Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Существующие научно-технических разработки по оптимизации ТЭЦ 7
1.1. Оптимизация тепловой схемы 7
1.1.1. Изменение параметров тепловой схемы и режимов работы турбоустановки 8
1.1.2. Перераспределение источников теплоты и использование резервов тепловой схемы 19
1.2. Оптимизация режимов работы оборудования 25
1.2.1. Методы и приемы оптимизации 25
1.2.2. Существующие методики оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ 29
1.3. Выводы и постановка задачи 33
Глава II. Экономические предпосылки повышения эффективности работы станции 35
2.1. Тарифная ситуация в регионе 35
2.2. Технико-экономические показатели станции 41
2.2.1. Динамика изменения технико-экономических показателей в течении года 41
2.2.2. Технико-экономические показатели Читинской ТЭЦ-1 за период с 1997 по 2002 год 45
2.3. Выводы 50
Глава III. Оптимальное распределение нагрузок между турбоагрегатами 52
3.1. Методика определения энергетических характеристик турбоагрегатов по диаграммам режимов 52
3.1.1. Определение энергетических характеристик турбины типа Т по диаграмме режимов 53
3.1.2. Определение энергетических характеристик турбины типа ПТ по диаграмме режимов 56
3.2. Методы оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами 64
3.2.1. Оптимальное распределение нагрузок методом перебора всех вариантов 66
3.2.2. Оптимальное распределение нагрузок методом относительных приростов 71
3.3. Комплекс программ по расчету и оптимизации тепловой схемы ТЭЦ 72
3.4. Методика расчета регенеративных схем турбин 75
3.4.1. Методика расчета турбины типа ПТ с одним отопительным отбором 77
3.4.2. Методика расчета турбины типа Т с одним отопительным отбором 85
3.5. Особенности расчета реальной тепловой схемы турбоагрегата 86
3.6. Выводы 88
Глава IV. Оптимизация тепловой схемы 90
4.1. Описание изменения тепловой схемы 90
4.2. Особенности расчета тепловой схемы усеченной турбины 94
4.3. Анализ результатов и выводы по сравнительному расчету 96
4.4. Выводы 107
Выводы по диссертации 108
Список литературы
- Изменение параметров тепловой схемы и режимов работы турбоустановки
- Динамика изменения технико-экономических показателей в течении года
- Определение энергетических характеристик турбины типа ПТ по диаграмме режимов
- Особенности расчета тепловой схемы усеченной турбины
Введение к работе
Повышение эффективности работы теплоэнергетического оборудования всегда являлось приоритетным направлением в развитии энергетической науки.
Появление современных научно-технических разработок, новых материалов и технологий должно найти свое отражение в энергетике. Необходимо учитывать также возможности современных мощных компьютеров, позволяющих моделировать, проектировать и производить различные расчеты для энергетических задач в большем объеме и с большей скоростью.
Провал в развитии энергетики в нашей стране с начала 90-х годов XX века до сих пор дает о себе знать, это отражается в низком потребления энергии во многих регионах.
Выход из строя старого оборудования из-за его старения и практически единичные вводы новых энергетических мощностей - все это заставляет более серьезно подойти к работе существующих станций.
При наметившемся в последние годы экономическом росте может возникнуть дефицит энергетических мощностей. Строительство новых станций требует больших капитальных вложений, при этом на многих станциях имеются внутренние энергетические резервы, выявление которых возможно при оптимизации работы теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Кроме того, 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.
В настоящей работе поставлена задача исследования возможностей по оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ на основе реальных математических моделей турбоустановок и оптимизации тепловой схемы ТЭЦ.
В связи с этим целью работы являлось:
Исследование возможности создания оптимизационной модели распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ с поперечными связями на основе реальных математических моделей турбоустановок;
Создание компьютерной модели для расчета тепловой схемы ТЭЦ;
Разработка мероприятий по оптимизации тепловой схемы.
В качестве объекта исследования выбрана ТЭЦ-1 ОАО «Читаэнерго» г. Читы.
Диссертация состоит из введения, 4-х глав, заключения, списка литературы и приложения.
В главе I обосновывается актуальность рассматриваемой проблемы по оптимизации работы ТЭЦ. Рассмотрены существующие разработки по оптимизации тепловых схем, режимов работы оборудования и оптимальному распределению нагрузок между турбоагрегатами. Определены и сформулированы основные задачи, которые решаются в диссертации.
Изменение параметров тепловой схемы и режимов работы турбоустановки
В данную группу входят такие широко освещенные в научно-технической литературе изменения параметров и режимов работы тепловой схемы, как: - отключение подогревателей высокого давления (ПВД); - скользящее противодавление; - скользящее давление свежего пара.
Описание исследований отключения ПВД, технико-экономическая целесообразность представлены во многих источниках [1-22].
Впервые в широком объеме исследования характеристик энергоблоков (как конденсационных, так и теплофикационных установок) при отключении V части регенеративных подогревателей были проведены ЦКТИ [1,2]. При работе ТЭЦ в отопительный период в соответствии с температурным графиком теплосети отпуск теплоты из теплофикационных отборов турбин достигает своего максимального расчетного значения в момент включения пиковых источников теплоты и сохраняется неизменным при дальнейшем снижении температуры наружного воздуха. При этом регулирующая диа фрагма части низкого давления (ЧНД) турбины находится в большинстве случаев в полностью закрытом положении, пропуск пара через ЧНД в кон денсатор на этих режимах минимален,
Между тем выявлена возможность увеличения тепловой нагрузки турбин сверх номинальной за счет отключения ПВД либо при неизменном расходе свежего пара турбиной [3,4], либо при неизменной величине подвода тепло ты к турбоустановке [5]. Однако в обоих этих случаях одновременно с ростом тепловой нагрузки происходит изменение электрической мощности турбоагрегата: в первом случае она увеличивается, во втором - снижается. Меж ду тем в условиях диспетчерского задания электрической мощности ТЭЦ требуется обеспечение поддержания ее на заданном уровне.
В [6] предпринята попытка исследования возможностей увеличения тепловой нагрузки теплофикационных отборов турбин сверх номинальных значений в период работы ТЭЦ с включенными пиковыми водогрейными котлами (ПВК) в условиях поддержания заданной диспетчерским графиком постоянной электрической мощности.
Это возможно, следующими способами: - отключением ПВД; при этом поддержание заданной электрической мощности осуществляется некоторым снижением расхода свежего пара; - искусственным повышением давления пара в теплофикационных отборах до предельно допустимого, частичным обводом сетевых подогревателей (ПСГ) по воде. В этом случае для поддержания заданной неизменной электрической мощности необходимо несколько повысить расход свежего пара турбиной с целью компенсации снижения располагаемого перепада энтальпий на турбину; - сочетанием отключения ПВД и повышения давления пара в отборах турбины.
Регенеративный подогрев питательной воды в теплофикационных установках уменьшает потери тепла в конденсаторе и повышает выработку электроэнергии на теплопотребление, тем самым обеспечивая экономию топлива. Однако, в отличие от конденсационных установок, у которых потери тепла в конденсаторе имеют место на всех режимах, теплофикационные установки на определенных режимах могут работать без потерь тепла в конденсаторе или с минимальными потерями в нем.
Выполненные исследования [7] упомянутых режимов работы теплофикационных турбин и анализ полученного материала позволили установить следующее. Так как при работе теплофикационных турбоустановок по тепловому графику, с противодавлением или ухудшенным вакуумом потери те пла в конденсаторе минимальны или полностью отсутствуют, то эффективность регенерации в этих условиях в значительной мере утрачивается. Следовательно, на таких режимах регенеративные отборы пара могут быть отключены без заметного снижения тепловой экономичности установки.
В современных теплофикационных паротурбинных установках приблизительно 15% электрической мощности вырабатывается паром регенеративных отборов. Следовательно, отключение их может дать значительное изменение электрической мощности таких турбин.
Практическое осуществление режима работы с полностью отключенной регенерацией на большинстве современных паротурбинных установок невозможно. Так, принятые в настоящее время тепловые схемы не позволяют отключать деаэратор из-за необходимости постоянной дегазации питательной воды, а также (при отключенных остальных регенеративных подогревателях) для поддержания температуры питательной воды в пределах допустимых значений по условиям работы котла. Отключение регенеративных отборов пара на подогреватели низкого давления (ПНД) с целью снижения электрической мощности турбины при работающем деаэраторе малоэффективно, так как подача в деаэратор холодного конденсата вызывает значительное увеличение расхода греющего пара на него и вырабатываемой этим паром электрической мощности.
Достаточно просто реализуется на практике вариант с частичным отключением регенеративных отборов пара, а именно - отключение подогревателей высокого давления.
Отключение ПВД вызывает снижение электрической мощности теплофикационных турбин в меньших размерах, чем при отключении всей регенерации. Так, например, отключение всех регенеративных отборов турбины Т-100-130 приводит к снижению ее электрической мощности на 15,5%, а отключение только ПВД - на 5,3% [8].
Динамика изменения технико-экономических показателей в течении года
Значения помесячных технико-экономических показателей за 2001, 2002 и 2003 по месяцам представлены в таблицах 2.3, 2.4 и графиках (рис. 2.3, 2.4 ) Из них видно, что происходит сезонное снижение отпуска тепла, и соответственно удельного расхода теплоты в течение года. Имея максимальные значения показателей в зимнее время, минимальные - летом, в осенне-весенний период происходит их плавное снижение.
Повысить технико-экономические показатели в зимнее время представля 1 ется затруднительным, так как загрузка отопительных отборов максимальная.
Наиболее целесообразным выглядит осуществление мероприятий по повышению показателей работы станции в осенне-весенний период и особенно летом.
Внедрение мероприятий, повышающих показатели станции в летний период времени, наиболее выгодны, так как при этом есть возможность получить более высокие величины экономии, из-за большей разницей в показателях.
Выработка электроэнергии за шестилетний промежуток времени имеет максимальные значения в 1999-2000, 2003 годах, в 2002 году снизился практически ниже уровня 1998 года. Максимальное значение выработки электроэнергии было в 2003 году и составила 3106186 тыс. кВт-ч, что на 335355 тыс. кВт-ч (10,8 %) больше, чем в 1998 году. К 2002 году происходит снижение выработки электроэнергии до 2477049 тыс. кВт-ч, что на 570948 (18,7 %) меньше, чем в 2000 году и на 629137 (20,2 %), чем в 2003 году.
Отпуск тепла с 1998 года по 2000 год вырос на 1237,3 тыс. ГДж (14 %). В 2000 году отпуск тепла имел максимальное значение 8817,0 тыс. ГДж, к 2003 произошло незначительное снижение отпуска тепла на 86,3 тыс. ГДж (4,8 %).
Хотя с каждым годом происходит улучшение технико-экономических показателей станции (таких как удельный расход топлива на электроэнергию и удельный расход топлива на тепловую энергию), но величина их незначительна. За рассматриваемый период времени удельный расход топлива на электроэнергию уменьшился всего на 5,5 %, удельный расход на тепловую энергию на 7,1 %. Все это связано с проводимыми на станции мероприятиями по повышению эффективности работы.
В условиях реструктуризации электроэнергетики тепловым станциям будет сложно конкурировать с другими станциями, т.к. себестоимость электрической энергии на ТЭЦ самая высокая. Основой энергосистем республики Бурятия и Читинской области являются ТЭЦ. Средний тариф на электрическую энергию за 2002 год в республике Бурятия составил - 72,9 коп/кВт-ч, в Читинской области - 79,7 коп/кВт-ч. При этом на ФОРЭМе - 32,763 коп/кВт-ч, т.е. более чем в два раза дешевле. Анализ тарифов с 2000 года по данным регионам показывает их неизменный рост, который по электрической энергии с августа 2000 по декабрь 2003 составил: Бурятэнерго - 70,47 коп/кВт-ч (187,7 %), Читаэнерго - 71 коп/кВт-ч (161,3 %).
Неизбежность роста тарифов связана с ежегодной инфляцией, ростом цены на топливо и стоимость его перевозки по железной дороге.
Одними из способов повышения эффективности работы тепловой станции является мероприятия по оптимизации работы ТЭЦ. В следующих главах представлены некоторые из методов по оптимизации работы ТЭЦ, такие как, оптимизация распределения нагрузок между турбоагрегатами на основе реальных тепловых схем и один из вариантов по оптимизации тепловой схемы.
В ходе проведения оценки возможностей оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами возникла необходимость в энергетических характеристиках турбоагрегатов. Но в связи с их отсутствием, а также тем, что существующие методики не удовлетворяли поставленным задачам, была разработана методика определения энергетических характеристик турбоагрегатов по диаграмме режимов. Данная методика является очень простой в применении и имеет достаточную для инженерных расчетов точность.
Полученные энергетические характеристики были использованы при оптимизации распределения нагрузок методом перебора всех вариантов. Оптимизация данным методом является более простой, но так как она основана на диаграммах режимов, то является статичной. С помощью нее сложно оценить все возможные варианты работы турбоагрегата и изменения тепловой схемы. Для работы с реальными тепловыми схемами использован метод относительных приростов. В работе данного метода использован комплекс программ по расчету тепловой схемы ТЭЦ, элементы которого основаны на реальных характеристиках оборудования, взятых после проведения тепловых испытаний турбин.
Определение энергетических характеристик турбины типа ПТ по диаграмме режимов
Для ускорения оптимизации распределения нагрузок рассматривались такие варианты работы оборудования: 1) включена только турбина типа К - вся электрическая нагрузка поступает на неё; 2) включена одна или две турбины типа ПТ, с работающей или не работающей турбиной типа К: а) при отключенной турбине типа К - все нагрузки распределяются ме жду одной или двумя турбинами ПТ; б) при включенной турбине типа К - производственная и теплофикаци онная нагрузка распределяется между турбоагрегатами типа ПТ. Электриче ская нагрузка распределяется путём нахождения минимального значения удельного расхода теплоты qsp для данной группы турбоагрегатов. Отсчет начинается с минимального значения электрической мощности для турбины типа К и максимальной суммарной электрической мощности для турбин типа ПТ (возможно и наоборот). Минимальная электрическая мощность турбины типа К увеличивается с шагом в 0,1 МВт, при этом уменьшается суммарная электрическая мощность турбин типа ПТ на эту же величину, определяется значение удельного расхода теплоты qzp для данной группы турбоагрегатов. Данный цикл продолжается до достижения максимальной электрической мощности турбины типа К и минимальной суммарной мощности турбин типа ПТ, а среди полученных значений удельных расходов теплоты qzp находится минимальное значение, которому соответствует оптимальное распределение электрической нагрузки между данной группой турбоагрегатов.
3) включена одна, две или три турбины типа Т, с работающей или не работающей турбиной типа К; а) при отключенной турбине типа К - теплофикационная и электрическая нагрузка распределяются между турбинами типа Т; б) при включенной турбине типа К - теплофикационная нагрузка распределяется между турбоагрегатами типа Т, а электрическая нагрузка между турбинами типа К и Т. Распределение осуществляется также, как и для варианта работы турбин типа К и ПТ.
4) включены одна или две турбины типа ПТ, одна, две или три турбины типа Т, с работающей или не работающей турбиной типа К; а) при отключенной турбине типа К - производственная нагрузка распределяется между турбинами типа ПТ. Остальные нагрузки распределяются таким образом: во внешнем цикле теплофикационная нагрузка изменяется с шагом в 0,5 ГДж, во внутреннем электрическая с шагом в 0,1 МВт и для каждого режима определяется удельный расход теплоты qsp. После достижения границ внешнего цикла, среди полученных значений q2p определяется минимальное, которому и соответствует оптимальное распределение электрической и теплофикационной нагрузки между группой турбоагрегатов типа Т и ПТ; б) при включенной турбине типа К - производственная нагрузка также распределяется между турбинами типа ПТ. Теплофикационная и электрическая нагрузки распределяются с помощью трех циклов: внешнего, среднего и внутреннего. Во внешнем цикле изменяется теплофикационная нагрузка, в среднем изменяется электрическая нагрузка турбины типа К и суммарной электрической нагрузки группы турбин типа Т и ПТ, во внутреннем цикле изменяется электрическая нагрузка между турбинами типа Т и ПТ за вычетом электрической нагрузки турбины типа К. Во внутреннем цикле определяются значения удельных расходов теплоты qzp и после завершения работы всех циклов определяется минимальное значение q , которому соответствует оптимальное распределение электрической и теплофикационной нагрузок. 3.2.2. Оптимальное распределение нагрузок методом относительных приростов
Метод относительных приростов для поставленной задачи состоит из трех циклов: внешнего, среднего и внутреннего. Во внешнем цикле - изменяется производственная, в среднем - теплофикационная и во внутреннем - электрическая нагрузка.
Для ускорения работы вводятся такие варианты режимов работы: 1) при существующей производственной и теплофикационной нагрузке - работают все три цикла; 2) при отсутствии производственной или теплофикационной нагрузки - работают два цикла; 3) при отсутствии производственной и теплофикационной нагрузки -работает только один цикл распределения электрической нагрузки.
Первоначально нагрузка между турбоагрегатами распределяется равно мерно и находятся значения удельных расходов теплоты qzp. Во внешнем цикле увеличивается значение производственной нагрузки обеих турбин типа ПТ на 1 ГДж, в среднем теплофикационную нагрузку для турбин типа Т и ПТ на 1 ГДж, во внутреннем цикле электрическую нагрузку для всех турбоагрегатов на 1 МВт, а затем для каждого варианта и каждой машины находят своё значение qzp (т.е. при варианте, когда нет производственной и теплофикационной нагрузки и в работе 6 турбоагрегатов, получается 6 значений q ). Среди полученного массива значений qzp находят минимальное и данный режим сохраняется. Затем цикл повторяется до достижения минимального значения qep, которому и соответствует оптимальное распределение электрической, теплофикационной и производственной нагрузок между группой турбоагрега Ф тов.
Особенности расчета тепловой схемы усеченной турбины
Исследования реальной тепловой схемы турбоагрегата на различных режимах выявили некоторые несоответствия с методами расчета представленных в технической литературе.
В расчетах при изменениях режимов не учитывалось: 1) изменение внутреннего относительного КПД ЦВД в зависимости от расхода острого пара на турбину Г\ЦВЛ0І=/[О0); 2) изменение температуры пара в отборах в зависимости от давления в отборе, находящегося при изменение расхода пара на турбину от номинального по формуле Стодолы-Флюгеля, и изменения внутреннего относительного КПД; 3) изменение давления на входе в ЦСД в зависимости от расхода пара на входе рв\сд=Л Хпса) и соответственно перераспределение значений давлений по проточной части при отличие от номинального значения по формуле Стодолы-Флюгеля; 4) изменение внутреннего относительного КПД ЧСД в зависимости от расхода пара на цилиндр, г\исд01=/(1?хцсд); 5) изменение значения конечного давления рк от расхода пара в конденсатор.
Все эти недостатки были устранены эмпирическими методами. Зависимости внутренних относительных КПД ЛЦВДОІ=ЛА) и Л ОІ ЦСД) были получены с математически высокой точность и представляют вид:
Изменение температуры пара в отборах были определены следующим образом.
Находятся давления отборов при отличии текущего расхода пара от номинального по формуле Стодолы-Флюгеля: mepoo,pzo - параметры, соответствующие расчетному расходу пара D0;p0i, pz\ - параметры, соответствующие изменившемуся режиму с новым расходом пара D (индекс «О» - перед группой ступеней, а индекс «z» - за группой ступеней).
Затем берется исходная точка (начальные параметры), в ней определяются значения энтальпии, энтропии, затем при постоянном значении энтропии, рассчитанном внутреннем относительном КПД и значении давления в следующем отборе определяется энтальпия в отборе, а по ней и давлению находится температура в отборе соответствующая изменившемуся расходу пара. И таким образом осуществляется расчет для всех отборов, исходной точкой последующего отбора, является ранее рассчитанная. Для ЦСД исходной точкой является давление пара на входе рвхцсд, а расчет параметров отборов аналогичен.
Эмпирическая зависимость давления на входе в ЦСД/?ВХЦСД от расхода пара на входе ВХцСд с высокой математической точность представляет вид:
Изменение конечного давления в зависимости от расхода пара в конденсатор имеет линейную зависимость.
Теоретические методы расчета имеют упрощенный вид, для более точного соответствия расчетных зависимостей со значениями реальной тепловой схемы турбоустановки необходима более сложная модель расчета. Расчет осуществляется методом последовательных приближений, вначале задается Do, находится гцвд0ь пересчитываются значения давлений и температур в отборах пара ЦВД, определяется расход пара на входе в ЦСД ?\Сд и по нему получают значения давления на входе в цилиндр /?вхцед и относительный внутренний КПД ТЦСДОІ, затем находится расход пара в конденсатор и по нему определяется конечное давление рк. В конце расчета регенеративной схемы расход уточняется и при заданной точности соответствия принятого и полученного расхода продолжается или заканчивается расчет. «Ручным» методом осуществить данный расчет представляется сложным, использование же компьютера для решения поставленной задачи позволяет рассчитать параметры тепловой схемы с большой точностью.
1. Разработанная автором методика определения энергетических характеристик турбоагрегатов по диаграмме режимов, позволяет получение энергетических характеристик для турбины типа Т с одним отопительным отбором по четырем характерным точкам, для турбины типа ПТ с одним производственным и отопительным отбором по шести характерным точкам. Вместо диаграммы режимов в качестве исходных данных могут быть использованы результаты тепловых испытаний, на основании которых и строятся диаграммы режимов. Использование непосредственно результатов тепловых испытаний позволит получить более точно энергетические характеристики турбоагрегатов. Данная методика является очень простой в применении и имеет достаточную для инженерных расчетов точность.
2. Рассмотрены два метода по оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами - метод перебора всех вариантов и метод относительных приростов. Метод перебора всех вариантов более прост в работе и быстрее, кроме режимов близких к максимальным нагрузкам. Но данный метод ограничен, может распределять только три вида нагрузок между тремя группами объектов. Метод относительных приростов затрачивает больше времени на оптимизацию, но данный метод позволяет распределять нагрузку даже более 3-х видов между конечным числом объектов. Метод относительных приростов может быть применен и для любых других задач, где требуется оптимизация по одному критерию, имеющих от одного до нескольких изменяемых параметров при ограниченным количестве объектов. Объекты оптимизации должны быть описаны в виде математических моделей. Самый лучший ва риант это комбинирование обоих методов. Вначале распределение методом перебора всех вариантов, который лучше всего подходит для предварительного распределения нагрузки, а затем методом относительных приростов. Первый метод распределит нагрузку между группами, а второй в группах между турбоагрегатами.
3. Разработанный программный комплекс позволяет не только рассчитывать тепловую схему ТЭЦ на различных режимах и при различных условиях работы оборудования, но и производить расчеты по оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами.
4. В работе компьютерного комплекса по расчету тепловой схемы ТЭЦ использованы результаты тепловых испытаний турбоагрегатов. Выявленные особенности расчета реальной тепловой схемы турбоагрегатов использованы в математических моделях программного комплекса.
