Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Перспективы применения тэц с газосетевым подогревателем в комбинированных системах теплоснабжения с фреоновыми термотрансформаторами 8
1.1. Актуальность 8
1.2. Перспективные схемы 11
1.3. Техническая готовность ТЭЦ с газосетевым подогревателем 22
1.4. Техническая готовность фреоновых термотрансформаторов в составе комбинированных систем теплоснабжения на базе ТЭЦ 28
1.5. Выводы, цели работы и задачи исследования 34
ГЛАВА 2. Методика исследования 37
2.1. Оценка технико-экономической эффективности ТЭЦ с газосетевым подогревателем и комбинированной системой теплоснабжения с фреоновыми термотрансформаторами 37
2.2. Определяющие принципы сравниваемых вариантов 47
2.3. Принципиальные положения алгоритма математической модели функционирования ТЭЦ с ГСП в составе комбинированной системы теплоснабжения с ФТТ 50
2.4. Выводы 60
ГЛАВА 3. Оптимизационные исследования эффективности тэц с гсп и комбинированной системой теплоснабжения 61
3.1. Исходные предпосылки 61
3.2. Алгоритм определения параметров цикла ФТТ 62
3.3. Оценка погрешности расчетов 66
3.4. Оптимизация параметров и конструктивно-компановочных решений 68
3.5. Эксергетические показатели функционирования ТЭЦ с ГСП и ФТТ 73
3.6. Выводы 77
ГЛАВА 4. Технико-экономическая эффективность ТЭЦ с ГСП и ФТТ 79
4.1. Оценка эффективности 79
4.2. Технико-экономическая устойчивость оптимальных решений при изменении системных факторов 83
4.2.1. Влияние мощности энергосистемы 83
4.2.2. Влияние числа часов использования установленной мощности 84
4.2.3. Влияние затрат в экологическую инфраструктуру 85
4.2.4. Влияние цены топлива 87
4.2.5. Влияние удельной стоимости элементов фреонового термотрансформатора 4.3. Технико-экономическое обоснование оптимального технологического профиля ТЭЦ с ГСП и ФТТ 90
4.4. Выводы 92
Заключение 93
Список использованных источников 95
- Техническая готовность ТЭЦ с газосетевым подогревателем
- Определяющие принципы сравниваемых вариантов
- Оценка погрешности расчетов
- Влияние числа часов использования установленной мощности
Техническая готовность ТЭЦ с газосетевым подогревателем
Развитие мировой энергетики показывает, что радикально улучшить основные характеристики паротурбинных энергоблоков тепловых электрических станций можно путем их реконструкции по парогазовому циклу. Модернизация энергоблока путем надстройки газотурбинной установкой может позволить при относительно низких капитальных затратах с максимальным использованием существующей инфраструктуры получить дополнительную электроэнергию с высоким КПД.
Вместе с тем целесообразно вовлекать в парогазовую технологию пыле-угольное топливо, особенно для сибирских угольных регионов, и увеличивать долю теплофикационной выработки электроэнергии на пылеугольных паротурбинных ТЭЦ за счет их реконструкции путем использования газотурбинной надстройки.
При этом существует ряд негативных факторов [115]: физическое и моральное старение оборудования большего числа функционирующих ТЭЦ; повышенная повреждаемость подземных теплопроводов; участившиеся случаи недоотпус-ка тепла потребителям, особенно в период резких похолоданий.
В стране ежегодно централизованными теплоисточниками производится свыше 8,4 млрд. ГДж тепловой энергии [100]. Наиболее эффективным эффективным источником энергии являются ТЭЦ [10]. Применение ТЭЦ обеспечивает экономию топлива не менее 20…25 % [29] по сравнению с раздельной выработкой электроэнергии на обычной электростанции и тепловой энергии на крупной котельной. Несмотря на высокую изношенность оборудования, на современных ТЭЦ степень механического и химического недожога топлива существенно меньше, чем на индивидуальных котельных малой мощности. Однако в связи с переходом России к рыночным методам хозяйствования, значительным увеличением в топливном балансе природного газа и появлением новых высокоэффективных теплогенерирующих технологий малой мощности существенно изменились условия функционирования и развития систем централизованного теплоснабжения, а так же конкуренция раздельного и комбинированного способов производства тепловой энергии.
Переход страны к рыночной экономике сопровождался резким падением производства централизованного тепла. С 1990 по 1990 гг. потребление тепла в стране сократилось в 1,5 раза [100], что было обусловлено, прежде всего, падением промышленного производства и структурной перестройкой экономики (с увеличением в ней доли менее энергоемких отраслей). За это время доля производственной сферы в суммарном потреблении тепла уменьшилась с 76 до 63 % [100, 115]. После 1998 г. наступил довольно длительный период стабилизации потребления тепла. В период 1999-2006 гг. производство централизованного тепла в стране несмотря на бурный экономический рост колебалось в узком диапазоне: 5987…6072 млн. ГДж (1430…1450 млн. Гкал) в год [100]. С 2006 г. спрос на централизованное тепло вновь начал падать.
В период 2000-2006 гг. наблюдается рост потерь тепловой энергии в магистральных тепловых сетях с 461 млн. ГДж (110 млн. Гкал) в 2000 г. до 502 млн. ГДж (120 млн. Гкал) в 2006 г. [100]. Основная причина роста тепловых потерь в сетях заключается, видимо, в увеличении количества изношенных трубопроводов. За период 2000-2007 гг. доля сетей, требующих замены, увеличилась с 16,2 до 25,9 % [100], несмотря на существенно возросшие объемы их ремонта и замены. Можно также предположить, что еще одной причиной роста потерь тепла в сетях является улучшение качества измерений отпуска тепловой энергии потребителям как результат оснащения систем теплоснабжения измерительными приборами. В этот же период наблюдается рост доли индивидуальных теплогенераторов в структуре производства тепловой энергии низкого потенциала [100]. Это связано, с одной стороны, с ростом отапливаемых площадей в малоэтажных зданиях и по 10 вышением уровня благоустройства индивидуальных домов, а с другой стороны – со снижением производства тепла на ТЭЦ и в котельных. Очевидно, что в рыночных условиях хозяйствования перспективы развития централизованного теплоснабжения будут определяться спросом на тепловую энергию, приобретаемую потребителями от централизованных источников. В [100] представлен прогноз потребления страны и важнейших секторов ее экономики в централизованно поставляемой тепловой энергии на период до 2030 г. Расчеты выполнялись на основе подхода, изложенного в [99]. В ближайшие годы следует ожидать сохранение тенденции к снижению в стране потребностей в тепловой энергии. Прежде всего, это относится к централизованному теплу. Основной причиной этого является сокращение потребления тепла секторами экономики. Потребление же тепла домашним хозяйством будет продолжать увеличиваться, причем как централизованного, так и производимого индивидуальными теплогенераторами. Этот рост обусловлен прогнозируемым увеличением жилищного фонда в стране и повышением степени его благоустройства. Потребности страны в тепловой энергии низкого потенциала к 2030 г. могут возрасти до 9387…9756 млн. ГДж (2240…2330 млн. Гкал) в год, или на 14…18 % к уровню 2007 г [100]. Из них потребности в централизованно поставляемом тепле увеличатся до уровня 6530…6825 млн. ГДж (1560…1630 млн. Гкал) в год, то есть на 13…18 % [100]. В покрытии потребностей страны в тепловой энергии в прогнозируемый период доминирующим останутся централизованные теплоисточники.
Определяющие принципы сравниваемых вариантов
Соостветственно приведенные затраты в системе должны учитывать их приращение дгЗзам в энергосистеме, вызванное компенсацией недоотпуска потребителям исследуемого энергоблока электроэнергии.
Особенностью приведенных вариантов к равному энергетическому эффекту является необходимость определения показателей замещаемого энергоблока, который должен использоваться в режимах, аналогичных рассматриваемому.
Если варианты отличаются отпуском не только электрической, но и тепловой энергии, то приведенные затраты должны учитывать их приращение пЗзам в энергосистеме, вызванное компенсацией замещаемой котельной недоотпуска потребителям энергоблока теплоты.
Одним из условий приведения сравниваемых вариантов к равному энергетическому эффекту является обеспечение и неизменность заданной надеж ности энергосбережения. Постоянство этого показателя должно выдерживаться за счет изменения мощности аварийного и ремонтного резервов и величины выра ботки энергии на резервных энергоблоках в системе. Эта надежность обеспечива ется и определенным техническим уровнем каждого варианта энергоблока. При этом в каждом варианте в общем случае требуются различные капиталовложения в создание аварийного и ремонтного резервов и соответствующие расходы топли ва на их работу в период остановов и разгрузок энергоблока. Выработка энергии резервными установками определяется конфигурацией графика нагрузки, коэф фициентом готовности энергоблока к несению нагрузки, режимными особенно стями его использования. В затраты на производство энергии в системе должны включать издержки Зр, при изменении коэффициента готовности, связанные с работой резервного оборудования (резервных энергоблоков, котельных).
Сопоставление вариантов, отличающихся разным количеством вред ных выбросов, т.е. различной степенью загрязнения окружающей среды, должно осуществляться с учетом необходимых расходов на обеспечение предельно до пустимых выбросов (ПДВ) вредных веществ (определяемых как разность между предельно допустимой концентрацией вредного вещества по санитарным нормам ПДК и фоновой концентрацией этого вещества, создаваемой проминфраструкту рой в регионе). Приведение вариантов с разными расходами и видом сжигаемого топлива к одинаковым предельно допустимым выбросам вредных веществ в ок ружающую среду будут достигаться соответствующим учетом приведенных за трат Уэ в экологическую инфраструктуру, обусловленных компенсацией ущерба от загрязнения окружающей среды в виде затрат на воспроизводство качества экосистемы в зоне функционирования энергоблока. В случае, если энергоблок не может быть вписан в данный ареал при установленной ПВД по экологическим соображениям, приведение вариантов к одинаковым предельно допустимым выбросам достигается учетом затрат Зуд на вынос энергоблока из данного ареала и удаления от потребителей.
При сравнении различных вариантов энергоблоков надо учитывать затраты Зинф на создание и эксплуатацию как производственной, так и социаль но-бытовой инфраструктуры. Приведенные к одному году эксплуатации затраты в системе определяются формулой: З = Цт + YaGmКm + АЗ , (2.20) где В - годовой расход топлива энергоблоком; AЗ - попрака к годовым затратам, учитывающая приведение вариантов к сопоставимому виду. Величина относительного аннуитета, характеризующая ежегодную долю капитальных затрат и включающая ежегодный возврат капиталовложений (амортизацию) и проценты по ним, определяется по выражению:
Изложенная методика расчета приведенных затрат по всем рассматриваемым вариантам энергоблока исключает фактор несопоставимости вариантов. Если проанализировать выражения (2.20) и (2.22), то можно убедиться, что в наиболее общем случае приведенные затраты по энергоблоку полностью определяются значениями термодинамических, расходных, и конструктивных параметров, технологическим профилем энергоблока и значениями внешних влияющих факторов.
Разработанный алгоритм математической модели функционирования ТЭЦ с ГСП в составе комбинированной системы теплоснабжения с ФТТ базируется на программно-вычислительном комплексе ОРТЭС [57], созданном на кафедре ТЭС НГТУ для многовариантных технико-экономических и оптимизационных расчетов энергоблоков ТЭС.
Схемно-параметрическое моделирование энергоблока ТЭЦ осуществляется программой TEPLOT, в которую по сравнению с исходным вариантом ОРТЭС добавлены операторы расчёта конструктивно-компоновочных параметров ФТТ и ГСП, операторы, моделирующие как функционирование ФТТ и ГСП в составе комбинированной системы теплоснабжения, так и работу ГСП параллельно с теплофикационном отбором, обеспечивающих отпуск тепла по графику нагрузки при пониженных температурах прямой и обратной сетевой воды.
Принципиальная структурная схема вычислительного комплекса для технико-экономических и оптимизационных расчетов ТЭЦ с ГСП и ФТТ показана на рисунке 2.4
В программе для энергоблока при номинальных электрической и тепловой мощности задаются: электрическая мощность Nr на r-ом режиме работы в соответствии с электрическим графиком нагрузки; температура окружающего воздуха, для которой рассчитывается температурный и тепловой графики нагрузки при заданном коэффициенте теплофикации и определяется отпуск теплоты Qтr, температуры прямой и обратной сетевой воды, давление пара в Т-отборе на r-ом режиме. Эти операторы составляют первый блок TEPLOT.
Во втором блоке для известных (на данном шаге расчета) начальных и конечных параметров пара, параметров промперегрева, питательной воды, Т-отбора формируется алгоритм и рассчитывается тепловая схема энергоблока. В качестве независимых параметров (XJGX, где / характеризует принадлежность параметра к какой-либо функциональной подсистеме энергоблока) рассматриваются начальные и конечные параметры пара (ро, to), температура промперегрева (ґПП), питательной воды 7ПВ), коэффициент теплофикации (ТЭЦ), степень повышения давления () и начальная температура газов ГТУ (/Г), работающей с ГСП, температурные напоры на холодном конце испарителя (dtх) и на горячем конце конденсатора ФТТ (&Yг).
Оценка погрешности расчетов
В схеме б) подводимая теплота к потребителю складывается из тепловой нагрузки пароводяного сетевого подогревателя (Q1=120 МВт), газового сетевого подогревателя (Q2=60 МВт) и подводимой электроэнергии к ФТТ (Q3=20 МВт). Эксергия, подводимая к внутриквартальным ФТТ при температуре прямой сетевой воды 60 С, а обратной 40 С, составила 12,9 МВт. При этом эксергия, отво 77 димая от сетевого подогревателя составила 8,6 МВт, а эксергия, отводимая от газового сетевого подогревателя 4,3 МВт. С учетом собственных нужд и нужд на привод компрессоров ФТТ, электроэнергия отпускаемая с шин генератора составила 131 МВт. С учетом эксергетических КПД суммарный расход топлива составил 13,11 кг у.т./с.
Таким образом, экономия топлива при переходе от традиционной схемы энергоснабжения к схеме энергоснабжения от ТЭЦ с ГСП в составе комбинированной системы теплоснабжения 5,6 %.
Приведены оптимальные значения давления и температуры острого пара, питательной воды для энергоблоков на базе ТЭЦ, с ГСП и комбинированной системы теплоснабжения с ФТТ. Оптимальное давление острого пара с теплофикационными турбинами Т-50, Т-110, Т-175 находится на уровне 13 МПа и увеличивается до 28 МПа для Т-180, Т-250. Температура острого пара должна приниматься на уровне 540С. Температура питательной воды для блоков без промпе-регрева принимается на уровне 160-200 С, а с промперегревом – на уровне 280-300 С.
Впервые выполнена параметрическая оптимизация внутрикварталь-ной ФТТ, работающей в комбинированной системе теплоснабжения с энергоблоками ТЭЦ-ГСП. При работе ТЭЦ-ГСП с теплофикационными турбинами Т-50…Т-175, оптимальные значения давления в испарителе ФТТ 0,62-0,82 МПа, в конденсаторе 2,5-2,7 МПа при оптимальном недогреве внутриквартальной сетевой воды 2-5, а с Т-180…Т-250 – соответственно, 0,64-0,75 МПа и 2,65-2,7 МПа при оптимальном недогреве внутриквартальной сетевой воды 13-19.
Показано, что эксергетическая эффективность парогазогенерирующей подсистемы при оптимальных параметрах ТЭЦ с ГСП и ФТТ в 1,2 – 1,35 раза выше эффективности традиционной ТЭЦ с ПВК. Эксергетическая эффективность сетевой установки с ГСП и фреоновыми термотрансформаторами по сравнению с традиционной установкой, примерно в два раза выше и находится на уровне 0,38-0,42.
Эксергетический КПД ТЭЦ с ГСП и ФТТ по отпуску электроэнергии с теплофикационными турбинами Т-50…Т-175 находится на уровне 0,435-0,475, а с Т-180, Т-250 составляет 0,45-0,5. КПД по отпуску теплоэксергии составляет 0,16-0,185, что практически в два раза больше КПД традиционных ТЭЦ с ПВК. ГЛАВА 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЭЦ
Оценка эффективности
Эксергетическая оценка эффективности энергоблоков ТЭЦ с ГСП и ФТТ характеризуется двумя технико-экономическими КПД (рисунок 4.1): по отпуску электроэнергии и отпуску теплоэксергии.
Из рисунка видно, что для энергоблоков ТЭЦ с ГСП и ФТТ стандартных параметров и паротурбинными установками без промперегрева с докритическими параметрами пара технико-экономический КПД по отпуску электроэнергии находится на уровне 0,132- 0,145, а энергоблоков с оптимальными параметрами составляет 0,150 - 0,163.
В качестве компрессора на фреоне R-134A потребуются компрессоры нового поколения по типу 6FE Bitzer, 19XR Carrier с мощностью электропривода 500…2500 кВт, двухсекционными конденсаторами и охладителями перегретого фреонового пара. Разработка новых фреоновых компрессоров обусловлена тем, что работа ФТТ должна быть согласована как с температурным графиком ТЭЦ, работающей в системе комбинированного энергоснабжения (когда Т const, а Т2 определяется функционированием сетевой установки на данном режиме), так и с температурным графиком внутриквартальной сетевой воды (рисунок 3.1). При этом снижение Т2 уменьшает потери эксергии от неравновесного теплообмена в испарителе фреонового термотрансформатора, но увеличивает расход пара на нижний сетевой подогреватель (а, следовательно, и расход топлива). Повышение температуры Т3 уменьшает потери от неравновесного теплообмена в конденсаторе фреонового термотрансформатора, но увеличивает капиталовложения в конденсатор и расход внутриквартальной сетевой воды.
Влияние числа часов использования установленной мощности
Технико-экономическая эффективность функционирования ТЭЦ-ГСП-ФТТ, определяемая по общему интегральному эффекту (как разность между общим интегральным результатом от производственной деятельности объекта и общими интегральными затратами) и рассматриваемая как интегральный социально-экономический эффект, учитывающий влияющие системные факторы (см. главу 2), представлена на рисунке 4.2. Энергоблоки ТЭЦ с ГСП и ФТТ со всеми вариантами теплофикационных турбин можно считать рентабельными, так как критерий эффективности больше единицы. При переходе от традиционной системы теплоснабжения от ТЭЦ с ПВК к комбинированной системе теплоснабжения с ГСП и ФТТ критерий технико-экономической эффективности увеличивается в среднем на 7 %. На это оказывает влияние такие факторы как эксергетическая эффективность блока и удельные затраты на отпускаемую электроэнергии и теплоэксер-гию. Применение энергоблоков с оптимальными параметрами позволяет увеличить критерий технико-экономической эффективности, примерно, в 1,2 раза.
Одним из основных показателей являются удельные капиталовложения в энергоблок ТЭЦ с ГСП и ФТТ (рисунок 4.3). Как видно из рисунка капиталовло 81 жения в энергоблок стандартных и оптимальных параметров остаются примерно на одном и том же уровне и составляют 1450…1800 $/кВт для ТЭЦ с Т-50…Т-175 и 1200…1350 $/кВт для ТЭЦ с Т-180…Т-250. Относительно небольшое влияние капиталовложений при схемно-параметрической оптимизации обусловлено тем, что отчисления от капиталовложений меньше по сравнению с системными затратами при приведении вариантов энергоблоков к одинаковому системному эффек ту.
На рисунке 4.4 приведены удельные капиталовложения во фреоновые термотрансформаторы. Оптимальные значения для энергоблоков без промперегрева на 200-260 $/кВт выше по сравнению со стандартными, с введением промперегре-ва удельные капиталовложения снижаются до 650 $/кВт мощности фреонового термотрансформатора, что выше стандартных на 150 $/кВт. Более высокая стоимость при оптимальных параметрах объясняется большей суммарной поверхностью фреоновых термотрансформаторов. "N/" \ л КУД,
В качестве компрессора на фреоне R-134A потребуются компрессоры нового поколения по типу 6FE Bitzer, 19XR Carrier с мощностью электропривода 500…2500 кВт, двухсекционными конденсаторами и охладителями перегретого фреонового пара. Разработка новых фреоновых компрессоров обусловлена тем, что работа ФТТ должна быть согласована как с температурным графиком ТЭЦ, работающей в системе комбинированного энергоснабжения (когда Т const, а Т2 определяется функционированием сетевой установки на данном режиме), так и с температурным графиком внутриквартальной сетевой воды (рисунок 3.1). При этом снижение Т2 уменьшает потери эксергии от неравновесного теплообмена в испарителе фреонового термотрансформатора, но увеличивает расход пара на нижний сетевой подогреватель (а, следовательно, и расход топлива). Повышение температуры Т3 уменьшает потери от неравновесного теплообмена в конденсаторе фреонового термотрансформатора, но увеличивает капиталовложения в конденсатор и расход внутриквартальной сетевой воды.
Влияние мощности энергосистемы Оптимальные параметры в условиях изменяющейся мощности энергосистемы (ЭС) определены путем включения исследуемого энергоблока в систему с увеличивающимися количествами эквивалентных энергоблоков.
Давление острого пара для всех рассмотренных турбин является устойчивым во всем диапазоне мощности ЭС и принимают значения для энергоблоков без промперегрева на уровне стандартных, а для блоков с промперегревом не превышают стандартных суперкритических значений.
На рисунке 4.5 показаны изменения начальной температуры перегретого пара t0, C и температуры питательной воды tПВ, С в зависимости от изменяющейся мощности ЭС. Начальная температура пара имеет незначительное повышение примерно на 7 %, колебания температуры питательной воды не превышают 10 С.
Температура острого пар t0: 1 - Т-110; 2 - 175 и питательной воды ґПВ: Т-110; Т-175; NЭС - мощность энергосистемы, ГВт Целевая функция (рисунок 4.5) с ростом мощности энергосистемы увеличивается на 4-6 % в зависимости от мощности единичного энергоблока. Это связано с увеличение начальных оптимальных параметров перегретого пара, а значит и увеличением эффективности цикла.
При снижении числа часов использования установленной мощности (гдг) для турбин с промперегревом параметры острого пара являются устойчивыми. Можно отметить, что при г# 6000 ч/год наблюдается снижение температуры питательной воды tпв, вместе с тем зона изменения гдг=6500...7000ч/год в настоящее время и в ближайшей перспективе не характерна для подавляющего большинства ЭС.
Проведена оценка технико-экономических показателей и коммерческой эффективности на примере четырех энергоблоков ТЭЦ-ГСП-ФТТ с турбиной Т-180. Расчеты приведены в таблице 4.3 [27, 28, 59]. При расчетах были приняты следующие величины: стоимость газа 80 дол./т.у.т., угля - 35 $/т.у.т.; тариф на отпускаемую электроэнергию от ТЭЦ равен 0,04 $/кВт-ч, тариф на отпускаемую те-плоэксергию -0,03 $/кВтч. Норма дисконта, устанавливаемая с учетом источников и структуры финансирования, требований инвесторов [24, 29] и отражающая приемлемую норму (ставку, процент) доходности на вкладываемый капитал принята на уровне 15%, штатный коэффициент принят 1,7 чел/МВт.