автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Математическое моделирование и технико-экономическая оптимизация парогазовых установок на угле и газе

Р Г Б ОД

- 8 МАЙ 15С5

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ СИБИРСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

На правах рукописи

Щэголева Татьяна Петровна

УЖ 621.311.182

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК НА УГЛЕ И ГАЗЕ

Специальность 05,14.01 - Энергетические

системы и комплексы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иркутск - 1995

Работа выполнена в Сибирском энергетическом институте СО РАН (СЭИ)

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук, Клер A.M.

доктор технических наук, профессор, Степанов C.B. кандидат технических наук, старший научный сотрудник Малевский А.Л. Институт энергетических исследований РАН, г.Москва

Защита состоится 2^/Мй 9 /99Sг. в ю часов на заседании диссертационного совета Д.002.30.01 при Сибирском энергетическом институте СО РАН по адресу: 664033, г.Иркутск, ул. Лермонтова, 130, СЭИ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Сибирского энергетического института СО РАН.

Автореферат разослан 21 апреля 1995 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.т.н.

A.M.Клар

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. Напряженная обстановка в электро- и

теплоснабжении страны, сложившаяся в настоящее время, явилась

результатом совместного' действия целого ряда факторов. Главные из

ешх: консервация строительства атомных электростанций, моральное и

физическое старение действующего оборудования, медленное внедрение

аовой техники, нерешенность экологических проблем.

Многие проблемы теплоэнергетики могут быть решены в случае

применения на тепловых электростанциях парогазовых установок'(ЛГУ).

Парогазовые установки характеризуются сложностью

технологических схем и многообразием протекающих в них процессов.

При создании ПГУ требуется сопоставить многочисленные варианты ее

элементного состава, вида технологической схемы и основных

параметров. Получение обоснованных решений при этом практически

невозможно без широкого применения методов математического

моделирования и схемно-параметрической оптимизации.

Методические основы таких исследований были заложены в трудах

Сибирского энергетического института. Интересные подхода к

моделированию теплоэнергетических установок были предложены

исследователями из ряда других организации (ИЛМаш . АН Украины,

ЦНШКА, НПО ЦКШ, СПЕГТУ-Ленэверго, и др.). В практике - оптимизации

получили распространение аналитические методы. Они нашли отражение в

работах, выполненных в СПИ, НПО 1ЩИ, ИТТ АН Украины и др.. Однако в

перечисленных работах рассматривались либо подробные модели простых

установок, либо упрощенные математические модели сложных установок.

Опыт технико-экономических исследований показал, что существующие

метода"математического моделирования и оптимизации, применяемые к

установкам с простой технологической схемой, неприемлемы для таких

сложных установок, как ПГУ.

В связи с этим важное значение приобретает разработка

достаточно универсальной совокупности методов математического

моделирования и схемно-пзрамвтрическог оптимизации, позволяющей

проводить технико-экономические исследования широкого набора

парогазовых установок.

Целями работы являются:

Методические:

а)создание взаимосвязанной системы математических моделей элементов, пригодной для проведения согласованных конструкторских и поверочных расчетов ПГУ; бразработка методики оптимизации с учетом переменных режимов работы ПГУ; вразработка подхода к оптимизации подсистем

конвективных теплообменников (ПКТ) ПГУ.

Прикладные:

а)для ПГУ на угле с внутрщикловой газификацией угля <ВЦГ.У) -определение оптимальных: состава дутья в газогенератор; температуры процесса газификации; параметров острого пара и пара промперегрзва; минимального температурного напора;

б)для теплофикационной ПГУ на газе - определение оптимальных: параметров острого пара, пара в отборах; распределение нагрузки мевду сетевыми подогревателями, газовыми экономайзерами и пиковыми источниками; определение мощности подключенной тепловой нагрузки;

в)для теплофикационной ПГУ малой мощности на угле с ВЦГУ определение технико-экономических показателей с учетом переменных режимов работы и обоснование эффективности использования для условий Дальнего Востока.

Работа базируется на современных методах математического моделирования и оптимизации и основных достижениях теории и методов технико-экономических расчетов в энергетике.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые подучены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты:

1.Методический подход к моделирован™ парогазовых установок, который заключается в создании взаимосвязанной системы математических моделей их элементов, пригодной для проведения согласованных конструкторских и поверочных расчетов.

2.Постановка и решение задачи оптимизации парогазовых установок с учетом переменных условий работы.

3.Метод оптимизации подсистемы конвективных теплообменников ПГУ,

Практическая ценность работы заключается в возможности

выполнения с помощью разработанных методических подходов технико-экономических исследований широкого спектра парогазовых установок и в получении на их основе схемно-параметрических решений, позволяющих достаточно существенно повысить экономическую эффективность установок данного типа.

Результаты исследований получили практическую реализацию в работах СЭИ СО РАН и НПО ЦКТИ по технико-экономическим исследованиям парогазовых установок: ПГУ на природном газе с высокотемпературной газовой турбиной <ГТ), ПГУ с внутрицикловой газификацией угля для ТЭС КАТЭКа , теплофикационных ПГУ на газе и с внутрицикловой газификацией кузнецкого угля; в переданном в НПО ЦКТИ

программно-вычислительном комплексе для исследования парогазовых установок. Работы выполнены при непосредственном участии автора.

Апробация работы. Основные положения работы докладывались и обсувдались: на XXI конференции научной молодежи СЭИ СО АН- СССР (Иркутск, 1990); на XVII конференции научной молодежи СЭИ СО АН СССР (Иркутск, 1988); на XVI конференции научной молодежи СЭИ СО АН ■ СССР (Иркутск, 1985); на Республиканской научно-технической конференции "Математическое моделирование процессов и конструкций энергетических и транспортных турбинных установок в системах их автоматизированного проектирования" (Харьков, 1988); на международном форуме по" применению компьютерного моделирования в энергетике (Сараево, 1989); на Всесоюзной научно-технической сессии по газовым турбинам (Николаев, 1990); на Всесоюзном симпозиуме "Современные проблемы системных исследований в энергетике " (Иркутск, 1990). ■

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ.

Состав и обЪзм работы■ Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и двух приложений. Общий объем 186 страниц, из них: 91 страницы основного текста, 12 рисунков и 27 таблиц. Список литературы содержит 87 наименования.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении на основе анализа ранее выполненных' исследований показана актуальность рассматриваемой проблемы, определена цель работы и приведена ее краткая характеристика.

В первой главе освещены вопросы математического моделирования ПТУ. Обсуждены проблеш создания детальных математических моделей отдельных элементов и математической модели установки в целом, изложена методика определения технико-экономических показателей ЛГУ.

Универсальным средством для комплексного технико-экономического исследования сложной теплоэнергетической установки, какой является ИГУ, служит ее математическая модель.

Построение математической модели технологической схемы ПТУ целесообразно разделить на два этапа.

На первом этапе разрабатываются модели отдельных элементов. При формировании состава базовых моделей схем энергоустановок, как правило, основой являются аппараты и узлы реальной ' технологической схемы. Для каждого типа установок целесообразно иметь индивидуальный архив базовых моделей. Автором был проведен анализ тепловых схем ПТУ с целью выявления необходимого для их исследования состава элементов.

Для всех элементов были разработаны математические модели.

удовлетворяюще следующим требованиям.

1.Математические модели должны адекватно отображать реальные процессы, протекающие в элементах установки.

2.В математических моделях элементов должна проводится проверка соблюдения физико-технических ограничений на режимы их работы, состояния материалов и рабочих тел.

3.Модели должны обеспечивать устойчивую работу в используемом диапозоне параметров.

4.Математические модели отдельных элементов ПГУ должны быть достаточно универсальными, для того, чтобы использоваться при моделировании различных установок данного типа.

5.Модели должны обеспечивать высокую точность расчета, приемлемый объем потребляемых машинных ресурсов (время счета и память).

Следует отметить, что в зависимости от условий эксплуатации парогазовые установки могут работать в широком диапазоне нагрузок. Это связано с изменением внешних условий (изменение электрической нагрузки, а для теплофикационных ПГУ и тепловой нагрузки внешних потребителей, изменение температуры наружного воздуха и охлаждающей вода) и внутренних условий (работа при частичных отказах). Это требует при исследовании ПГУ рассматривать ряд различных режимов и существенно усложняет задачу их математического моделирования. В связи с этим помимо конструкторских расчетов ПГУ необходимо проводить поверочные расчеты. Это в свою очередь требует разработки моделей, ориентированных как на конструкторские, так и на поверочные расчеты.

Необходимо отметить, что расчет некоторых элементов вызывает значительные вычислительные трудности. Для повышения скорости сходимости расчетов и устойчивости работы модели автором совместно с A.M. Клером предложен подход, который основан на последовательном использовании подробных и упрощенных моделей. Сначала решается система уравнений на упрощенной модели с фиксированными коэффициентами и упрощенными зависимостями, затем эти коэффициенты уточняются при подробном расчете. Этот подход весьма эффективен для моделирования различных теплообменников, для определения "рабочей точки" газотурбинной , установки (точка пересечения характеристик компрессора и турбины) и в ряде других случаев. .

. Модели элементов паротурбинной установки были разработаны ранее в лаборатории исследований энергетических установок СЭИ. Подробные

описания таких математических моделей даны в приложениях.

Автором были разработаны математические модели основных элементов ПГУ (конвективных теплообменников на продуктах газификации и продуктах сгорания, газовых турбин, воздушных компрессоров, камер сгораний и т.д.), ориентированных на конструкторский и поверочный расчеты. Алгоритмы расчета этих элементов подробно даны в работе.

Разработанная система математических моделей ПГУ позволяет на ее основе рассматривать широкий набор установок данного типа.

Второй этап моделфования ПГУ - построение математической модели установки в целом.

Разработка математических моделей схем ИГУ представляет достаточно сложную и трудоемкую задачу. Здесь автор использует следующие приемы, которые позволяют значительно сократить число элементов и связей при переходе от технологической схемы к расчетной и упростить построение математической модели всей установки. Г.Для уменьшения числа переменных в моделях схемы 'каждая груша однотипных параллельно работающих элементов технологической схемы заменяется на один элемент расчетной схемы,

2.Каждую встречающуюся несколько раз в технологической схеме одинаковую комбинацию разнотипных элементов целесообразно объединить в один элемент.

3.Проблема большой размерности технологической схемы разрешается с помощью метода декомпозиции.

4.Для возможности сопоставления различнья схемных решений в расчетной схеме предусмотрены различные технологические связи между элементами. При этом переход от одного варианта к другому осуществляется отключением "лишних" технологических связей и элементов.

Расчет технологических схем парогазовых установок сводится к решению систем нелинейных алгебраических и трансцендентных уравнений большой размерности. Для автоматизации математического моделирования схем ПГУ была использована созданная в СЭИ система машинного построения программ {СМШ1-ММКРО). Эта система позволяет на базе архива математических моделей типовых элементов схем, на основе информации об элементном составе и заданной структуры связей в конкретной схеме и целей расчета автоматически построить программу расчета технологической схемы установки на языке гокткм.

Разработанные таким образом математические модели различных схем парогазовых установок являются основой дет проведения технико-

экономических ислвдований.

Следует отметить,- что основным методом определения предпочтительности того или иного типа теплоэнергетической установки служит метод технико-экономического сопоставления вариантов энергоустановки с учетом особенностей их сооружения и эксплуатации. В качестве итогового показателя эффективности того или иного варианта ПГУ в соответствии с методикой технико-экономических расчетов в энергетике принята величина суммарных приведенных затрат по установке. В выражение приведенных затрат входят затраты по всем основным элементам оборудования и сооружений ПГУ с учетом особенностей конструктивно-компановочных решений щ ним.

Поскольку 'сопоставляемые варианты ПГУ отличаются отпуском электроэнергии, их необходимо приводить к равному энергетическому эффекту и учитывать замыкающие затраты на электроэнергию, В этом случае выражение для суммарных приведенных затрат ¿-го варианта примет вид:

Зсум = Зуст + <Э6аэ ~ Э1)-Зол>

где ЗуСТ- приведенные затрата по установке ¿-го варианта,- Эбаэ -базовый годовой отпуск электроэнергии, к которому приводятся отпуски электроэнергии всех вариантов; Э1 - годовой отпуск электроэнергии 1-го варианта; зал- удельные замыкающие затрать! на электроэнергию.

Во второй главе рассматриваются метода схемно-параметрической оптимизации ПГУ.

Для проведения исследований сложных ТЭУ в лаборатории исследований энергетических установок СЭИ был создан программно -вычислительный комплекс (ПВК), который автором был дополнен и развит применительно к ПГУ. ПВК состоит из двух- функционально различных частей. Первая часть, связанная с математическим моделированием ПГУ, описана в главе I., вторая относится к проблеме оптимизации этих установок.

Общую задачу схемно-парметрической оптимизации целесообразно разделить на два итерационно увязанных этапа.

На первом этапе осуществляется оптимизация по непрерывным параметрам установки. На втором этапе решаются задачи, связанные с оптимизацией структуры схемы.

В работе оптимизация по непрерывным параметрам установки рассматривается в двух вариантах.

I.Оптимизация параметров установки при постоянных условиях эксплуатации.

Такая задача решается в тех случаях, когда режим работы ПГУ мало изменяется в течение расчетного периода. Это в первую очередь относится к ПГУ, производящим лишь электроэнергию и работающим в базе электрической нагрузки.

Решение задачи является достаточно трудной проблемой. Это обусловлено сложностью схем ПГУ, а соответственно и сложностью их математических моделей.' Однако все основные положения подхода к оптимизации ТЭУ будут справедливы и для ПГУ.

С математической точки зрения задача оптимизации ПГУ по непрерывным параметрам относится к классу задач нелинейного программирования. Требуется минимизировать нелинейную функцию цели на множестве, определяемом нелинейными системами вида равенств и неравенств. В качестве целевой функции принимаются, как правило, приведенные затраты по ПГУ.

Для ее решения в данной работе используется разработанный в СЭИ метод. Он относится к классу методов первого порядка с памятью, основан на последовательной линеаризации нелинейных функций и накоплении информащи.

2.Оптимизация параметров установки с учетом переменных условий эксплуатации. Данный подход предложен автором совместно с А.М.Клером и Н.П. Декановой. Реализация этого подхода применительно к ПГУ выполнена автором.

Неизбежные отклонения от номинальных условиий, на которые проектируется установка, влияют на все показатели оборудования ПГУ -мощность, надежность, экономичность. Поэтому при выборе параметров и структуры парогазовой установки необходимо рассматривать различные режимы работы. Это в первую очередь относится к теплофикационным ПГУ и полупиковым ПГУ.

Режимы определяются следующими условиями: графиками потребления энергии (электрической и тепловой), климатическими особенностями района, технологическими требованиями изменения параметров теплоносителей при отпуске теплоты для производственных нужд, работой в условиях отказа некоторых элементов установки (работа в условиях частичного отказа).

При выборе числа характерных режимов, учитываемых при оптимизации, необходимо применять принцип представительности принятых режимов, т.е. в работе установки за расчетный период нужно

выделить несколько характерных режимов, достаточно хорошо отражающих все множество режимов работы ПГУ. Причем каждому такому режиму соответствует своя расчетная продолжительность. Оценить эффективность работы ПГУ можно, рассматривая лишь все характерные режимы, что в свою очередь существенно усложняет задачу оптимизации.

С учетом изложенного для определения критерия эффективности установки (приведенных затрат) необходимо провести конструкторский расчет установки в режиме с максимальными внешними нагрузками (обычно это номинальный режим) для определения . конструктивных характеристик элементов установки и серию поверочных расчетов в ряде представительных режимов, ориентированных на оценку' тепловой эффективности при заданных внешних условиях и принятой конструкции.

При"этом все оптимизируемые параметры делятся на две группы.

1.Параметры установки, назначение которых при конструкторском расчете приведет к выбору оптимальных конструктивных характеристик, условно можно назвать конструктивными параметрами. К этой группе относятся иарметры острого пара, пара промперегрева, давление пара перед регулирующими диафрагмами при максимальной нагрузке и ряд других параметров расчетного режима.

2.Параметры, которые влияют на работу установки в некотором характерном режиме, - режимные опп^изируемые параметры. К ним относятся, например, давление в камере регулируемого отбора, расход сетевой вода, проходящей через газовый экономайзер. Значения этих параметров влияют на распределение тепловой нагрузки между ПГУ и пиковыми источниками тепла.

В каждом рассматриваемом режиме работы ПГУ должны соблюдаться системы ограничений в виде равенств и неравенств, которые определяются процессами, ■ протекающими в элементах, и физико-техническими ограничениями на параметр«.

С математической точки зрения задача оптимиза:|Ш параметров ПГУ с учетом переменных условий работы формулируется как задача нелинейного протраммирования. Требуется минимизировать нелинейную функцию цели на множестве, определяемом нелинейными системами вида равенств и неравенств.

Для решения этой задачи эффективно используется тот же метод, что и в предыдущей задаче.

Важной для ПГУ является и задача оптимизации вида технологической схемы. Достаточно общие и конструктивные методы

решения этой задачи к настоящему времени еще не разработаны. Однако задачи оптимизации структуры отдельных подсистем ПГУ поддаются формализации. Для ПГУ в первую очередь это относится к подсистемам конвективных теплообменников, расположенных вдоль трактов продуктов газификации и продуктов сгорания. Для оптимизации подсистемы конвективных теплообменников ПГУ с ВЦГУ при участии автора разработан подход, основанный на сведении задачи оптимизации ПКТ к транспортной задаче линейного программирования. Суть его состоит в следующем.

Выделяются греющие потоки газа и нагреваемые потоки вода или пара. Причем суммарное количество тепла, отдаваемого греющими потоками, разно суммарному количеству тепла, которое получают нагреваемые потоки. Все параметры потоков определяются из расчета некоторой исходной технологической схемы установки.

Полный интервал изменения температур каждого греющего газового потока разбивается на ряд малых температурных интервалов. Полный интервал изменения энтальпий каждого нагреваемого потока разбивается на ряд малых энтальпийных интервалов. Далее определяются количество теша, которое нужно подвести к потоку или отвести от него, дая изменения его температуры между границами каждого малого температурного интервала и затраты на передачу единицы тепла от каждого малого интервала каждого греющего потока к каждому малому интервалу каждого нагреваемого потока (если теплообмен осуществим).

Затраты определяются требуемой площадью нагрева и ее удельной стоимостью, стоимостью корпуса теплообменника, а также затратами энергии на перекачку теплоносителей. При определении затрат оптимизируются марка металла труб и- конструктивные параметр«, определяющие скорости движения теплоносителей.

Далее дая малых температурных интервалов определяются оптимальные направления транспорта (отвода или подвода) тепла. Поиск таких направлений сводится к транспортной задаче линейного программирования, которая состоит в минимизации суммарных затрат, в ПКТ. Ее решение позволяет получить оптимальную структуру системы конвективных теплообменников ПГУ.

С использованием зтого метода проведена оптимизация тешюобменных поверхностей катла-утилизатора <КУ) ПГУ. Шеется одан греющий поток газа и 6 нагреваемых потоков пара или воды. Для исходного варианта суммарная площадь поверхностей нагрева из углеродистой стали равна 56150 м2, из низколегированной - 8340 мг,

и

суммарное аэродинамическое Сопротивление - 3,16 кПа. Затраты в подсистему конвективных теплообменников ХУ составляют 2335 тыс.руб./год.

Для оптимального варианта ПКТ суммарная площадь поверхностей нагрева из углеродистой стали - 56040 м2, из низколегированной -4600 м2, суммарное аэродинамическое сопротивление - 3,95 кПа. Затрата в подсистему конвективных теплообменников КУ составляют 2145 тыс.руб/год.

Таким образом, эффект от оптимизации схемы конвективных теплообменников КУ составляет 190 тыс.руб/год (в ценах 1984 г.).

В третьей главе приводятся основные результаты оптимизационных исследований парогазовой установки большой мощности с внутрицикловой газификацией угля для ТЭС КАТЭК.

Для ПТУ с газификацией угля наиболее перспективной (с учетом прогресса в газотурбостроении) является схема с котлом утилизатором (рис.I.).

Для. проведения технико- экономических исследований установки с помощью СМПП была разработана ее математическая модель. Проблема большой размерности была решена с помощью метода декомпозиции. Первоначально были построены модели расчета паровой турбины и блока газификации. Затем эти модели были увязаны между собой и 1 использованы для построения математической модели всей установки.

Оптимизационные исследования проведены для четырех вариантов технологических схем ПГУ. Варианты различаются заданием температуры перед газовой турбиной (1000оС, П00°С, 1200°С, 1400°С). В последнем варианте принято водяное охлаждение статора и рабочих лопаток первых двух ступеней основной газовой турбины. Охлаждение последующих ступеней турбины - воздушное. В первых трех вариантах принято только воздушное охлаждение.

Поскольку ГРЭС КАТЭК в ОЭЭС Сибири будут выполнять роль замыкающих станций, то в качестве целевой функции приняты удельные (на единицу отпущенной электроэнергии) приведенные затраты по этим станциям. В качестве оптимизируемых переменных приняты давление пара в барабанах-сепараторах высокого и низкого давления, энтальпия пара на выходе из первичного и промежуточного пароперегревателей, паропроизводитедьность испарительных контуров низкого и высокого давлений, состав дутья в газогенератор и др. (всего 12 параметров). При оптимизации учитывается 25 нелинейных ограничений-неравенств, в

Рис.I.Технологическая схема парогазовой установки большой мощности с внутрицикловой газификацией угля: 1-установка для сушки угли, 2-газогенератор, З-воздушный компрессор, 4-расширчтельная газовая турбина, 5-паровэя турбина, 6-газоохладитель, 7,8-устройства грубой и тонкой очистки, 9-газонагрзва-тель, 10-камера сгорания, П-воздушныа компрессор, 12-газовая турбина, 13,14-газогенераторная и паротурбинная установки, 15,16-вторичнш и первичный пароперегреватели, 17,18,19-барабан-сепаратор, испаритель, экономайзер высокого давления, 20,21,22-бзрзбан~сопаратор, испаритель, экономайзер низкого давления.

том числе, на температуру процесса газификации, на температуру и механические напряжения металл* труб пароперегревателей, на концевые температурные напоры тешгаобменных аппаратов, на влажность пара в последней ступени паровой турбины.

Оптимальные значения основных оптимизируемых параметров и основные технико-экономические показатели (в ценах 1984 ■ г.) приведены в таблице I.

Таб-тица I.

Результаты оптимизационных расчетов технологической схемы ПГУ с КУ.

Наименование Номера вариантов

I 2 3 4

I.Температура острого пара,

°С 425 452 519 526

3.Температура пара промпере-

грева, °С 491 463 531 536

3.Давление острого пара, МПа 10,3 13,4 ' 14,56 12,89

4.Давление пэра промперегре-

ва, МПа 1,96 2,07 2,9 1,95

5.Удельный расход пара на

газификацию, кг/кг 0,239 0,117 Г),147 0,742

6.Удельный расход воздуха

на газификацию, кг/кг 2,00 1,914 1,950 2,097

7.Полезная электрическая

мощность блока, МВт 1150,2 1213,05 1263,9 1300,4

8 Удельный расход топлива,

гу .т/кВт-г 296 281 270 262

9.Удельные капиталовложения

в установку, руб/кВт 237,6 219,3 216,9 204,2

10..Удельные приведенные

затраты, коп./кВт.ч. 1,33 1,24 1,22 1,16

II.КПД нетто, % 41, БТ 43,78 45,61 46,92

Оптимизационные расчеты показали, что оптимальные давление и температура острого пара и пара промперегрева существенно зависят от температуры газа перед газовой турбиной и от способа охлаждения ее

проточной части. Оптимальная температура уходящих газов установки лежит в районе 155-180°С. Минимальный температурный напор между греющей и нагреваемой средой в газовом тракте котла- утилизатора составляет 40-50°С. Это существенно выше тех напоров, которые, как правило, закладываются при проектировании подобных установок. Занижение напоров приводит к резкому увеличению поверхностей нагрева КУ без существенного роста тепловой эффективности ПГУ. Оптимальная температура процесса газификации лежит вблизи нижней предельно-допустимой температуры 900°С. Для ПГУ с высокотемпературной ГТ с водяным охлаждением проточной часта оптимальный удельный расход дутьевого пара существенно выше, (в 3-4 раза), чем для ПГУ с ГТ, имеющими воздушное охлаждение.

Среди рассмотренных вариантов лучшие технико-экономические показатели имеет парогазовая установка с водяным охлаждением проточной части газовой турбины. Переход на этот способ охлаждения обеспечивает экономию удельных приведенных затрат по установке в размера 5%.

В четвертой главе приводятся основные результаты исследований теплофикационных ПГУ.

На основе предложенной методики оптимизации с учетом переменных условий работы, изложенной во второй главе, приводится решение задачи оптимизации теплофикационной ПГУ на газе. Технологическая схема установки включает две газовые турбины и одну паровую. Генерация пара обеспечивается за счет тепла уходящих газов ГТ в котле-утилизаторе. Сетевая вода нагревается парбм из регулируемых отборов турбины и уходящими газами в газоводяном теплообменнике, а затем направляется на подогрев в пиковых источниках тепла. Рассматривается три режима: номинальный, среднезимний, среднелетний.

Следует отметить, что при проектировании серийной ТЭУ наряду с термодинамическими параметрами и расходами рабочего тела необходимо правильно подобрать расчетную мощность внешних потребителей тепла, определяющую соотношение тепловой мощности собственно теплофикационной установки и пиковых источников, и номинальную электрическую мощность установки с учетом требуемых режимов работы в электро знергетиче ской системе.

Согласно постановке задачи оптимизации с учетом переменных условий работы состав оптимизируемых параметров делится на две группы.

I.Параметры номинального режима, определяющие конструкцию установки,

- давление и энтальпия острого пара, давления в отборах паровой турбины, тешювосприятия поверхностей нагрева КУ. Кроме того, к данной груше были отнесены расчетная тепловая мощность потребителей и номинальная электрическая мощность установки (всего 12 параметров).

2.Параметры, характеризующие работоспособность и тепловую экономичность установки в среднезимнем и среднелетнем режимах, -расход острого пара, расход топлива в камеру сгорания газовой турбины и давление пара в отборе перед регулирующей диафрагмой, расход сетевой воды через газовый экономайзер.

В качеств© целевой функции принимаются приведенные затраты по ПГУ и пиковой котельной, приходящиеся на единицу тепла, отпущенного внешнему потребителю'.

В каждом режиме учитываются ограничения на температуру газа перед газовой турбиной, на температуру и механические напряжения металла труб пароперегревателя, на концевые температурные напоры теплообменников КУ, на влажность пэра в последней ступени паровой турбины, на давление в камере регулируемого отбора и т.д.. Были разработаны программы конструкторского и поверочного расчетов ПГУ. Конструкторский расчет проводился в номинальном режиме. Поверочные расчета при заданных конструктивных ' характеристиках проводятся в среднезимнем и среднелетнем режимах.

В результате оптимизаций рассматриваемой установки были найдены ее оптимальные параметры в расчетном (номинальном) режиме: давление острого пара - 7,6 МПа, температура острого пара - 455°С, давление пара в верхнем регулируемом отборе - 0,096 МПа, давление пара в нижнем регулируемом отборе - 0,072 МПа. .

Из полученного решения видно, что некоторые оптимальные параметры паротурбинной установки теплофикационной ПГУ заметно отличаются от стандартных параметров обычных теплофикационных турбин (ниже давление острого пара, давление пара в верхнем отборе). Последнее объясняется тем, что часть тепла сетевой воде передается в газовом экономайзере.

Мощность подключенной тепловой нагрузки внешних потребителей составляет 319 Гкал/ч. При этом собственно в ПГУ сетевая • вода нагревается от 70° С до 104,5°С, что соответствует коэффициенту теплофикации равному 43%.,

Целью исследований теплофикационной паргазовой установки малой

мощности с внутрицикловой газификацией угля для условий Дальнего Востока является определение технико-экономических показателей ПГУ при работе в различных режимах и в течение года (при расчетной температуре наружного воздуха, среднезимнем, среднелетнем режимах и режиме без тепловой нагрузки). Для этого выбраны "средние" климатические условия восточных районов.

ПГУ имеет газовую турбину с температурой газа на входе ПОО°С, котел-утилизатор двух давлений. Используется паровая турбина со стандартным давлением острого пара 35 кг/см2 и температурой 435°С. В отличии от типовых турбин у нее должна быть предусмотрена подача дополнительного потока пара низкого давления (Я кг/см2). Тепло потребителям отпускается в виде горячей вода. .Установка проектируется на покрытие всей подключенной тепловой нагрузки и не требует пиковых источников тепла. Нагрев сетевой воды (от ?0°С до 150°С) проводится в трех пароводяных подогревателях.

Разработаны программы конструкторского и поверочного расчетов ПГУ. Конструкторский расчет проводился в номинальном режиме. Поверочные расчета при заданных конструктивных характеристиках проводятся в среднезимнем, среднелетнем режимах и режиме без тепловой нагрузки.

Выложенные исследования показали, что удельный расход условного топлива ПГУ при работе без тепловой нагрузки при температуре наружного воздуха +15°С составляет Я80 г у.т./КВт ч и существенно ниже, чем у современных конденсационных угольных энергоблоков. Поэтому при снижении тепловой нагрузки ПГУ оправдано повышение ее электрической мощности и работа .газогенератора с максимальным расходом топлива во всех режимах.

При определении капиталовложений учитывалась стоимость изготовления основных элементов оборудования (поверхностей нагрева из низколегированной и углеродистой стаж, корпусов реакционной камеры и конвективной шахты газогенератора, турбомзшин, насосов и электротехнического оборудования). Учитываются затраты на монтаж оборудования, затраты на строигехьство систем технического водоснабжения и топливоподготовки. Итоговые показатели установки представлены в таблице 2.

Объемы вредных выбросов определялись в соответствии с данными НПО ЦКТИ для ПГУ-ТЭЦ с газификацией угля.

Оценен интервал удельных капиталовложений в ПГУ в пределах которого они эффективнее раздельного производства электроэнергии и

Таблица 2.

Итоговые показатели ГГГУ (в ценах 1984 г.)

Наименование Значение

I.Годовой расход топлива, т у.т. 82780.0

2.Годовой отпуск электроэнергии, млн.кВт ч 271.8

3.Годовой отпуск тепла, Гкал 91160.0

4.Среднегодовой удельный расход условного

топлива на отпущенную электроэнергию,

г у.т./кВт ч 250.8

•5.Расчетная электрическая мощность установки, МВт 26.2

©.Расчетная тепловая мощность установки, Гкал/ч 27.0

7.Стоимость изготовления оборудования, млн.руб. 4.424

8.Капиталовложения в установку, млн. руб. ф70. ■:

9.Удельные объемы выбросов, кг/т у.т.:

золы 0.071

окислов серы Т.780

окислов азота 1.080

теша. Показано, что при увеличении' удельных капиталовложений" в ПГУ-ТЭЦ в 1,6 раза по сравнению с экологически чистыми паротурбинными установками, ИГУ остаются экономически более эффективными.'

На основании выполненных исследований делается вывод о перспективности малых ПГУ-ТЭЦ и необходимости развертывания проектирования таких установок.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАбОТЬ!

1.Проведенный анализ схем ПТУ позволил выявить состав основных элементов технологических схем, на основе которых был разработан архив базовых моделей элементов. Он включает в себя математические модели газогенератора, газовой турбины, воздушного компрессора, конвективных теплообменников, модели элементов паротурбинной установки и ряд других. - '

2.Разработан методический подход для математического моделирования сложных 'элементов. Он основан на последовательном использовании подробных ■ и упрощенных математических моделей

элементов. Использование предложенной методики позволяет значительно повысить скорость сходимости расчетов и устойчивость работы математических моделей элементов.

3.Разработана взаимоувязанная система математических моделей элементов ПГУ, пригодная для проведения согласованных конструкторских и поверочных расчетов.

4.Сформулирована постановка задачи оптимизации параметров парогазовой установки при постоянных условиях эксплуатации. Особенность рассматриваемой задачи определяется сложностью технологических схем установок данного типа, а соответственно и их математических моделей, и большой размерностью задачи оптимизации.

5.Сформулирована постановка задачи оптимизации ПГУ с учетом переменных условий работы. Согласно этой постановке расчет режимов работы установки произво,дится на основе графика их нагрузок по продолжительности. Для режима с максимальными нагрузками проводится конструкторский расчет с целью определения оптимальной конструкции ПГУ, для остальных - поверочные расчеты, позволяющие определить оптимальные эксплуатационные показатели установки в каждом из режимов.

6.Дана постановка задачи оптимизации ' подсистемы конвективных теплообменников ПГУ. Для решения этой задачи разработан метод и алгоритм, который позволяет свести ее к транспортной задаче линейного программирования. С помощью этого метода проведена оптимизация теплообменных поверхностей нагрева котла-утилизатора ПГУ.

7. Разработанные в диссертационной работе методические положения реализованы в виде алгоритмов и программ для 1вм гс на языке ФОРТРАЛ и включены в состав программно-вычислительного комплекса.

8.Выполнены исследования ПГУ с внутрицикловой газификацией угля и котлом-утилизатором. В результате решения оптимизационной задачи определен оптимальный состав дутья в газогенератор, найдены оптимальные значения параметров острого пара, пара промперегрева и ряд других параметров. Проведено сопоставление вариантов установки как при достигнутом, так и при перспективном уровне температур газа перед газовыми турбинами.

9.С использованием разработанных методических подходов проведена оптимизация теплофикационной ПГУ. В результате оптимизационных исследований найдены оптимальные параметры острого пара, оптимальное распределение нагрузки между сетевыми пароводяными подогревателями и газовыми экономайзерами, определена мощность

подключенной теплофикационной нагрузки,

10.Проведены технике- экономические исследования теплофикационной ПГУ с внутрицикловой газификацией угля. Расчеты установки проведены в четырех режимах (при расчетной температуре наружного воздуха, среднезимнем, среднелетнем и без тепловой нагрузки). Определены основные показатели установки для условий Дальнего Востока и показана ее перспективность.

. Л I,,. Результаты диссертационной работы внедрены в НПО ЩТИ в виде программно-вычислительного комплекса для исследования парогазовых установок.

Основные методические положения и результата исследований, содержащихся в диссертации, отражены в следующих работах: I.Математическое моделирование и технико-экономические исследования парогазовых установок с внутрицикловой газификацией угля //Тюрина Э.А., Щеголева Т.П. //Материалы xvi конференции молодых ученых Сибирского энергетического института СО АН СССР. - Иркутск: СЭМ СО АН СССР, 1985. - С. 91-102.

2.Оптимизация ПГУ с высокотемпературной газовой турбиной //Щеголева Т.П. //Материалы .xvii конференции молодых ученых Сибирского энергетического института СО АН СССР. - Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1986. - С. 34-44.

3.Деканова Н.П., Клер A.M., Щеголева Т.П. Оптимизация парогазовых теплоэнергетических установок при их конструировании //Математическое моделирование процессов и конструкций энергетических и транспортных турбинных установок в системах их автоматизированного проектирования: Тез. докл.. Республиканской научно-технической конференции, - Харьков, 1988, С. 24-25.

4.Деканова Н.П., Клер A.M., Щеголева Т.П. Оптимизация парогазовых установок на стадии технического проектирования //Комплексные исследования энергетических установок и систем.-М.:ЗНЙН,Т989,С.81-91.

5.Mathematical modeling and study of Integrated gasification -combined cycle power plants / Decanova N.P., Kler A.M., Moskalenko L.F., Shchegoleva T.P. //Proc. of the Int.Forum "Mathematical modeling and computer simulation in Energy Engineering". - London, Sarajevo: Tayler and Francis,'1939. - P. 210-216.

6.Математическое моделирование и технико-экономические исследования ПГУ ТЭЦ //Щеголева Т.П. //Материалы xxi конференции молодых . ученых Сибирского энергетического института СО АН СССР. - Иркутск: СЭИ СО

го

АН СССР, 1990. - С. 34-44.

7.Клер A.M., Щеголева Т.П. Методы оптимизации технологических схем ПТУ //Тезисы докладов xxxvn Всесоюзной научно-технической сессии по проблемам газовых турбин. - Николаев: НПО Машпроект, 1990.- С.18-19.

8.Клер A.M., Декановэ Н.П., Щеголева Т.П. и др. Метода оптимизации сложных теплоэнергетических установок. Новосибирск: ВО "Наука", Сиб. издат. фирма, 199?.. - 116 с.

Соискатель

Подписано к печати 17.04.95 г.

Усл. 1.0 дач.л. Заказ Тираж 100 экз.

Отпечатано на ротапринте СЭИ СО РАН 664033, г.Иркутск, ул.Лермонтова, 130