Содержание к диссертации
Введение
1 Методические положения исследования 33
1.1 Выбор и обоснование расчетных схем теплофикационных ПТУ 33
1.2 Методические положения расчета сравнительной системной топливной эффективности теплофикационных ПТУ 36
1.3 Методические положения определения экономической эффективности теплофикационных ПТУ в системах теплоэнергоснабжения 46
1.4Учет надежности теплофикационных ПТУ в системах теплоэнерго снабжения 50
1.4.1 Выбор и обоснование показателей надежности теплофикационных ПТУ в системах теплоэнергоснабжения 50
1.4.2 Модель расчета аварийного резерва мощности в развивающейся энергосистеме 53
1.4.3 Учет частичных отказов энергоблоков при эквивалентировании разнородных энергосистем 56
1.4.4 Расчет аварийного резерва мощности в системе 58
1.4.5 Расчет системных затрат на обеспечение надежности в технико-экономических расчетах теплофикационных ПГУ 59
2 Методические положения расчета показателей надежности котлов утилизаторов теплофикационных ПГУ 63
2.1 Вероятностная модель расчета безотказности КУ теплофикационных ПГУ 63
2.2 Учет режимов работы теплофикационных ПГУ при расчете ПН КУ 79
2.3 Методика учета неопределенности информации о показателях надежности 82
3 Расчетно-теоретические исследования показателей надежности котлов-утилизаторов теплофикационных ПГУ 87
3.1 Математическая модель расчета конструктивных характеристик КУ 87
3.2 Определение энергетических характеристик КУ и ПГУ 97
3.3 Влияние схем и параметров рабочих тел ПГУ на показатели надежности КУ ПО
4 Системная эффективность теплофикационных ПГУ в системах тепло энергоснабжения 127
4.1 Сравнительная эффективность теплофикационных ПГУ в системах теплоэнергоснабжения 129
4.1.1 Сравнительный анализ вариантов ПГУ с одно-, двух- и трехкон-турным КУ 131
4.1.2 Расчет величины аварийного резерва мощности в энергетической системе 137
4.1.3 Экономическая эффективность теплофикационных ПГУ в системах теплоэнергоснабжения 143
4.2 Анализ устойчивости решений по определению сравнительной эффективности схем теплофикационных ПГУ 145
4.3 Экономический эффект от повышения показателя надежности систем электроснабжения при использовании теплофикационных ПТУ... 150
Заключение 153
Список сокращений и условных обозначений 155
Список литературы
- Методические положения определения экономической эффективности теплофикационных ПТУ в системах теплоэнергоснабжения
- Учет режимов работы теплофикационных ПГУ при расчете ПН КУ
- Определение энергетических характеристик КУ и ПГУ
- Расчет величины аварийного резерва мощности в энергетической системе
Введение к работе
Актуальность темы. Энергетика является важнейшей отраслью национальной экономики и основой социально-экономического развития страны. Очевидно, что только опережающий рост энергетики может обеспечить необходимые темпы, устойчивость и безопасность экономического развития. В настоящее время экономика страны столкнулась с рядом внешних и внутренних вызовов, а в энергетической сфере с вызовом, продиктованным высоким износом и деградацией технического состояния основных фондов, низким уровнем энергоэффективности, высокой чувствительностью топливно-энергетического комплекса (ТЭК) к колебаниям мирового нефтегазового рынка.
За предыдущие десятилетия ТЭК обеспечил экономическую выживаемость страны. В долгосрочной перспективе требуется переосмысление его роли в российской экономике не в силу исчерпания природных ресурсов, а в силу технологических и финансовых ограничений, сдерживающих не только расширенное, но и простое воспроизводство энергетического потенциала, которое становится все более капиталоемким. В настоящее время перед энергетикой стоит ряд важнейших задач развития ресурсной базы, замены и масштабного ввода новых генерирующих мощностей с качественно более высокими показателями тепловой и топливной эффективности, кардинального повышения надежности систем тепло- и электроснабжения, т. е. создания инфраструктурной основы для диверсификации экономики страны и ее развития.
В программных документах «Программа модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года» и «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» среди приоритетных задач, требующих решения, следует отметить необходимость кардинального обновления электроэнергетики России на базе отечественного и мирового опыта, вывод из эксплуатации физически и морально устаревших генерирующих мощностей, ввод новых мощностей на электростанциях с применением передовых технологий на основе парогазовых установок (ПТУ), повышение индекса надежности систем электроснабжения с 0,996 до 0,9991, а также снижение среднесис-темного удельного расхода топлива на отпуск электрической энергии от ТЭС с 332,7 до 300 г у.т./кВт*ч.
Настоящая работа выполнена в рамках выполнения государственного контракта по федеральной целевой программе «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 годы по теме «Разработка методологии исследования и создание энергоэффективных систем управления потреблением электрической и тепловой энергии в энергоемких промышленных комплексах» (ГК 14.740.11.01.07 от 10.09.2010 г.).
Целью диссертационной работы является повышение эффективности теплофикационных ПТУ на основе системного анализа их топливной эффективности, математического моделирования и методов расчета безотказности как показателя надежности котлов-утилизаторов и научного обоснования ра-
циональных схем теплофикационных ПГУ с учетом реальных условий их функционирования в системах теплоэнергоснабжения.
Объект исследования: теплофикационные парогазовые установки с одно-, двух- и трехконтурными котлами-утилизаторами.
Предмет исследования: методы и модели расчета единичных и комплексных показателей надежности котлов-утилизаторов и оценка их влияния на выбор рациональных схем теплофикационных ПГУ. Задачи исследования:
-
Разработка методики термодинамического анализа и определения системной топливной эффективности теплофикационных ПГУ с учетом реальных условий их функционирования в системах теплоэнергоснабжения;
-
Разработка математической модели расчета конструктивных характеристик одно-, двух- и трехконтурных котлов-утилизаторов и энергетических показателей теплофикационных ПГУ;
-
Разработка вероятностной модели расчета единичных и комплексных показателей надежности котлов-утилизаторов теплофикационных ПГУ и расчетно-теоретические исследования влияния параметров и характеристик ПГУ на их значения;
-
Разработка расширенной экономико-математической модели определения рациональных схем теплофикационных ПГУ в системах теплоэнергоснабжения.
Научная новизна:
-
Разработана методика оценки системной топливной эффективности бинарных теплофикационных парогазовых установок с котлами - утилизаторами, выполненными по сложным схемам с учетом режимов работы и надежности в системах теплоэнергоснабжения;
-
Предложен вероятностный подход и методика расчета единичных и комплексных показателей надежности котлов-утилизаторов теплофикационных ПГУ, учитывающая схемные решения, параметры генерируемого пара и их конструктивные характеристики;
-
Разработана обобщенная экономико-математическая модель определения эффективности теплофикационных ПГУ, выполненных по сложным схемам, учитывающая реальные условия работы ПГУ в системах теплоэнергоснабжения и обеспечение надежности энергоснабжения потребителей.
Практическая ценность:
-
Методика расчета системной топливной эффективности может быть использована при решении задач повышения эффективности теплофикационных ПГУ в системах теплоэнергоснабжения.
-
Разработанный программный комплекс расчета конструктивных характеристик котлов-утилизаторов ПГУ позволяет решать задачи оптимизации энергетических характеристик теплофикационных ПГУ.
-
Предложенный метод расчета единичных и комплексных показателей надежности котлов-утилизаторов теплофикационных ПГУ позволяет вы-
явить влияние параметров рабочих тел и конструктивных характеристик КУ на выбор рациональных схем ПТУ.
Обоснованность и достоверность полученных результатов подтверждается использованием методологии системных исследований в энергетике, фундаментальных законов технической термодинамики, тепломассообмена, теории надежности энергетических установок и систем, а также широко распространенных методов расчета общей эффективности теплоэнергетических установок.
Кроме того, достоверность результатов, полученных в работе, подтверждается приемлемой сопоставимостью с результатами расчетно-теоретических исследований других авторов.
Автор защищает: методику и результаты системного исследования топливной эффективности теплофикационных ПТУ в системах теплоэнерго-снабжения; математическую модель и результаты расчета конструктивных характеристик одно-, двух-, и трехконтурных котлов-утилизаторов теплофикационных ПГУ; вероятностный подход и методику расчета единичных и комплексных показателей надежности котлов-утилизаторов теплофикационных ПГУ; расширенную экономико-математическую модель расчета общей эффективности теплофикационных ПГУ, выполненных по различным схемам, в системах теплоэнергоснабжения.
Личный вклад автора заключается в следующем:
разработана методика и выполнен системный анализ топливной эффективности теплофикационных парогазовых установок, выполненных по сложным схемам и генерацией пара одного-, двух- и трех уровней давлений с учетом реальных условий их работы в системах теплоэнергоснабжения;
разработаны математические модели расчета конструктивных характеристик котлов-утилизаторов и энергетических характеристик теплофикационных ПГУ;
разработаны вероятностные подход и методика расчета единичных и комплексных показателей надежности котлов-утилизаторов, учитывающие схемные решения, конструктивные характеристики КУ и параметры рабочих тел ПГУ;
разработана расширенная экономико-математическая модель и определена сравнительная эффективность теплофикационных ПГУ в системах теплоэнергоснабжения с учетом реальных режимов работы и обеспечения надежности энергоснабжения потребителей.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на региональных и международных научно-технических конференциях: VII Международная научно-практическая конференция «DNY VEDI-2012» (г. Прага, 2012г.); Международный конгресс по информационным технологиям -2012 (ICIT-2012, г. Саратов); XVII Всероссийская научно-техническая конференция «Энергетика. Эффективность, надежность, безопасность» (г. Томск, 2012 г.); VIII Международная научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Энер-
гия 2013» (г. Иваново, 2013 г.); I Международная научно-практическая конференция «Fundamental and applied sciences today» (г. Москва, 2013 г.); Национальный конгресс по энергетике «НКЭ-2014» (г. Казань, 2014 г.); XI и XII Международная научно-техническая конференция «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики. Пути решения» (г. Саратов,
2012, 2014 г.г.).
Публикации. Основные положения и результаты диссертационного исследования опубликованы в 19 печатных работах, из них - 5 публикаций в изданиях, рекомендованных Перечнем ВАК РФ. Зарегистрирована 1 программа для ЭВМ.
Структура и объем диссертации. Диссертация изложена на 182 страницах и состоит из предисловия, введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников. Работа содержит 43 рисунка, 28 таблиц. Список использованных источников включает 232 наименования.
Методические положения определения экономической эффективности теплофикационных ПТУ в системах теплоэнергоснабжения
Существенное влияние на КПД ПГУ и на долю выработки мощности в ЦСД оказывает выбор среднего (разделительного) давления в КУ. Это обусловлено большим влиянием давления в среднем контуре на конечную влажность паровой турбины. Рост СД приводит к уменьшению расходов в контуре СД и увеличению расходов в контурах ВД и НД. Связано это с тем, что при увеличении давления температура насыщения растет, что приводит к увеличению температуры продуктов сгорания за испарительной поверхностью нагрева контура СД. Это и приводит к тому, что тепловая мощность ИСД снижается, и соответственно уменьшается расход пара СД. Тепловая мощность КУ изменяется, происходит увеличение суммарного расхода пара через КУ, что приводит к снижению температуры уходящих газов в среднем на 3С и росту КПД на 0,5%. Увеличение разделительного давления на 1,0 МПа приводит к росту КПД на 0,17%. Оптимальным для контура СД является давления в диапазоне 2-3 Мпа и определяется ростом конечной влажности пара. Для двух- и трехконтурных ПГУ существует ограничение по давлению в контуре НД и оно не должно превышать атмосферного давления. Поэтому допустимые значения НД не ниже 0,015 МПа (при разгрузке блока ПГУ до 55-60%) [41,48,104-106,172,173,181].
В [63,71,117,167,190-196] исследованы вопросы повышения эффективности энергоблоков ТЭС, частности ПГУ на твердом топливе. Анализ результатов оптимизационных термодинамических исследований [60,61,128] показал, что при температуре продуктов сгорания на входе в газовую турби 20 ну /з=1100-1300С, минимальном температурном напоре на горячем конце экономайзера ATmin=30C оптимальное значение степени повышения давления в компрессоре составит жк= 14,9 - 21,1, оптимальное значение начального давления пара контура ВД составит ро,вд= 6,5-17,3 МПа, контура НД Аы=0,28-0,42 МПа, при этом значение эффективного КПД достигает 54,5%. Кроме того, установлено, что при АТтіп=0С оптимальное значение степени повышения давления воздуха в осевом компрессоре достигнет своего максимального значения, начальные параметры пара контуров ВД и НД сильно зависят от температуры продуктов сгорания на входе в газовую турбину t3, степени повышения давления жк и минимального температурного напора ЛТтт [128].
Задача оптимизационных исследований трехконтурной конденсационной ПГУ с промежуточным перегревом пара с учетом всех параметров газотурбинной и паротурбинной установок, наряду с параметрами КУ и тепловой схемы в целом, была поставлена в диссертационной работе Г.В. Сойко [155]. В работе показано, что для каждого значения температуры острого пара контура ВД и пара промперегрева существует комбинация параметров, обеспечивающих максимальную полезную электрическую мощность ПТУ. Для каждого значения давления свежего пара контура ВД существует комбинация значений давления пара в контурах СД и НД. С ростом значений температуры газов на выходе из ГТ увеличиваются оптимальные значения давления пара контуров СД и НД. Более подробные результаты оптимизации параметров ПГУ КЭС на базе ГТУ типа SGT5-4000F и SCC5-4000F приведены в [48,155].
Следует отметить, что достижение низких значений температур уходящих газов возможно при использовании развитых хвостовых поверхностей нагрева КУ (ГПК, ВВТО) и ограничивается условием конденсации водяных паров на низкотемпературных поверхностях КУ. Вопросы оптимизации давлений пара для ПТУ с КУ двух давлений рассмотрены в [106,107]. Исследовались блоки ПГУ-190. С учетом особенностей режимов работы ПГУ в покрытии полупиковых и пиковых частей графика электрической нагрузки и других технических ограничений (предельная влажность пара, температура уходящих газов) граница оптимальных значений ВД для ПГУ с КУ двух давлений составляет 8 МПа, для ПГУ с КУ двух давлений с промперегревом 5-20 МПа (контур ВД). Влияние недогревов в испарительных поверхностях КУ ПГУ с КУ трех давлений с промежуточным перегревом пара на технико-экономические показатели работы ПГУ оценивается в статье НИУ МЭИ [48]. Вопросы оптимизации расположения поверхностей нагрева КУ не рассматриваются. Расчеты проводились для случаев, когда недогрев на холодных концах испарителей ВД, СД и НД составлял 5, 15 и 25С. Исследования показали, что с увеличением величины недогрева в испарительных поверхностях, мощность, КПД ПГУ и поверхность нагрева КУ уменьшаются. В результате установлено, что оптимальное значение температурного напора на холодном конце испарителя КУ составляет 15С [48].
Оптимизация параметров теплофикационной ПГУ-230 с КУ двух давлений с учетом влияния параметров наружного воздуха и аэродинамики газового тракта КУ рассматривается в работе БИТУ [55]. В ходе расчетов установлено, что для климатических условий г. Минска при температурах наружного воздуха, близких к расчетной, достигается максимум тепловой экономичности. При снижении температуры наружного воздуха КПД ПГУ падает, это происходит за счет преобладания влияния паротурбинной части, снижение экономичности и удельной мощности которой не компенсируется ростом КПД ГТУ и увеличением расхода продуктов сгорания. Для ПГУ-230 с КУ двух давлений без промперегрева пара в качестве оптимальных значений давления контура ВД и НД приняты 7,0-8,2 МПа и 0,64-0,75 МПа соответственно.
Учет режимов работы теплофикационных ПГУ при расчете ПН КУ
Управление надежностью при проектировании энергетического оборудования с целью оптимизации конструктивных, технологических, схемных и эксплуатационных решений требует разработки моделей и методов расчета единичных показателей надежности (ПН) элементов энергооборудования. При этом применяют методы математического моделирования. Сутью методов является математическое описание нагружения элемента и сравнения действующих нагрузок с предельными значениями (со служебными характеристиками материалов). В реальных условиях материал элементов испытывает постоянно действующие напряжения растяжения, сжатия, кручения, изгиба, а также, температурные напряжения, обусловленные разностью температур в теле металла. Материал элемента обладает некими служебными характеристиками, которые отражают либо предел прочности в зависимости от времени, либо предел времени до разрушения в зависимости от действующего напряжения. Существующая практика детерминированного подхода к оценке показателей безотказности элемента основана на определении коэффициента запаса, рассчитываемого как отношение предельных значений напряжения разрушения металла к действующим напряжениям Кзап =[апред]/ад
Таким образом, при детерминированной постановке одно из условий работоспособности элемента представлено в виде Кзап = [опред]/ад 1.
Детерминированные методы расчета ПН элементов энергооборудования, основанные на расчете относительных или абсолютных запасов прочности и долговечности, получили достаточно широкое применение, но не учитывают ряда реальных эксплуатационных факторов. В действительных условиях эксплуатации значения служебных характеристик металла (предел длительной прочности, предел усталости и др.) и действующих (растягивающих, изгибных, кручения, термических и др.) напряжений носят случайный характер из-за случайных нарушений стационарных режимов работы вследствие нестационарности расходов рабочих тел и отклонений характерных размеров элементов вследствие производственных, технологических и эксплуатационных факторов [29]. Поэтому расчет ПН элементов энергооборудования должен базироваться на основе вероятностных методов, позволяющих учесть статистическое рассеяние характеристик прочности и нагруженности с использованием теории случайных величин и случайных функций.
С точки зрения надежности, КУ является одним из элементов ПТУ, характеризующимся относительно низким уровнем надежности. Это связано со специфическими условиями его эксплуатации (КУ работает в условиях повышенных температур, частых пусков и остановов и др.), особенностями генерации пара, а также его конструктивными особенностями. На рисунке 2.1 приведена TQ-диаграмма КУ, выполненного по различным схемам. Надежность КУ теплофикационных парогазовых установок определяется [29,32]: - термонапряженным состоянием трубного пучка, температурный режим которого зависит от параметров теплоносителя, конструктивных особенностей КУ, конструкционных материалов, режимов эксплуатации и ряда других факторов; - в отдельных зонах КУ возникают пульсации температур, вызванные особенностями генерации пара и нестационарностью расходов, давлений и температур теплоносителей. Одним из опасных с точки зрения разрушения является зона кризиса теплообмена испарительной зоны КУ на участке, где степень сухости влажного пара составляет около 0,8 (качественно изменение температур стенки трубы приведено на рис. 2.2 [162]). Причиной пульсаций температуры стенки труб КУ является изменение локальных коэффициентов теплоотдачи в зоне кризиса теплоообмена из-за высыхания микроплёнки жидкости на внутренней образующей труб испарительной части. Пульсации температур вызывают соответствующие пульсации термических напряжений, которые, суммируясь со стационарными напряжениями, снижают надежность КУ. Так как пульсации температур и напряжений носят случайный характер, а служебные характеристики материалов имеют статистическую природу, то расчет показателей надежности должен базироваться на использовании вероятностных подходов [29-32]. Рисунок 2.2 - Схематичное изображение пульсаций температур в зоне кризиса теплообмена испарительной зоны КУ
В соответствии с феноменологическим подходом к расчету надежности элементов энергооборудования [24-26,29-32,34,35] в основу математической модели расчета одного из важнейших единичных показателей надежности КУ, его безотказности, положено следующее: - КУ делится на зоны, каждая из которых вносит свой вклад в вероятность отказа: экономайзерная, испарительная и перегревательная зоны; - действующие напряжения являются случайными величинами, разброс которых относительно математического ожидания определяется глобальными и локальными факторами. Глобальные неопределенности характерны для всех зон КУ, определяются местными условиями и связаны с уменьшением толщин стенки из-за технологических факторов, эрозии, коррозии и т.д [113]. Все локальные неопределенности статистически независимы, поэтому для получения общего закона распределения напряжений могут быть использованы свёртки отдельных функций; - служебные характеристики применяемых материалов (предел длительной прочности и предел выносливости) являются случайными величинами, распределёнными по нормальному или логарифмически нормальному законам; - оценка безотказности проводится из условия определения вероятности не превышения действующих напряжений над допустимыми на каждом расчет 67 ном участке. Для определения этого условия используются свёртки дифференциальных функций распределения действующих напряжений и их предельных значений. Под безотказностью следует понимать вероятность не превышения величины нагружения X(t) = {x1,...,xi,...,x1,t} величины предела прочности Y(t) = {y1, ...,_y.,...,_yf,f}, то есть попадания случайной функции работоспособности (ФР) Z(t)= X(t)-Y(t) в область отрицательных значений. Значения аргументов функции X(t) и Y(t) в общем случае определяются их номинальными значениями xf и у". Если в КУ выделено т(т = 1, т) зон, имеющих одинаковую надежность, а безотказность каждой из них характеризуется n(n = I, п) ФР, то условие безотказности запишется в виде [29,32] ZnJt) = {min[YJt)-XJt)]}m 0,тєт;пєп, (2.1) где -количество анализируемых зон КУ. Таким образом, функция работоспособности Znm(t) является случайной функцией, колеблющейся около некоторого случайного стационарного уровня Zcnmm (t), положение которого определяется постоянными во времени отклонениями аргументов Лхг и Ауг от математического ожидания M(Zn т {t)), рассчитываемого по номинальным значениям xf и у". Дисперсия Dz определяется по формуле [29,32]
Определение энергетических характеристик КУ и ПГУ
После дифференцирования (3.28) по Лрщ, и переходя к конечным приращениям, получим (1-і/ Vі AlrTV=-G с Т,пт- -Av , (3.29) ГТУ пс рпс З 101 m ку э V/ где Gnc - расход продуктов сгорания через КУ; српс - теплоемкость продуктов сгорания; Т3 - температура газа перед ГТ; rj - внутренний относительный КПД турбины.
Из (3.29) следует, что с ростом сопротивления КУ (что соответствует переходу от одноконтурного КУ к трехконтурному варианту) полезная мощность ГТУ снижается. Это обстоятельство учтено в дальнейших расчетах.
Таким образом, выполненные тепловые расчеты ГТУ и ПТУ на различных температурных режимах и конструкторский расчет одно-, двух- и трехкон-турного КУ позволили определить площадь поверхностей нагрева отдельных элементов тепловой схемы КУ, количество труб в одном модуле и число модулей КУ.
Характерной особенностью паротурбинных установок бинарных ПТУ с двух- или трехконтурным КУ является изменение расхода пара по отсекам турбины за счет подвода пара. Теплоперепад и экономичность промежуточных ступеней паровой турбины с изменением нагрузки изменяются вследствие изменения начальных параметров рабочего тела (р, і). В лучших условиях находятся паровые турбины, которые работают в тепловых схемах ПТУ с современными ГТУ, снабженными входными направляющими аппаратами первых ступеней компрессора. Параметры продуктов сгорания после ГТУ в широком диапазоне изменения нагрузки и температуры наружного воздуха изменяются не 98 значительно, что способствуют сохранению начальной температуры пара перед газовой турбиной и экономичности промежуточных ступеней [182,183].
На рисунке 3.3 приведено изображение процесса расширения пара в паровой турбине с промежуточным подводом пара в проточную часть турбины и отбором пара на теплоснабжение.
Внутренний относительный КПД проточной части ЦВД до смешения определяется по приближенной эмпирической формуле [182] где vcp=0,5(v0 + vj - средний удельный объем пара группы ступеней до смешения, определяемый с использованием h,s-диаграммы; Hf- - располагаемый теп лоперепад до смешения; D40ed = De0d- расход пара через ЦВД.
Рисунок 3.3- Процесс расширения пара в турбине Т- 25/33-7,6/0,12 с подводом пара низкого давления (зимний режим работы) При подводе пара низкого давления в ЦНД происходит смешение двух потоков пара с разной энтальпией. Энтальпия пара в ЦНД после смешения определяется из уравнения смешения потоков пара
Как отмечалось ранее, особенностью ПТУ является существенная зависимость параметров термодинамического цикла и энергетических характеристик ПТУ от температуры наружного воздуха. Исходными данными для расчета газотурбинной установки типа PG6111FA фирмы General Electric на нерасчетных режимах и при различных температурах наружного воздуха, входящей в состав ПГУ являются: температура наружного воздуха tj = 15C; температура газов перед турбиной t3 = 1200С; внутренний относительный КПД компрессора rfoi = 0,88; внутренний относительный КПД турбины //гаог=0,89; степень повышения давления жк = 15,8; электрическая мощность при номинальных параметрах ГТУ 7V3=77,42 МВт.
Удельные работы расширения в турбине и сжатия в компрессоре определяются известными соотношениями [182] Т3, соответственно; Т} - температура воздуха на входе в компрессор; Т3 - температура газа перед ГТ; r/Km- внутренний относительный КПД компрессора;г/ внутренний относительный КПД турбины; жк - степень повышения давления в компрессоре; жт - степень понижения давления в турбине; тви тт - показатели адиабаты при соответствующих значениях теплоємкостей. Полезная работа оценивается по формуле
Теплофикационные ПТУ работают в переменном режиме при различных температурах наружного воздуха. Все это приводит к изменению основных параметров и энергетических характеристик установки: мощность, электрический КПД, параметры выходных газов, расход топлива и др.
Расчет тепловой схемы ГТУ в нерасчетном режиме проводится с использованием уравнение Флюгеля-Стодола для определения параметров рабочего тела в осевом компрессоре [182]
Для расчета показателей надежности КУ при работе на переменных нагрузках с использованием программного комплекса [152] проведена серия рас-четно-теоретических исследований по оценке влияния уровня электрических нагрузок ПГУ на энергетические характеристики КУ. В основу поверочного расчета КУ на нерасчетных режимах положено изменение параметров и расхода продуктов сгорания после ГТ в соответствии с данными рисунков 3.4 и 3.5. Кроме того, параметры пара и паропроизводительность КУ определялись его поверочным расчетом при заданной (определенной конструкторским расчетом) поверхности нагрева. На рисунках 3.6-3.9 показано влияние нагрузки ПГУ на величины коэффициентов теплопередачи в отдельных зонах КУ.
Расчет величины аварийного резерва мощности в энергетической системе
В данной работе рассматривалась объединенная энергосистема Севера-Запада (ОЭС Северо-Запада). Значение индекса надежности энергоснабжения F принято согласно [198] и равно F=0,9991 В таблице 4.9 приведена структура генерирующих энергоустановок ОЭС Северо-Запада, и значения коэффициентов готовности энергоблоков и их аварийность [74,129].
По приведенной в разделе 1.4 настоящей работы методике определены следующие характеристики эквивалентной системы: количество эквивалентных блоков пэ, эквивалентная мощность Ыэ, число резервных агрегатов К , коэффициент аварийность q3, коэффициент аварийного резерва мощности г (таблица 4.10).
Изменение структуры системы осуществлялось за счет ввода новых и вывода устаревших генерирующих мощностей. Так были рассмотрены варианты, в которых в систему Севера-Запада вводится один энергоблок ПГУ-110 с одно-, двух- или трехконтурным КУ. Таким образом, приняв значение индекса надежности электроснабжения F = Fo(t)=0,9991 с учетом значения аргумента нормального распределения t =3,8 было рассчитано необходимое число резервных агрегатов.
Проведены технико-экономические расчеты по определению величины прироста чистого дисконтированного дохода системы (ЧДД) при переходе от схемы ПТУ с одноконтурным КУ к схеме ПТУ с трехконтурным КУ. При этом учтены дополнительные затраты на создание и функционирование аварийного резерва мощности и затраты на топливо за счет пуска и останова аварийных установок рез уд уст э где куд - удельные капиталовложения в установку; Nycm - установленное значение мощности; тт - плановое время работы установки; Кг -коэффициент готовности установки; Ърез - удельный расход топлива на резервной установке; Ъэпгу - удельный расход топлива на выработку электрической энергии; Шрез - доля мощности, приходящаяся на резервную установку; ЦТ - цена топлива; ЗтпвК - затраты топлива на ПВК. На рисунке 4.4 показано изменение величины ЧДД в системе при усложнении схемы теплофикационной ПГУ вводимой в систему ОЭС Северо-Запада с учетом дополнительных затрат в резерв и затрат топлива на пуск-останов резервных установок, рассчитываемых по формулам 4.11-4.12.
В основу определения сравнительной экономической эффективности ПТУ ТЭЦ с одно-, двух- и трехконтурными КУ положен принцип равного энергетического эффекта, при котором выполнено условие одинакового отпуска электрической и тепловой энергии, а также обеспечение нормативных значений показателей надежности энергообеспечения потребителей. Блок ПТУ ТЭЦ мощностью ПО МВт включает газотурбинную установку типа PG6111FA фирмы GE, барабанный котел-утилизатор горизонтального типа с одним, двумя и тремя уровнями давления генерируемого пара, встроенным в барабан низкого давления деаэрирующим устройством и газовым подогревателем конденсата, паровую турбину с теплофикационным отбором. Для заданной структурной схемы ПТУ ТЭЦ требования надежности энергоснабжения и теплоснабжения обеспечиваются в соответствии нормами технологического проектирования ТЭЦ структурным и системным резервированием. В случае остановки одного из агрегатов ПТУ ТЭЦ, оставшиеся в работе, обеспечивают отпуск теплоты потребителям на уровне, соответствующем тепловой мощности при средней температуре наиболее холодного месяца. Также для рассматриваемого случая проектирования ПТУ ТЭЦ часть отопительной нагрузки (включая пиковую) может быть обеспечена теплофикационным оборудованием пиковых водогрейных котлов (ПВК).
Значения показателей эффективности ПТУ ТЭЦ, реализованных по схемам с одним, двумя и тремя уровнями генерируемого пара, приведены в таблице 4.11. Согласно стоимостным показателям, заложенным в «Правилах определения максимальной и минимальной цены на мощность для проведения конкурентных отборов мощности», удельные капиталовложения приняты равными 1200 $/кВт [139]. Срок строительства одного блока ПТУ составляет 3 года, срок полезного использования объекта (СПИ) равен 25 годам,
Из таблицы 4.11 видно, что наилучшие экономические показатели достигаются в схеме ПГУ с трехконтурным КУ, что обусловлено увеличением отпускаемой электрической энергии при одновременном удорожании конструкции за счет применения трехконтурного котла-утилизатора. В схемах ПГУ ТЭЦ с одно- и двухконтурным КУ недоотпуск электрической энергии покрывается за счет покупки недостающего количества. Недостающее количество электроэнергии покупают по стоимости самой дорогостоящей на рынке электроэнергии, которой является отпущенная электроэнергия с шин ТЭЦ, работающих в наименее экономичном для ТЭЦ конденсационном режиме, электроэнергия газотурбинных электростанций или дополнительных пиковых агрегатов.