Выбор структуры и оптимизация характеристик производственно-отопительных ГТУ-ТЭЦ малой и средней мощности

Обеспечение энергией всегда было одной из важнейших проблем, стоящих перед человечеством. Многочисленные исследования выявили прямую зависимость между национальным доходом страны и производством электроэнергии. В настоящее время в связи с дефицитом и дороговизной топлива рост выработки электроэнергии возможен лишь на базе высокоэффективного использования первичных источников.

Переход России к новым формам хозяйствования вызвал существенные изменения условий функционирования и развития теплоэнергетики, что объясняется многими факторами, наиболее существенные из которых:

— резкое повышение цен на энергоносители, особенно на нефть, нефтепродукты и газтенденция их роста до уровня мировых цен, что связано с возможностью их реализации на мировом рынке;

— переход к различным формам собственности, включая рыночную;

— переход к финансированию строительства, расширения, реконструкции и технического перевооружения объектов энергетики, превращаемых в акционерные общества, преимущественно за счет собственных средств с привлечением инвесторов на акционерной основе с использованием кредитов;

— исключение мер принуждения потребителей к получению тепла от ТЭЦ энергосистем, что будет стимулировать ускоренное развитие комбинированного производства тепловой и электрической энергии на основе применения ТЭЦ малой и средней мощности, в том числе газотурбинных и дизельных.

Это диктует настоятельную необходимость к чрезвычайно осмотрительному развитию топливно-энергетических комплексов (ТЭК), крайне инерционных из-за своих масштабов и массы людей, работающих на их предприятиях, отторжения больших земельных участков, капиталоемкости крупнейших дорогостоящих инженерных сооружений, все возрастающего воздействия на окружающую среду, успехи и ошибки в проектировании которых проявляются спустя значительное число лет. Очевидно, структура энергетики должна развиваться с учетом требований топливно-энергетического баланса страны.

В России для производства теплои электроэнергии могут использоваться паротурбинные, парогазовые, газотурбинные установки, гидроэлектростанции, котельные для получения пара технологических параметров (1,0 — 1,5 МПа) и круглосуточного или пикового нагрева сетевой воды и нетрадиционные установки (вет-ро, гелио, геотермические и др.) [13.

Учитывая многообразие видов топлива, типов энергоустановок и характеристик энергопотребителей, особую актуальность приобретает задача оптимизации топливно-энергетического комплекса с учетом экономических, технологических и экологических проблем.

Если ранее финансирование проектов и строительства в энергетике осуществлялось за счет средств из централизованных источников, то, начиная с 1992 г. недостаток инвестиций привел к резкому сокращению ввода новых мощностей и расширению и реконструкции действующих станций.

В последние годы значительный износ оборудования и отсутствие средств для его ремонта и восстановления вызвал необходимость строительства КЭС, ТЭЦ и котельных небольшой мощности. Это направление в энергетике в настоящее время является наиболее перспективным, так как сроки введения в действие таких установок невелики, а получение относительно небольших средств на строительство и реконструкцию более реально [2].

В связи с этим чрезвычайно актуально проведение исследований в области энергетических объектов малой и средней мощности (10 — 200 МВт).

Достигнутый в последние годы прогресс в области энергетического газотурбостроения и имеющиеся в России заводы по производству газовых турбин позволяют выбирать различные по характеристикам газотурбинные установки (ГТУ) для энергетики, наряду с традиционными паротурбинными.

Кроме того, в последние годы появилось значительное количество конверсионных судовых и авиадвигателей. В связи с этим необходимо проведение исследований области применения различных ГТУ при работе в составе ТЭЦ в зависимости от требований, предъявляемых к станции (тепловых и электрических нагрузок, режимов работы и т. д.).

Одной из задач исследования в данной работе является анализ тепловых схем ТЭЦ малой мощности с отечественным газотурбинным оборудованием при использовании их при строительстве новых и реконструкции существующих станций, а также разработка рекомендаций для использования отечественного газотурбинного оборудования на ТЭЦ в зависимости от режимов работы оборудования и станции, определение оптимальных коэффициентов теплофикации и их зависимость от различных факторов.

В дальнейшем, ТЭЦ, включающие газотурбинную установку и котел-утилизатор, работающий на продуктах сгорания газовой rt.

— / турбины и предназначенный для подогрева сетевой воды или генерирования пара промышленных параметров, в работе называны ГТУ-ТЭЦ. В случае, если полученный в котле-утилизаторе пар используется для получения дополнительной электроэнергии на установках с паровыми турбинами типа «ПТ», «Т» или «Р», такие установки названы ПТУ-ТЭЦ.

В зависимости от характера тепловой нагрузки ГТУили ПТУ-ТЭЦ различаем отопительные (теплофикационные) станции, отпускающие только горячую воду, и производственно-отопительные, снабжающие потребителей горячей водой и паром промышленых параметров.

Цель работы. 1. Выбор области применения отечественных ГТУ в структуре производственно-отопительных ТЭЦ малой и средней мощности как при модернизации старого оборудования, так и на вновь строящихся объектах.

2. Оптимизация распределения долей топлива между горелками котлов и камерами сгорания.

3. Оптимизация распределения нагрузок между ГТУ-ТЭЦ и пиковыми водогрейными котлами (ПВК) в условиях неоднозначности и неопределенности информации по ценам на топливо и соотношение капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС.

4. Разработка рекомендаций по выбору оптимальной доли тепловой нагрузки, покрываемой за счет газотурбинных агрегатов, от общей нагрузки, присоединенной к данной ТЭЦ в условиях неопределенности исходной информации с учетом неоднозначности изменения цен на топливо и соотношения удельных капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС.

Научная новизна. На основе анализа разработанных аналитических зависимостей выявлены основные направления поиска оптимальных решений использования газовых турбин на производственно-отопительных ТЭЦ малой и средней мощности в условиях неопределенности исходной информации и неоднозначности изменения цен на топливо и соотношения удельных капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭСразработана инженерная методика и математическая модель теплового расчета характеристик газотурбинных ТЭЦ, обеспечивающая согласование исходных данных, учет внешних и внутренних факторов, влияющих на работу оборудования в составе ТЭЦ. на основании выполненных теоретических обобщений и исследований, проведенных на разработанных математических моделях, оценено влияние различных параметров на экономичность цикла, и разработаны рекомендации по выбору типов ГТУ для работы в составе ТЭЦопределены зоны оптимального распределения долей топлива между камерой сгорания газовой турбины и дожигающим устройством котла-утилизатора газотурбинных установок ТЭЦ малой и средней мощности в зависимости от типа нагрузки и характера работы станции в условиях неопределенности и неоднозначности исходной информации с учетом сложности влияния протекающих процессов в оборудовании станции и неоднозначности изменения цен на топливо и оборудованиевпервые в России для производственно-отопительных ГТУ-ТЭЦ малой и средней мощности выработаны рекомендации по выбору оптимальной доли тепловой нагрузки, покрываемой за счет газотурбинных агрегатов, от общей нагрузки, присоединенной к данной ТЭЦ.

Практическая ценность. Использование полученных результатов позволит решать вопросы наиболее эффективного использования отечественного газотурбинного оборудования на ТЭЦ. Разработанная методика позволяет комплексно оценивать характеристики станции и показатели работы оборудования. Предлагаемый подход позволяет оценивать принимаемые решения и их последствия на ранних стадиях проектирования в условиях недостаточности и неопределенности исходной информации с учетом сложности взаимовлияния протекающих процессов в оборудовании станции и взаимоувязки влияния внешних и внутренних факторов на функцию цели.

Определение области оптимального дожигания топлива с учетом работы станции в энергосистеме, а также оптимального распределения нагрузок между ГТУ и ПВК при использовании существующих отечественных ГТУ, позволяют снизить расход топлива на станции до 15% при равном отпуске продукциии.

Разработанные методики и математические модели расчета и оценки эффективности работы основного оборудования ГТУ-ТЭЦ могут быть использованы как научными, так и проектными организациями при планировании строительства новых и реконструкции или модернизации существующих ТЭЦ.

Автором разработана уточненная методика многофакторной оптимизации параметров и характеристик ГТУ-ТЭЦ, проведены расчетные исследования по определению области оптимальных значений коэффициента теплофикации ГТУ-ТЭЦ, проанализированы возможности использования различных типов газотурбинных надстроек на производственно-отопительных ТЭЦ.

Апробация работы Материалы, отдельные разделы и основные положения диссертационной работы были доложены и обсуждены на семинаре «Проблемы преобразования энергии» (Киев, 1990 г.), 2 Советско-Японском симпозиуме по проблемам МГД (Иркутск, 1991 г.), межотраслевом семинаре «Атомно-водородная энергетика и технология» в ИАЭ им. Курчатова (Москва, 1992 г.), 11 международной конференции по проблеме МГДЭС (Пекин, 1992 г.), II Международной научно-технической конференции в Московском энергетическом институте (Москва, 1995 г.). Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на научно-методическом семинаре кафедры теплоэнергетических установок в Московском государственном открытом университете в 1996 г.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 7 работ.

На защиту выносятся.

1. Метод многофакторной оценки эффективности использования газотурбинных надстроек на производственноотопительных ГТУ-ТЭЦ.

2. Метод определения оптимального коэффициента теплофикации газотурбинного оборудования, работающего в составе ТЭЦ с учетом сложности взаимовлияния протекающих в оборудовании станции процессов при взаимоувязке влияния внешних и внутренних факторов в условиях недостаточности и неопределенности исходной информации.

3. Результаты исследования оптимальной области применения отечественных ГТУ в структуре производственно-отопительных ТЭЦ малой и средней мощности.

4. Результаты исследования оптимального распределения долей топлива между камерой сгорания газовой турбины и дожигающим устройством котла-утилизатора газотурбинных установок ТЭЦ малой и средней мощности;

— 1'1.

Кратное содержание работы.

В первой главе на основании литературных данных рассмотрено состояние энерегетического комплекса России и показано место газовых турбин в производстве теплоты и электроэнергии, проанализированы научные разработки и достижения в области парогазовых технологийприведены характеристики основного энергетического оборудования, находящегося в эксплуатации в настоящее время. Дано сравнение основных показателей вводимых в строй станций с использованием газотурбинного оборудования производства России и стран СНГ с зарубежными аналогами.

Рассмотрены подходы различных научных и опытно-конструкторских организаций к вопросам выбора структуры и оптимизации характеристик газотурбинных ТЭЦ малой и средней мощности.

На основании проведенного анализа сделан вывод, что, несмотря на многочисленность теоретических и проектных проработок, вопросы оптимального состава оборудования при строительстве, модернизации или реконструкции ТЭЦ исследованы недостаточно.

Показано, что аналогичные методики и исследования, освещаемые в зарубежных источниках, неразрывно связаны с ценовыми и тарифными системами, действующими в этих странах, законодательными актами, влияющими на стоимость электрической и тепловой энергии, а также с особенностями процесса проектирования, принятого в этих странах, и не могут быть перенесены в отечественную практику.

Вторая глава посвящена разработке а) инженерной методики и математической модели теплового расчета характеристик газотурбинных ТЭЦ, позволяющим обосновывать области применения существующих отечественных ГТУ в структуре ТЭЦ малой и средней мощности с учетом изменения их характеристик при работе в составе станции в условиях неопределенности исходной информации и неоднозначности изменения цен на топливо и соотношения удельных капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭСб) аналитического метода определения оптимального коэффициента теплофикации при работе газотурбинного оборудования в составе ТЭЦ с пиковыми водогрейными котлами и выбора оптимальной доли топлива, сжигаемого в котле.

В третьей главе изложены результаты исследования области применения существующих отечественных ГТУ на следующих газотурбинных ТЭЦ: ГТУи ПГУ-ТЭЦ обеспечивающих потребителей горячей водой, ГТУи ПГУ-ТЭЦ, отпускающих потребителям горячую воду и пар 0,6.1,0 МПа.

В расчетах были рассмотрены газовые турбины ГТУ-15 П0″ 3а-ря", ГТУ-25 АО" Турбомоторный завод", ГТ-60 СТЭ АО «Рыбинские моторы», ГТЭ-45 и ГТЭ-115 ХТГЗ и паровые турбины Т-250/300−240, ПТ-60/75−13 и ПТ 25/30 — 3,5/1,0.

Четвертая глава посвящена выбору оптимальной доли нагрузки теплофикационной газотурбинной установки от общей присоединенной нагрузки ТЭЦ с учетом изменения капитальных вложений в станции и колебания рыночных цен на топливо.

Выводы по главе 4.

1. При работе ГТУ-ТЭЦ по электрическому графику, когда установленные ГТУ эксплуатируются в течение всего года, увеличение стоимости топлива ведет к росту оптимальных значений коэффициента теплофикации при КудГту-тэц/Кудкэс. >

При Кудгту-тэц/Кудкэс < 1 диапазон опитимальных значений oiT снижается при увеличении стоимости топлива.

При Кудкэс~ КудГТу-тэц стоимость топлива практически не оказывает влияния на скоптт .

2. Эксплуатация блоков по тепловому графику приводит к снижению годового расхода топлива до 20%.

3. При работе ГТУ-ТЭЦ по тепловому графику величина оптимального коэффициента теплофикации йоптт снижается с 0,75 до 0,4 при уменьшении КудГту-тэц/КУДкэс с 1,4 до 0,4. Рост цен на топливо ведет к снижению оптимального значения коэффициента теплофикации.

С ростом Кудкэс относительно КудГту-тэц влияние стоимости топлива на о? топт уменьшается.

— 121 -ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

Настоящая диссертация посвящена разработке методических и практических рекомендаций по использованию на ТЭЦ газовых турбин и рассматривает схемы получения теплоты в паре и горячей воде за счет утилизации теплоты продуктов сгорания газовых турбин. Принципиально новыми положениями являются следующие.

1. Решена задача выбора и комплексной оптимизации характеристик и структуры ГТУ-ТЭЦ в условиях неоднозначности и неопределенности исходной информации с учетом нелинейности протекающих процессов в оборудовании станции и взаимоувязке влияния внешних и внутренних факторов на функцию цели. Разработана методика и комплексная модель для ее решения, позволяющие рассматривать вопросы тепловой эффективности работы оборудования и оценки затрат, определять оптимальные решения.

2. На основе разработанных подходов решены следующие задачи: а) определение характеристик газовой турбины при ее работе в составе ГТУ-ТЭЦ на основе данных, характеризующих автономную работу турбины с заведомо неоптимальными характеристиками работы в комбинированном циклеб) определение оптимальной доли топлива, сжигаемого в дожигающем устройстве котлав) оптимизация профиля и состава основного оборудования отопительных ГТУ-ТЭЦ и распределения тепловых нагрузок при возможной параллельной работе котлов-утилизаторов и водогрейных котлов.

Рассматриваемые задачи являются многоцелевыми с неоднозначным характером большинства исходных показателей. Поэтому комплекс задач решался на основе исследования колебаний экономических показателей. Результаты проведенных расчетов свидетельствуют об эффективности разработанных моделей для целей.

— 122 исследования, так и в практике оценке выбора состава основного оборудования ГТУ-ТЭЦ.

На базе разработанной математической модели создан прог-рамно-вычислительный комплекс на ЭВМ типа IBM PC.

Проведенные исследования позволили выработать следующие рекомендации по использованию ГТУ на ТЭЦ.

1. Реализация схемы газотурбинной надстройки и оптимальный тип ГТУ зависят: от структуры и перспективы топливопотреб-ления на электростанции, в частности, наличии природного газа для работы ГТУэкологической обстановки в районе станции и экологических показателей блока с газотурбинной надстройкойвозможности выдачи дополнительной электрической мощности, а также от схемы и характеристик газовой турбины. При реконструкции существующих объектов также необходимо учитывать тип основного оборудования блока станции и его физического состояния.

2. При использовании на ТЭЦ газотурбинного оборудования предпочтительна работа по тепловому графику с выдачей избыточной электрической мощности в сеть, что приводит к снижению годового расхода топлива до 20%.

3. При отпуске потребителям горяей воды от ПГУ-ТЭЦ экономия топлива составляет порядка 10% по сравнению с использованием ГТУ-ТЭЦ. При наличии паровой нагрузки эта величина не превышает 6,5% для крупных газовых турбин (N>25 МВт).

Для газовых турбин небольшой мощности (менее 25 МВт) с низкой температурой выхлопных газов (410 — 440°С) переход от ГТУ-ТЭЦ к ПГУ-ТЭЦ дает примерно одинаковый эффект в экономии топлива, но при этом ГТУ-ТЭЦ имеют более низкие капиталовложения.

— 123.

4. Крупные энергетические ГТУ, имеющие высокий КПД и температуру газов за турбиной t > 500 °C, при использовании их в составе отопительных ПГУ-ТЭЦ способны обеспечить до 13% экономии топлива по сравнению с ПТУ-ТЭЦ.

5. Наибольшую экономию топлива в энергосистемах дают ПГУ-ТЭЦ с котлами двух давлений пара. Отопительные ПГУ-ТЭЦ двух давлений имеют на 3,2% большую экономию топлива, чем ПГУ-ТЭЦ одного давления при большем отпуске электроэнергии на 6% по сравнению с ПГУ-ТЭЦ одного давления.

6. Схемы ПГУ-ТЭЦ с отключением подогревателей улучшают экономические показатели работы станции. Наиболее заметное уменьшение расхода топлива достигается при отключении ПВД — до 13,9%. Отказ от ПНД 4,5 дополнительно уменьшает расход топлива на 0,5%.

У. Оптимальное количество газа, подаваемого на горелки водогрейных котлов составляет 10 — 30% от общего расхода топлива на модуль. Для паровых котлов эта величина не превышает 40% и зависит от конструктивных особенностей котла (температурных напоров, размеров поверхностей, условий жаропрочности). КПД утилизационного цикла существенно зависит от температуры газов в камере сгорания и за газовой турбиной. При высоких температурах в камере сгорания турбины тепловой цикл утилизационной ПГУ экономичнее цикла со сжиганием в котле-утилизаторе дополнительного топлива.

8. При работе ГТУ-ТЭЦ по электрическому графику, когда установленные ГТУ эксплуатируются в течение всего года, увеличение стоимости топлива ведет к росту оптимальных значений коэффициента теплофикации при Кудгту-тэц/Кудкэс > 1.

При кудгту-тэц/кудкэс < 1 диапазон опитимальных значений хт снижается при увеличении стоимости топлива.

При КудКэсКудГТу-тэц стоимость топлива практически не оказывает влияния на otonTT .

9. При работе ГТУ-ТЭЦ по тепловому графику величина оптимального коэффициента теплофикации осоптт снижается с 0,75 до 0,4 при уменьшении КудГТу-ТЭц/Кудкэс с 1,4 до 0,4. Рост цен на топливо ведет к снижению оптимального значения коэффициента теплофикации.

С ростом Кудкэс относительно КудГту-тэц влияние стоимости топлива на о? топт уменьшается.