложен принцип расчета тепловой схемы на основе ее декомпозиции с целью хорошей сходимости результатов;
-
Разработана математическая модель для расчета переменных режимов малоступенчатых отсеков теплофикационных турбин и определена область ее применения;
-
Разработаны оригинальные методики по оптимальному распределению нагрузок между турбоагрегатами на основе реальных тепловых схем ПТУ для любых типов вычислительных систем;
-
Впервые разработана комплексная математическая модель, описывающая процессы, происходящие в теплофикационных системах, как для случая применения закрытого водоразбора для нужд ГВС, так и открытого, учитывающая инерционные свойства объектов системы;
-
Разработаны новые способы работы и тепловые схемы ТЭЦ, повышающие экономичность их работы и расширяющие регулировочный диапазон;
-
Обоснован комбинированный способ, заключающийся в сочетании ограничений регенеративных и теплофикационных отборов пара с частичной передачей тепловой нагрузки турбины на пиковые источники, который позволяет существенно повысить эффективность получения дополнительной мощности на ТЭЦ за счет расширения регулировочного диапазона и повышения тепловой экономичности. На основании предложенного способа доказана возможность регулирования мощности ТЭЦ в максимальном диапазоне на протяжении практически всего отопительного периода без дополнительных капитальных затрат и снижения отпуска теплоты от ТЭЦ;
-
Впервые определены режимные характеристики, исследовано влияние температуры слоя, определены динамика, механизм формирования и характеристики уноса при сжигании углей Забайкальских месторождений в топках НТКС, предназначенных для ПВК ТЭЦ;
-
Впервые представлена и обоснована возможность совмещения процессов электротермохимической подготовки топлива и сжигания угля в плазменно-циклонной топливной системе;
-
Разработан малозатратный аддитивный способ применения природного цеолита, позволяющий значительно уменьшить содержание вредных выбросов в дымовых газах, который может быть использован при любых методах сжигания топлива;
-
Динамическая математическая модель индивидуальной динамики надежности металла элементов котельного оборудования ТЭС, имеющая возможность долгосрочного прогнозирования, выражаемого через количественные показатели вероятности отказа;
-
Новизна полученных результатов подтверждается авторскими свидетельствами на изобретения, патентами, свидетельствами на полезные модели и программные разработки для ЭВМ.
Достоверность результатов и выводов: модели и аналитические зависимости, полученные в диссертационной работе подтверждаются проведенными экспериментальными исследованиями. Достоверность эффективности разработанных тепловых схем и предлагаемых режимов работы подтверждается численным экспериментом и натурными испытаниями.
Практическая ценность:
-
-
-
-
Создана модель ускоренного поиска оптимального распределения нагрузок, реализованная в программе для ЭВМ, которая может быть применена практически для любой ТЭЦ и надстроена в других программах;
-
Усовершенствована программа расчета переменных режимов работы теплофикационных турбин, в которую для расчета характеристик малоступенчатых отсеков включена разработанная автором модель;
-
Разработанный программный комплекс позволяет производить расчеты реальных тепловых схем ТЭЦ при любом составе генерирующего оборудования и различных режимах работы, а также осуществлять оптимальное распределение нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ;
-
На основе разработанной автором модели предложен способ получения дополнительной электрической мощности на основе оптимизации режимов работы теплофикационных систем;
-
Применение предложенных способов получения дополнительной электрической мощности за счет ограничения отборов пара расширяет диапазон регулирования электрической мощности ТЭЦ в отопительный период и повышает эффективность их работы без дополнительных капитальных вложений и снижения качества и надежности теплоснабжения;
-
Предложены схемные решения, направленные на повышение экономичности и маневренности работы ТЭЦ;
-
Предложена конструкция топки НТКС для котлов малой и средней производительности и разработана методика их комплексной оптимизации, которая может быть использованна при реконструкции действующего котельно-топливного оборудования;
-
Выявлена и практически проверена методика применения цеолита для снижения вредных выбросов в топках НТКС;
-
Разработана технология сжигания угля в плазменно-циклонной топливной системе, позволяющая отказаться от использования мазута в энергетике, интенсифицировать топочные процессы, и тем самым повысить технико-экономическую и экологическую эффективность топливоиспользования;
-
Разработанная математическая модель надежности оборудования ТЭС позволяет с достаточной для практических целей точностью рассчитать как текущие индивидуальные показатели надежности (безотказности), так и долговременные прогнозные значения;
-
Примеры использования расчетных методов оптимизации технико-экономических мероприятий по сохранению и восстановлению надежности котельного оборудования ТЭС, а также создания резервов материальных ресурсов, достаточных для своевременного качественного проведения ремонтно-восстановительных работ, являются экономическим обоснованием капиталовложений в целях повышения надежности;
-
Разработан малозатратный аддитивный способ применения природного цеолита, позволяющий существенно снижать содержание вредных выбросов в дымовых газах;
-
Получено три авторских свидетельства на изобретения, шесть патентов на изобретения, одно свидетельство государственной регистрации программ для ЭВМ, четыре патента на полезные модели;
-
Результаты теоретических и экспериментальных исследований использованы на предприятиях энергетического комплекса Забайкальского края, о чем свидетельствуют акты внедрения;
-
Результаты диссертационных исследований применяются в учебном процессе для студентов направления «Теплоэнергетика», что позволяет повысить качество подготовки будущих специалистов.
Основные научные положения, выносимые на защиту:
-
-
-
-
-
Способ расчета тепловой схемы турбоустановки на основе ее декомпозиции, учитывающий особенности расчета малоступенчатых отсеков теплофикационных турбин при переменных режимах работы;
-
Разработанная методика по оптимальному распределению нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ на основе реальных характеристик оборудования;
-
Разработанная комплексная модель, описывающая инерционные свойства, происходящие в теплофикационных системах, как для случая применения в них закрытого водоразбора для нужд ГВС, так и открытого;
-
Способ получения дополнительной электрической мощности от ТЭЦ на основе оптимизации режимов работы теплофикационных систем;
-
Комбинированный способ получения дополнительной электрической мощности на ТЭЦ, расширяющий регулировочный диапазон и повышающий ее экономичность;
-
Новые схемы модернизации ТЭЦ, позволяющие повысить экономичность работы и маневренность электростанций;
-
Комплексный анализ работы ПВК с топками НТКС и способы повышения их эффективности и экологической безопасности;
-
Теоретическое и экспериментальное обоснование совмещения электротермохимической подготовки угля и его сжигания в циклонной камере;
-
Разработанный аддитивный способ уменьшения вредных выбросов от котлов ТЭЦ на основе использования природного цеолита;
-
Динамическая математическая модель индивидуальной динамики металла элементов котельного оборудования ТЭС, имеющая возможность долгосрочного прогноза, выражаемого через количественные показатели вероятности отказа.
Апробация работы.
Основные положения и результаты диссертации докладывались и обсуждались на Всесоюзном научно-техническом совещании «Вопросы повышения маневренности ТЭС и
АЭС» (г.Горловка, 1982 г.), Всесоюзной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (г.Иваново, 1985 г.), Республиканской научно- технической конференции «Математические модели процессов и конструкций энергетических турбомашин в системах их автоматизированного проектирования» (г.Готвальд, 1985 г.), Научно-технической конференции «Проблемы природопользования Забайкалья» (г.Чита, 1989 г.), Научно-технической конференции «Перспективы применения цеолитосодержащих туфов Забайкалья» (г.Чита, 1990 г.), Научно-практической конференции «Проблемы исследования и преодоления экологической опасности в промышленности региона» (г.Кемерово, 1990 г.), Республиканской научно-технической конференции «Разработка и внедрение технологии комбинированного производства тепловой и электрической энергии и использования ГТУ» (г.Ташкент, 1990 г.), Региональной научно- технической конференции «Повышение эффективности производства и использование энергии в условиях Сибири» (г.Иркутск, 1991г., 1996 г., 1997 г., 2005 г.), Республиканской научно-технической конференции «Научно-технические проблемы энергомашиностроения и пути их решения» (г.С.-Петербург, 1992г.), Международной научно-практической конференции «Природные цеолиты в народном хозяйстве России» (г.Иркутск, 1996г.), Международной конференции «Забайкалье на пути к устойчивому развитию: экология, ресурсы, управление» (г.Чита, 1997 г.), III Международной научно-технической конференции «Плазменно-энергетические процессы и технологии» (г.Улан-Удэ, 2000г.), Региональной научно-технической конференции «Реформирование ЖКХ: опыт, задачи, перспективы» (г.Чита, 2002 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Энергетика: экология, надежность, безопасность» (г.Томск, 2007г.), Международной научно-практической конференции «Современные техника и технологии» (г.Томск, 2007 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Энерго и ресурсосбережение. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии» (г.Екатеринбург, 2007 г.), VIII Всероссийской научно-практической конференции «Кулагинские чтения» (г.Чита, 2004 г., 2008, 2009, 2010 гг.), Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы теплоэнергетики» (г.Челябинск, 2007 г., 2008 г.), IV Всероссийской научно-практической конференции «Энергетика в современном мире» (г.Чита, 2006 г., 2009 г.), XIII Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы «Фундаментальные исследования и инновации в технических университетах» (г.С-Петербург, 2009 г.), Международном научно-техническом конгрессе «Энергетика в глобальном мире» (г.Красноярск, 2010 г.).
Личный вклад автора. Личный вклад автора состоит в выборе научного направления исследований, постановке и решении основных задач исследований; основные результаты получены лично автором, отдельные результаты получены либо под его руководством, либо при непосредственном участии; автором сформулированы основные положения и выводы диссертационной работы.
Публикации. Основные результаты диссертационных исследований представлены в 103 работах, включающих 1 монографию, 19 статей в журналах, рекомендованных ВАК для публикаций научных результатов диссертаций на соискание ученой степени доктора наук. Список основных публикаций приведен в автореферате.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, семи глав, заключения, списка использованных источников. Содержит 410 страниц машинописного текста, 53 рисунка, 61 таблицу и библиографию из 235 источников.
Современное состояние вопроса оптимизации режимов работы и тепловых схем ТЭЦ
Вследствие объективных причин теплоснабжение является наиболее энергозатратной составляющей топливно-энергетического комплекса РФ и является крупнейшим потребителем органического топлива (около 400 млн. т.у.т. в год, 45% от общего расхода). В заявлениях первых лиц Российской Федерации на различных форумах и встречах неоднократно звучали заявления о том, что без практического решения проблем, связанных с низкой эффективностью использования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) во всех сферах экономики, Россия не сможет реализовать себя на мировых рынках как современная конкурентоспособная страна. В условиях рыночной экономики приоритетными в развитии энергетической науки становятся направления, связанные со снижением себестоимости отпускаемой тепловой и электрической энергии. Особенно актуально встает вопрос о повышении конкурентоспособности существующих теплоэлектроцентралей (ТЭЦ). При этом следует иметь ввиду, что энергосбережение гораздо более эффективно и реализуемо в значительно более короткие сроки, чем введение новых энергомощностей [1].
Повышение эффективности работы теплоэнергетического оборудования всегда являлось приоритетным направлением в развитии энергетической науки. Сценарий базового инновационного развития, заявленный в [2], предполагает наряду с использованием конкурентных преимуществ российской экономики как в традиционных секторах, так и в новых наукоемких секторах и "экономике знаний", прорыв в повышении эффективности человеческого капитала, развитии высоко- и среднетехнологичных производств и превращение инновационных факторов в основной источник экономического роста. При этом появление современных научно-технических разработок, новых материалов и технологий должно найти свое отражение в энергетике в особенности для решения проблем энергобезопасности и экологичности. Необходимо учитывать также возможности современных мощных компьютеров позволяющих моделировать, проектировать и производить различные расчеты для энергетических задач в большем объеме и с большей скоростью.
Основными проблемами в сфере энергетической безопасности РФ являются: - высокая степень износа основных фондов (в электроэнергетике почти 60 %); - низкая степень инвестирования в развитие отраслей топливно-энергетического комплекса (за последние 5 лет объем инвестиций в топливно-энергетический комплекс составил около 60 процентов от объема, предусмотренного Энергетической стратегией России на период до 2020 года); - монозависимость российской экономики и энергетики от природного газа, доля которого в структуре внутреннего потребления топливно-энергетических ресурсов составляет около 53 процентов; - несоответствие производственного потенциала топливно-энергетического комплекса мировому научно-техническому уровню, включая экологические стандарты; - слабое развитие энергетической инфраструктуры в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке [2].
В настоящее время отпуск электроэнергии в большинстве энергосистем превысил докризисный уровень. Динамика роста энергопотребления (10 % к уровню 2000 г. в условиях сокращения спроса в 2008 г. вследствие глобального экономического кризиса) накладывается на тенденцию выхода из строя старого оборудования из-за его старения и практически единичные вводы новых энергетических мощностей, что заставляет более серьезно подойти к работе существующих станций.
Энергетическая безопасность по оценке [3] практически всех регионов РФ находится на кризисном или предкризисном уровне. Только четыре региона имеют нормальную оценку, хотя и имеют значительный износ основных производственных фондов. К числу основных оценочных индикаторов энергетической безопасности относится отношение суммы располагаемой мощности электростанций и пропускной способности межсистемных связей региона с соседними к максимальной электрической нагрузке потребителей на его территории, который для ряда регионов находится на критическом уровне (Республика Тыва - 1, Забайкальский край 1,6). Особенно это характерно для регионов со слабыми межсистемными связями. При наметившемся в последние годы экономическом росте на фоне окончания мирового кризиса может возникнуть дефицит энергетических мощностей, что недопустимо согласно [4] в части энергобезопасности. Строительство новых станций длительный процесс, требующий больших капитальных вложений. Однако при этом на многих станциях имеются внутренние энергетические резервы, выявление которых возможно при оптимизации работы энергетического оборудования.
Анализ функционирования комплексов энергоснабжения «ТЭЦ - Потребитель» показывает заметное ухудшение их технико-экономических показателей в результате сокращения промышленного производства, а также роста потерь тепловой энергии при транспорте теплоносителя, что снижает экономическую эффективность теплофикации и конкурентоспособность ТЭЦ. Решение задач по оптимизации работы ТЭЦ позволит повысить технико-экономические показатели станций, что приведет к повышению их конкурентоспособности на энергетическом рынке в условиях реструктуризации энергетической отрасли и процесса управляемой либерализации и создания внутреннего конкурентного рынка электроэнергии и мощности. Особенно это актуально для ТЭЦ Восточной Сибири, Забайкалья и Дальнего Востока из-за слабого развития энергетической инфраструктуры, а также работающих в энергосистемах с преобладающей долей комбинированной выработки тепловой и электрической энергии вследствие сложности режимов их работы в резкопеременной части графика нагрузки. Одним из основных направлений повышения эффективности топливо-использования на ТЭЦ является оптимизация функционирования систем централизованного теплоснабжения, которая дает значительную экономию топлива без дополнительных капитальных вложений. На современном этапе развития энергетики вопрос комплексной оптимизации режимов работы систем централизованного теплоснабжения, в которой рассматривается источник тепла, тепловые сети и потребители тепловой энергии, рассмотрен многими специалистами и представляет большой интерес. Объектом исследования является комплекс ТЭЦ - тепловые сети - потребитель. Причем, как оптимизация режимов работы систем централизованного теплоснабжения, так и оптимизация тепловых схем ведет к повышению эффективности топливоисполь-зования.
При оптимизации функционирования систем централизованного теплоснабжения большой интерес представляет комплекс тепловые сети - потребитель. Необходимым условием при оптимизации является удовлетворение потребителя расчетным расходом теплоты на отопление и ГВС. Особенно большой проблемой в обеспечении экономичных режимов для больших городов являются тепловые сети, которые характеризуются большой протяженностью и инерционностью. Еще одним наиболее важным фактором является влияние аккумулирующих свойств зданий. Использование теплоаккуму-лирующей способности зданий позволяет проводить регулирование отпуска теплоты на отопление не по текущей температуре наружного воздуха, а по средней наружной температуре за некоторый период с соответствующим сдвигом времени.
Математическая модель переменного режима работы турбинной ступени
В [15] рассмотрена модель расчета принципиальной тепловой схемы (ПТС) блока и декомпозиция ее расчета. В действительности задача упрощается если укрупнять элементы, однако, при большом количестве расчетов ПТС, что имеет место при оптимизационных вычислениях, возможна ситуация при которой итерационный цикл не будет завершен.
Для надежности расчета предлагается разбивать расчет на несколько уровней, на рисунке 2.2 представлена ПТС с указанными уровнями. Блок расчета подогревателей низкого давления (ПНД) и высокого давления (ПВД) совместно с деаэратором рассчитываются отдельно, дополнительные поверхности ПВД (охладители пара и дренажа) состоят в отдельном цикле вместе с основным подогревателем, нумерация указана на рисунке в соответствии с последовательностью расчета. При этом применяется совмещение итерационного метод расчета принципиальной тепловой схемы с применением систем балансовых и материальных уравнений.
Расчет турбоустановки начинается с определения номинальных параметров. При этом производится расчет давлений в отборах. Теплофикационная турбина имеет сетевые подогреватели, предназначенные для нагрева сетевой воды. Согласно предлагаемой декомпозиции расчет нерасчетного режима предлагается начинать с определения параметров сетевой подогревательной установки. Подогрев воды может осуществляться по одноступенчатой, двухступенчатой, трехступенчатой схеме. Режимов работы теплофикационной турбины достаточно много. Противоположными режимами являются: работа по электрическому графику и работа по тепловому графику, в первом случае тепловая нагрузка, которую несет турбина, отходит на второй план, во втором случае электрическая мощность турбины обуславливается тепловой нагрузкой и ниже быть не может.
При расчете одноступенчатой схемы подогрева сетевой воды с включенным регулятором давления руководствуются температурным графиком сетевой воды. Однако существуют режимы с полностью закрытой или открытой регулирующей диафрагмой. Режим работы турбины с полностью закрытой регулирующей диафрагмой характеризуется зависимостью давления в отопительном отборе от расхода пара в отбор, расхода сетевой воды и ее начальной температуры, т.е. работу турбины можно сравнить с работой турбины с ухудшенным вакуумом, пренебрегая расходом в зазоры регулирующей диафрагмы. Чем больше давление в отборе, тем больше утечка пара через уплотнения в регулирующей диафрагме. Существуют разработки по повышению плотности регулирующей диафрагмы, однако полностью отказаться от вентиляционного потока пара не возможно, т.к. необходимо охлаждение проточной части низкого давления. Для определения давления в отборе необходимо знать следующее: - расход сетевой воды протекающей через подогреватель; - конструкцию сетевого подогревателя; - начальную температуру сетевой воды; - параметры пара в отборе. Принципиальная схема подогрева сетевой воды показана на рис. 2.3. Давление в отборе может изменяться только в определенных пределах лимитирующим фактором, которого является надежность предотборных ступеней.
Рассматривая теплофикационный отбор на рис. 2.3. можно выделить три потока пара: поступающего в камеру отбора; поступающего в подогреватель; сквозной - направляемый в конденсатор. При этом, очевидно, что при полностью закрытой диафрагме давление в камере напрямую зависит от расхода пара в отбор, расхода сетевой воды и ее первоначальной температуры. Однако, при полностью открытой регулирующей диафрагме данное обстоятельство так же справедливо [34], но при этом повышение давления не может быть больше, чем при конденсационном режиме, т.е. максимально возможное давление в отборе в зоне ЕПД может соответствовать конденсационному режиму при данном пропуске пара в камеру отбора. Рис. 2.3. ПТС турбины с одноступенчатым подогревом
При данных режимах температура подогрева сетевой воды обусловлена режимными факторами, и находится из решения распределения давлений по отборам турбины. Подогрев воды для нужд централизованного теплоснабжения может осуществляться и на конденсационных турбинах, где сетевые подогреватели подключаются к нерегулируемым отборам. Расчет давления в отборах зависят только от расхода пара на турбину, а т.к. расход на сетевые подогреватели по сравнению с теплофикационной турбиной значительно ниже, то можно сказать, что давление в "теплофикационном отборе" напрямую зависит от мощности турбины. Теплофикационная установка, состоящая из двух сетевых подогревателей, при работе по двухступенчатой схеме подогрева сетевой воды решается путем совместного решения балансовых уравнений и уравнения Щегляева или Стодолы для давления в нижнем теплофикационном отборе, при этом должен учитываться расход пара на ПНД подключенного к регулируемому отбору пара. Наличие взаимозависимых параметров определяет необходимость формирования отдельного цикла формирующего локальный итерационный модуль.
Вторым этапом расчета является определение расходов пара в ПНД. Наличие возможности слива конденсата отопительного отбора определяет необходимость формирования системы обращения к модулю декомпозиции 1 в цикле расчета блока ПНД. Расчет групп ПНД и ПВД совместно с деаэратором можно осуществлять на основе балансовых уравнений либо путем составления балансов отдельных подогревателей. В качестве примера составим систему уравнений для схемы, представленной на рис. 2.3.
При составлении примем начало нумерации подогревателей по ходу пара, деаэратор без нумерации. Данный метод решения тепловой схемы основан на применении долей от расхода пара на турбину, довольно известен и отражен в [50-52 и др.]. Материальный баланс ПТС запишется в следующем виде:
Использование ТЭЦ в переменной части графиков электрических нагрузок за счет использования инерционных свойств теплофикационных систем
Определив температуру внутреннего воздуха у характерного потребителя задается расчетная температура воздуха, затем производится расчет температуры прямой сетевой воды от источника.
Регулирование температурного графика сетевой воды относительно характерного абонента позволит обеспечить всех других потребителей теплоты расходом равного или выше расчетного. Используя корректировку температурного графика по температуре внутреннего воздуха характерного потребителя позволит уменьшить перетоп абонентов и как следствие снизить температуру прямой сетевой воды. Изменение температуры прямой сетевой воды 8-10 раз в течение суток в зависимости от нагрузки горячего водоснабжения позволит снизить рост температуры обратной сетевой воды. Данные мероприятия позволят выбрать такой температурный график при использовании которого на ТЭЦ может быть получен значительный экономический эффект.
Как известно, любая тепловая сеть и здания обладают своими свойствами для аккумуляции теплоты. Для теплосетей такая аккумуляция может происходить в период низкого потребления теплоты потребителями (снижением нагрузки ГВС), а для зданий - в период увеличения наружных температур воздуха, работы сторонних источников теплоты. Аккумулирование теплоты в системе теплоснабжения предполагается применять с целью покрытия пиков электрической нагрузки на протяжении суток.
На рис. 3.9. приведена расчётная зависимость тепловой нагрузки от температуры наружного воздуха /„„ и по продолжительности отопительного периода для климатических условий г. Читы и коэффициента теплофикации ат=0,75. При работе ТЭЦ в базовом режиме площадь bcdeO характеризует производство теплоты отборами турбины, а при учете аккумулирующих свойств тепловых сетей и зданий эта площадь уменьшится и будет характеризоваться площадью kldeO.
Использование пониженного температурного графика позволяют снизить расходы пара на сетевые подогреватели, что ведет к увеличению расхода пара в ЧНД турбины. При увеличенном расходе пара в ЧНД турбины происходит увеличение конденсационного потока, что приводит к дополнительной выработке электрической мощности турбины. Моделирование процессов в теплофикационных системах с учетом аккумулирующих свойств зданий и тепловых сетей при ограничении тепловой нагрузки турбины Применение этого способа связано с предварительным увеличением температуры внутри здания на 1-2 С за счет увеличения нагрузки турбины в период прохождения провалов электрической нагрузки. Для определения допустимого снижения отпуска теплоты потребителям необходимо учитывать аккумулирующую способность тепловых сетей и зданий. 148 Тепловой баланс теплофикационной системы при изменении отпуска тепла от источника будет определяться из выражения [49]: Qo-QM+QcnoT+QCAK+QfoT+Q5&, (3.33) Где QQ - отпуск тепла со станции, МВт; QJU; - теплопотребление абонентскими установками, МВт; Qcn0T - потери тепла в сети, МВт; QCM - аккумулированное тепло тепловых сетей, МВт; Qf0T - потери тепла зданий, МВт; Q3 - аккумулированное тепло зданий, МВт. Определение допустимого снижения температуры определяется рядом факторов. Ограничением является температура воздуха внутри помещения. Для определения данного ограничения необходимо выявить аналитическую зависимость температуры воздуха внутри здания от величины температурного возмущения на источнике и времени.
Рассмотрим влияние аккумулирующих свойств тепловых сетей. Данной проблемой занимался В.Я. Гиршфельд [125]. Результатом предложенной им методики стала экспоненциальная зависимость температуры прямой сетевой воды у потребителя от температурного возмущения: tnc=fnc-{fnc"nc)-e- , (3.34) где: t"nc - температура прямой сетевой воды у потребителя после температурного возмущения, С; t nc - температурное возмущение на источнике, С; t"c - температура воды, заполняющей теплосеть до температурного возмущения, С; VB . Рпс=ТГ-\ ПС Vnc - емкость труб подающей магистрали теплосети, м ; ив - объемный расход прямой сетевой воды, м3/с; т - время, с. 149 Недостатком данной методики является отсутствие учета потерь тепла в трубопроводах тепловых сетей. Так как потери тепла через изоляцию тепловых сетей имеют значительные величины, то отсутствие их учета ставит под вопрос достоверность полученных с помощью данной методики аналитических зависимостей, особенно при низких температурах наружного воздуха. Для получения аналитической зависимости температуры прямой сетевой воды у потребителя t"nc от температурного возмущения на источнике t nc запишем в дифференциальной форме тепловой баланс потока сетевой воды у потребителя после температурного возмущения [165]:
Включение выносного пароохладителя по сетевой воде
Как видно из рисунков, КПД цилиндра промышленно-отопительной турбины изменяется значительно, в данном КПД учтено влияние регулирующей ступени. При параметрах, при которых построен график рисунок 4.12 а, приближено оценить влияние:
Для рис. 4.12. а увеличение теплоперепада при начальном теплоперепа-де 367 кДж/кг, при внутреннем относительном КПД 0,6, на новом режиме при внутреннем относительном КПД составит 459 кДж/кг, увеличение составило 92 кДж/кг, что составляет 90 кВт на расход в 1 кг/с пара и электромеханическим КПД 0,98.
На рис. 4.12. б представленный график построен при постоянном давлении в конце цилиндра высокого давления, следовательно, при одном давлении имеем различный теплоперепад изменяющийся от 324 кДж/кг до 508 кДж/кг, т.е. диапазон изменения 184 кДж/кг или 180 кВт на расход в 1 кг/с пара и электромеханическом КПД 0,98.
Электрическая нагрузка агрегатов не равномерна, действительные теп-лоперепады до отборов различны. Эффективность замещения потоков очевидна, однако необходимы данные по экономичности проточной части. Из предыдущих предположений замещение потоков может дать на 1 кг пара 92-180 кВт и более, если учитывать изменение КПД проточной части среднего и низкого давления. Эффективность захолаживания между теплофикационным и конденсационным блоками. Состав основного оборудования ТЭЦ различен. Не исключено, что в составе оборудования могут находиться конденсационные турбины. Экономичность проточной части конденсационной турбины выше, чем теплофикационной, в виду отсутствия регулируемых отборов и более экономичное исполнение проточной части, т.к. нет необходимости проектировать цилиндры на завышенный расход пара.
В паровой турбине для рассматриваемого случая можно выделить два потока пара: поток до подогревателя и поток после подогревателя (вытесняемого отбора). Имеем два теплоперепада Hi и Н2, причем их сумма даст полный теплоперепад на турбину, аналогично и для теплофикационной турбины. Давление конца расширения и КПД проточной части разные, поэтому тепло-перепады по турбинам разные.
На экономичность решения повлияет недогрев и потеря давления от отбора до подогревателя. Сразу сказать сложно перераспределение пара между подогревателями даст положительный эффект если, например, потеря давления первого подогревателя выше второго, а недогрев выше у второго, чем у первого. Критерий эффективности, на мой взгляд, должна являться температура воды после подогревателя, чем она выше на одни и те же параметры отбора, тем эффективность выше. Необходимо для дальнейшего объяснения ввести понятие эквивалентный недогрев, под которым понимается недогрев с учетом потери давления от отбора до подогревателя и недогрева, т.е. срав 209 нение ведется по параметрам пара в отборе. При расчете тепловой схемы данное определение абсолютно бесполезно, т.к. при определении температуры конденсации и, соответственно, энтальпия конденсата необходимо знать потерю давления от отбора до подогревателя.
Рассмотрим абстрактно эффективность работы двух турбин одна турбина типа К, вторая турбина типа Т рис. 4.13. Предположим, что конструктивно они одинаковы и унифицированы некоторые узлы, т.е. одного производителя. Давление отработавшего пара конденсационной турбины меньше, чем теплофикационной, начальные параметры пара одинаковы. В таблице 4.14 представлены технико-экономические показатели схемы.
Предположим, что недогревы и потеря давления от отбора до подогревателя для рассматриваемого случая одинаковы и электромеханический КПД равен 1 для обеих турбин. Добавление одного кг пара теплофикационного отбора вызовет снижение конденсационного потока на
Суммарно по турбине расход пара снизиться на 0,316 кг/с. Очевидно, что эффективность низкая, однако для повышения экономичности необходимо увеличить мощность конденсационной турбины на величину вытеснения, а мощность теплофикационной турбины снизить. Тогда снижение мощности при увеличении теплофикационного отбора составит 257 кВт, а по конденсационной турбине необходимо увеличение расхода пара на турбину до 0,206 кг/с. Приняв первоначальный расход пара на турбины за 2 кг/с, по 1 кг/с на турбину. После применения данной схемы суммарно расход пара составит 1,89 кг/с, причем на теплофикационную турбину 1 кг/с, а на конденсационную 0,89 кг/с.
Вышеописанный расчет никак не учитывает потери давления в регулирующих органах теплофикационных отборов. Данный пример показывает то, что экономия возможна. Рассмотрим работу двух турбин К 100-90 и ПТ-60-90. Тепловая схема К-100-90 показана на рис. 4.13., расчетные данные для наглядности снесены в таблицы, в таблице 4.15 данные до изменения, в таблицах 4.16 и 4.17 данные после изменения.
Похожие диссертации на Повышение эффективности работы теплоэнергетического оборудования электростанций в энергосистемах с преобладающей долей ТЭЦ за счет совершенствования тепловых схем и режимов работы : на примере Забайкальского края
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
