автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Оптимизация топливоиспользования при переводе тепловых электрических станций на сжигание природного газа

На правах рукописи

РГБ ОД

1 О 2303

МАТВЕЕВ ЮРИЙ ФЕДОРОВИЧ

ОПТИМИЗАЦИЯ ТОПЛИВОИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИ ПЕРЕВОДЕ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ НА СЖИГАНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА (на примере Хабаровского края)

Специальность 05.14.14 -Тепловые электрические станции (тепловая часть)

АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в Минтопэнерго РФ

Научный руководитель:

доктор технических наук Кудрявый В.В.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук профессор Мадоян А. А.

Ведущая организация:

кандидат технических наук доцент Дорохов Е.В. НК Роснефть

Защита состоится 21 июня 2000 г. в 14 час. 00 мин. в ауд. Б-205 на заседании диссертационного совета К 053.16.01 в Московском энергетическом институте (техническом университете) по адресу: г. Москва, Красноказарменная ул., д. 17.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ (ТУ).

Отзывы на автореферат просим направлять по адресу:

111250, г. Москва, Красноказарменная ул., д.14, Ученый Совет МЭИ(ТУ).

Автореферат разослан мая 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совет; к.т.н., с.н.с.

Андрюшин А.В.

Общая характеристика работы

Топливно-энергетический комплекс является основой экономики для всей территории Дальнего Востока и Забайкалья, представляющие для Российской Федерации важное геополитическое и ресурсное значение, поэтому проблема его рационального развития имеет первостепенное значение. Топливоснабжение Хабаровского края, являющегося базой энергетики Дальнего Востока, отличается нерациональной структурой топливного баланса, в котором доля твердого топлива составляет 71%, а доля газа - 8% (по РФ в среднем — 26% и 64% соответственно), при этом из-за значительной доли транспортной составляющей (60-70%) в цене привозных углей их цена в 1999 году превышала цену мирового рынка в 1,5-2,0 раза, чему способствовала также либерализация тарифов на перевозки на переходном этапе от плановой экономики к рыночной. В результате среднеотпускной тариф по Хабаровскэнерго на электроэнергию превышает средний по РФ на 44%, на тепловую энергию - на 55%. В этих условиях цель снижения затрат на поддержание ТЭК региона стала главной в целевой программе «Газификация Сахалинской области, Хабаровского и Приморского краев», где намечен большой комплекс мероприятий, основой которых является значительный рост в топливном балансе природного газа, в том числе по Хабаровскому краю - до 60-65%.

В связи с вышесказанным, проблемы оценки и оптимизации топливопотреб-ления на перспективный период в условиях неопределенности уровней электро- и топливопотребления, значительного увеличения неравномерностей графиков потребления тепловой и электрической энергии, отсутствия плановых сроков и четких графиков модернизации старых и ввода новых энергетических мощностей представляет большую актуальность. Методический интерес представляют вопросы оценки экономической и экологической эффективности перевода потребителей твердого топлива, в том числе и энергетических котлов, на сжигание газа.

Целью настоящей диссертационной работы является выбор стратегии развития топливно-энергетического комплекса и оптимизация топливоиспользования Хабаровского края при его газификации.

Основные задачи, решаемые в диссертации: разработка методики и оценка объемов тепло- и электропотребления по региону на перспективный период в условиях отсутствия четких планов развития промышленности и бытового сектора потребления; разработка методики и оценка объемов потребления топлива по группам потребителей и на тепловых электростанциях с учетом режимов их работы в годовом графике тепло- и электропотребления; оценка объемов потребления

газа по группам потребителей на перспективный период; разработка методики и оценка экономической и экологической эффективности газификации Хабаровского края; разработка методики и оценка энергетической и технико-экономической эффективности внедрения турбодетандерных агрегатов с целью утилизации давления газа в магистральных газопроводах, определение возможных объемов их реализации в Хабаровскэнерго.

Научная новизна и значимость работы заключается в разработке методик: оценки уровня топливоиспользования по отраслям народного хозяйства на перспективный период, в том числе на ТЭС с учетом сезонных и годовых режимов их работы; определения экономической и экологической эффективности перевода тепловых электрических станций, работающих на твердом топливе, на сжигание природного газа; определения энергетической, технико-экономической и экологической эффективности внедрения детандер-генераторных агрегатов параллельно ГРС и ГРП с целью утилизации потенциальной энергии магистрального газа.

Практическое значение выполненной работы заключается в: определении объемов тепло-и электропотребления и на их базе - расчета необходимых объемов топливоиспользования по Хабаровскому краю на период до 2020 года; разработке алгоритмов выбора оптимальных режимов агрегатов ТЭЦ и КЭС в сезонных графиках тепло- и электропотребления; разработке инженерной методики расчета экономической и экологической эффективности перевода энергетических котлов на сжигание газа; разработке алгоритмов расчета мощностей и энергетических характеристик ДГА при их установке параллельно ГРС и ГРП; использовании полученных результатов для более четкого технико-экономического обоснования проекта газификации Хабаровского края.

Достоверность и обоснованность научных положений, выводов и практических рекомендаций подтверждается применением современных методов математического моделирования и проведения оптимизационных и технико-экономических расчетов, совпадением результатов, выводов и рекомендаций с результатами аналогичных исследований, проведенных другими авторами, а также положительными отзывами организаций, занимающихся проектами газификации Дальнего Востока и Забайкалья.

Автор защищает: выбранную стратегию развития топливно-энергетического комплекса Хабаровского края; методику оценки топливопотребления на ТЭС с учетом сезонных режимов их работы; выбранную стратегию развития топливно-энергетического комплекса Хабаровского края; методику оценки топливопотребления на ТЭС с учетом сезонных режимов их работы; методику определения экономической

и экологической эффективности перевода энергетических котлов ТЭС на сжигание природного газа; методику определения экономической и экологической эффективности внедрения ДГА на электростанциях; рекомендации по объемам внедрения ДГА на электростанциях Хабаровскэнерго.

Личный вклад автора определяется тем, что он является одним из инициаторов газификации Дальневосточного региона, под его руководством и непосредственным участием выполнен анализ текущего состояния и перспектив топливоиспользования, составлен и реализуется проект газификации региона с учетом выводов и рекомендаций, полученных в диссертационной работе.

Публикации по работе. Основное содержание работы отражено в 5 статьях и тезисах докладов научно-технических конференций.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы неоднократно доложены и обсуждены на технических совещаниях и коллегиях Минтопэнерго, РАО «ЕЭС Россия», в Комитете по топливно-энергетическому комплексу (1990-1999 гг.), заседаниях НТС АО «Хабаровскэнерго» (1996-2000гг.), российско-американском семинаре (1996г.), российско-немецких семинарах (1996, 1998гг.), российско-японском семинаре (1998г.), Второй Дальневосточной международной инвестиционной конференции (1997г.), Международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (г. Иваново, 1999г.) и др.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников и приложений.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность проблемы оптимизации топливоиспользования в Хабаровском крае на перспективный период.

В первой главе проведен обстоятельный анализ текущего состояния и перспектив развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК) Дальнего Востока в целом и Хабаровского края в частности. На основании анализа особенностей топливоснабжения региона и Хабаровского края сделан вывод о целесообразности газификации края с использованием в основном богатейших запасов о.Сахалина, определены цель и задачи, решаемые в диссертационной работе.

Вторая глава посвящена разработке методических положений по оценке уровня затрат топлива на перспективный период по отраслям народного хозяйства, в том числе на ТЭС с учетом сезонных режимов их работы и реализации их для оценки объема топливоиспользования в Хабаровском крае на период до 2020 года. Сложность данной задачи на современном этапе обусловлена рядом особенностей, в том числе: неопределенностью уровней электро- и теплопотребления по отраслям на-

родного хозяйства, связанная с отсутствием более или менее точных данных по основным группам потребителей энергии, которые формируются сложившимися в данном регионе рыночными отношениями; значительным увеличением за последние годы в общем объеме энергопотребления доли коммунально-бытовых потребителей и потребителей неорганизованного сектора мелких и средних предприятий, обладающих резкопеременным характером потребления энергии как в суточном, так и в сезонном плане; неопределенностью информации по видам, наличию запасов, цене и возможности доставки различных видов топлива как в пределах края, так и по региону в целом; отсутствием плановых сроков по модернизации, замене или демонтажу устаревшего и отработавшего расчетный срок энергетического и других типов оборудования, что усложняет проблему оценки реального технического состояния оборудования при оценке объемов затрат топлива.

В этих условиях проблема оценки объемов топливопотребления, что является основой выбора стратегии развития ТЭК и региона в целом, и по Хабаровскому краю, становится весьма сложной и актуальной. Применимость существующих нормативных и методических положений по расчету затрат топлива, основанных на средних удельных расходах условного топлива на производство единицы тепловой и электрической энергии, достигнутых к началу рассматриваемого периода, сомнительна.

Прогнозирование уровней электро- и теплопотребления является одной из важнейших составных частей стратегии развития ТЭК и в то же время содержит наиболее значительную часть неопределенной информации. В настоящее время основное отличие формирования стратегии развития энергосистемы в новых условиях состоит в том, что изменение уровней и условия потребления тепловой и электрической энергии определяются в том числе и вводом объектов - потребителей энергии, которые формируются рыночными отношениями, т.е. снизу, а не на основании директивных решений, как это было ранее.

В этих условиях вместо обычно применяемых методов нормативного (прямого счета) и экстраполяции, которые дают правильный прогноз в условиях устойчивого развития, в работе предлагается использовать зависимость «рост численности населения — рост электро- и теплопотребления» по отраслям в виде: эг(О = 1:[эо,+?,(я1-я0)/г„], (1)

где Эг(1) - прогнозируемое потребление тепловой или электрической энергии в I-ом году; Э,„ - величина известного потребления (тепла и электроэнергии) в базовом году для /-ой отрасли; д, — норма потребления энергии (соответственно, тепловой и

электрической) на душу населения; Я,,#0 - численность населения в /—ом и базовом году; Ки - поправочный коэффициент, учитывающий изменение нормы потребления во времени (определяется на основании экспертных оценок); / = 1,2.....п - число рассматриваемых отраслей.

По итогам расчетов на рис. 1 приведены графики прогнозируемого потребления тепловой и электрической энергии по Хабаровскому краю на период до 2020 года.

Рис. 1. Динамика потребления электрической и тепловой энергии промышленностью (•), коммунально-бытовым сектором (°) и в сумме.

- электрическая энергия;

---тепловая энергия.

Для прогнозирования объемов затрат топлива на перспективный период выделены следующие группы потребителей топлива: коммунально-бытовой сектор, производственные предприятия, тепловые электрические станции и районные котельные.

Для первых двух групп потребителей топлива для прогнозирования затрат топлива принят метод экстраполяции:

Я.^+дв, •(/-/„), (2)

где Ви, В 5 — затраты топлива в г-ом году и за базисный год (в качестве «базового» в расчетах принят 1995 год); ДВ, - средний прирост потребления топлива за год, определяемый на основе статистической обработки.

Для конденсационных электростанций годовой расход топлива предлагается рассчитывать по выражению:

^Цэ,.*,».*,,

(3)

где у = 1,2,..., лс. - число рассматриваемых сезонов в году; / = 1,2,..., л - число агрегатов в у-ой станции; Эя - выработка / -го агрегата в у-ом сезоне; Ъ" - номинальный удельный расход условного топлива; еп - коэффициент > 1,0), учитывающий режим работы ¡-го агрегата в у-ом сезоне. Для конденсационных энергоблоков с кусочно-линейной энергетической характеристикой типа

В = + г, ■ N. + Дг, • (/V, - ;У,Э), где г:, Аг, - относительный прирост расхода топлива и его приращение при Ы, > Ы,э; N,3 - мощность точки излома («экономическая» мощность), Вш - расход топлива на холостой ход.

Коэффициент еч определяется по выражению

" Ь"

'О + Дяст.И + О

(4)

где т — коэффициент использования холостого хода -

х, — коэффици-

ент холостого хода - х,

На

Л?

а - коэффициент рабочей мощности -

— число часов использования /-го агрегата в у-ом сезоне -

* ыг

.К

; - ра-

бочая мощность /-го агрегата; ек1 - коэффициент использования рабочей мощности

К

- = ■—; ^ - число часов работы ¡-го агрегата в у-ом сезоне; т0у - продолжи-

тельность у-го сезона в графике на1рузок по продолжительности; рНСТ , — коэффициент, учитывающий влияние нестационарных и переходных процессов; Ьт/ - коэффициент, учитывающий влияние остановочно-пусковых режимов.

Для расчета величин, входящих в выражения (3) и (4), для каждого рассматриваемого сезона график продолжительности нагрузок аппроксимируется формулой Россандра

где Рт/ - максимальная нагрузка в у-ом сезоне; р ,, Л1 - коэффициенты, характеризующие график по продолжительности нагрузок. При известных мощности каждого агрегата и его местоположении на графике величины Эч, , и др. параметры вычисляются, исходя из формулы (5).

Для расчета расходов топлива на ТЭЦ предполагается, что известен годовой график нагрузок каждой ТЭЦ по продолжительности тепловых нагрузок, который

делится на 4 характерные зоны: зимний с работой и без работы ПВК, работа с одним теплофикационным отбором и летний конденсационный с минимальным отпуском тепла (рис. 2.а). Для первых трех зон величина тепловой нагрузки вычисляется, исходя из выражения:

, (6) где рт, Лт - коэффициенты, определяемые по известной величине годовой выработки тепла на ТЭЦ (Оы), максимальная и минимальная тепловые нагрузки (2™" ). годовое число часов работы (суммарная длительность первых трех зон графика) г„,0:

л _ яг -я:. ъ .. яг-от. 0„ .с»

" Я1Р -ЯГ ' " ^ ' '

Годовой расход топлива на т -ой ТЭЦ рассчитывается по выражению:

вг. = I В%-Г;0=Х (¿в • + • ^ + Ь% ■ ^)+

+ Л пвк! ' Я/ ПВК, Г ' Г/О > (7)

2.1 J

где у = 1,2,..., лс - число рассматриваемых зон; к = 1,2,....т, - число теплофикационных агрегатов в т~ой станции; г/0 - длительность у-ой зоны; Ьск,Ь1^ПВ1<г - удельные расходы условного топлива на энергетических и пиковых котлах;Ь$Г,ЬЦ - удельные расходы топлива на выработку электроэнергии на тепловом потреблении и на конденсационном хвосте. Тепловая нагрузка на ПВК (в I зоне) определяется, исходя из усредненной величины

2ср __ Япвк т и Г) _ Я ПВК пак - п V пвк 2 — -у >

Гц

где Япвкт ~ суммарная выработка тепла на ПВК т —ой станции; - число ПВК.

Для вычисления тепловой нагрузки тепловых отборов каждого агрегата во второй и третьей зонах (в первой зоне принимается, что ()Т т = 0™") средняя тепловая нагрузка, вычисленная по выражению (для каждой зоны)

в?т = —

распределяется оптимальным образом между всеми теплофикационными агрегатами по следующему алгоритму.

В качестве целевой функции при условии отсутствия промышленных отборов и известной величине мощности конденсационного хвоста (см. ниже) принимаются затраты на теплофикацию:

= А" )'0гкАг . (8)

Рис. 2. Графики по продолжительности тепловых и электрических нагрузок отдельной станции (а) и энергосистемы в целом (б).

где О? - стоимость топлива, сжигаемого на энергетических котлах; дтк — величина теплового отбора на к- -ой турбине; ИК1 - время работы к -ой турбины в рассматриваемой зоне; рот к - усредненный коэффициент, зависящий от параметров теплофикационных отборов на к -ой турбине.

Принимается, что на рассматриваемых участках зависимость тепловой нагрузки от времени близка к линейной, для минимизации функции (8) применяется известное математическое правило минимизации, в соответствии с которым сумма произведений двух переменных достигает минимума, если одну из них расположить в возрастающем, а другую — в убывающем порядке. Так как в сезонных графиках время работы Икт независимо от величины <2т снизу вверх идет в убывающем порядке, то для достижения минимума (8) агрегаты ТЭЦ по их тепловой мощности необходимо расположить снизу вверх по величине приведенного удельного расхода Ьпр, = ¿ет + Рот к ' Ь'кт в возрастающем порядке, при этом теплофикационные турбины, обладающие минимальным значением Ь , загружаются полностью (по тепловой нагрузке).

Для расчета расхода и затрат на топливо по энергосистеме в целом при наличии в энергосистеме КЭС и ТЭЦ необходимо располагать данными о распределении электрической нагрузки между КЭС и ТЭЦ. С этой целью электрическая нагрузка системы в каждый момент времени Рх рассматривается как сумма трех составляющих: мощность на тепловом потреблении (г ), на конденсационной выработке ТЭЦ (Р£™) и на агрегатах КЭС ), (см. рис. 2(6)), т.е.

р _ рО . рКТЭЦ пККЭС ГЭС г, - ГЭС г, гЭС ,г ГЭС г, '

При известной величине Р^,х = ¿Л'™ задача сводится к распределению в каждый

К-1

момент времени нагрузки

-М (9)

/е-1

между агрегатами КЭС и конденсационными хвостами ТЭЦ.

Задача эта методически не сложна и решается аналогично распределению тепловой нагрузки, приведенного выше, но по величинам удельного расхода топлива на агрегатах КЭС и конденсационной мощности на агрегатах ТЭЦ. По энергосистеме в целом предлагается следующий алгоритм распределения тепловой и электрической нагрузки:

1. Заданная тепловая нагрузка по каждой ТЭЦ распределяется между агрегатами ТЭЦ и вычисляется величина ;

К. 1

2. Остаточная электрическая мощность энергосистемы, рассчитанная по выражению (9), распределяется между конденсационными агрегатами и конденсационны-

ми хвостами агрегатов ТЭЦ, предварительно задаваясь величинами удельных расходов топлива на их выработку;

3. С учетом пп.1 и 2 уточняются тепловые нагрузки каждой ТЭЦ, проводится оптимальное распределение тепла между энергетическими и пиковыми котлами каждой ТЭЦ.

4. Уточняются удельные расходы условного топлива на выработку тепловой и электрической энергии на ТЭЦ и повторяются пп.1-4 до получения заданной точности итерационных расчетов.

Для оценочных расчетов на перспективу для упрощения расчетов в работе предлагается расчеты провести по средним величинам по зонам и сезонам годового графика по продолжительности тепловых нагрузок.

Результаты проведенных расчетов применительно к Хабаровскому краю обобщены в табл. 1.

Третья глава посвящена разработке методики и проведению расчетов по определению экономической и экологической эффективности газификации Хабаровского края.

Экономическая эффективность при переходе на сжигание газа обусловлена: низкой стоимостью газа по отношению к другим видам топлива; более высоким КПД топливосжигающих устройств (котлов, печей и др.); снижением затрат тепла и электроэнергии на собственные нужды; снижением затрат топлива на переходные и нестационарные процессы для оборудования электростанций при их участии в регулировании графиков электропотребления; уменьшением эксплуатационных затрат на электростанциях как из—за снижения численности обслуживающего персонала, так и за счет уменьшения объема ремонтных (плановых и аварийных) работ; уменьшением платы за выбросы вредных веществ в атмосферу и др. факторами (социальные, психологические).

Годовая экономия затрат на топливо из-за более низкой стоимости газа составит:

где СГ/,С, - стоимость тонны условного топлива /-го вида (/ = 1,2.....пт) и газа,

руб/ту.т.; В,г — годовой объем сжигаемого /-го вида топлива.

В работе приведен расчет снижения затрат по топливу при переводе не природный газ объектов (ТЭЦ, котельные, ДЭС) Хабаровского края, из которого видно, что экономия средств составляет по этому пункту свыше 890 млн. руб.

(10)

'-I

Оценочный расчет объемов затрат условного

топлива по Хабаровскому краю Табл. 1.

1 Наименование величины Размерность годы

1995 2000 2005 2010 2015 2020

1 Прогнозное энергопотребление млрд. Квт*ч. 5,87 5,7 8,4 9,75 10,83 11,56

2 Электропортебление с учетом потерь в сетях и собственных нужд млрд. Квт*ч. 7,54 7,43 10,58 12,3 13,65 14,56

3 Затраты условного топлива на производство электроэнергии тыс. ту т. 2588 2581 3960 4375 4880 5350

4 Пргонозное теплопотребление млн. Гкал 22,5 27,91 30,18 32,08 33,32 34,42

5 Ожидаемая выработка тепла на ТЭЦ млн. Гкал 15 20,4 21,2 21,8 22,4 23

6 Затраты условного топлива на производство тепла на ТЭЦ тыс. ту.т. 2211 3020 3146 3235 3338 3416

7 Затраты условного топлива на котельных тыс. ту.т. 1215 1217 1455 1665 1769 1850

8 Затраты условного топлива на промышленные нужды и на коммунально-бытовых потребителей тыс. ту .т. 2160 2294 2670 3275 3685 4005

9 Ожидаемые суммарные затраты топлива тыс. ту.т. 8174 9112 11231 12550 13672 14621

При переводе котлов на сжигание газа при заданной их теплопроизводи-тельности происходит очевидное повышение их КПД из-за снижения потерь тепла при сжигании газа (отсутствие химического, механического недожога, потерь со шлаком и золой) и уменьшением потерь с уходящими газами из-за снижения объема дымовых газов.

В результате при переводе котла на сжигание газа снижение расхода топлива составит

Д (11)

Чка

где - КПД котла при сжигании твердого (или другого вида) топлива; Вп - объем сжигаемого топлива, ту .т.; ц^ - повышение КПД котла при переводе на газ.

В работе приведены расчетные выражения для расчета д ^, проведен анализ его изменения на номинальной и частичной нагрузках, из которых видно, что повышение КПД энергетических котлов, сжигающих твердое топливо, составляет 45% при номинальной, и 6-7% при пониженной нагрузках. Для котлов централизованных и районных котельных и технологических установок (печи и др.) повышение КПД в среднем составляет соответственно 9-11% и 12-13%. Расчет, проведенный в работе, показывает, что по этому пункту экономия затрат по Хабаровскому краю превысит 35 млн. руб.

Расчетные выражения получены также для оценки экономического эффекта по вышеуказанным другим составляющим.

В результате итоговых расчетов определено, что суммарный ожидаемый эффект при полной газификации Хабаровского края превысит 1100 млн. руб. в год, что может привести к снижению тарифа на электроэнергию на 17-20%, на тепловую электроэнергию -14-17%.

Экологический эффект при переводе котлов и других технологических установок оценивается по величине снижения различных видов выбросов по выражению:

_ (12)

где и,,и/ - удельный объем дымовых газов при сжигании /-го вида топлива и газа, соответственно; - концентрация выброса у-го вида при сжигании ¡—то вида топлива и при сжигании газа; В, - объем сжигаемого 1-го вида топлива за рассматриваемый период.

Оценочные расчеты показывают, что при полном развитии газификации в Хабаровском грае (2015-2020гг.) снижение вредных выбросов в атмосферу соста-

вит около 597 тыс. тонн в год, в том числе: твердые вещества — 400, окислы серы -173, окислы азота - 24,.

В четвертой главе приведена методика оценки тепловой, технико-экономической и экологической эффективности внедрения детандер-генераторных агрегатов для повышения эффективности использования природного газа, даны оценочные результаты расчетов по объему и эффективности их внедрение в «АО Хаба-ровскэнерго».

Известно, что включение ДГА параллельно ГРС и ГРП с целью использования потенциальной энергии предварительно подогретого газа, позволяет получить дополнительную выработку электроэнергии с высоким КПД. Ранее проведенные исследования рассматривали ДГА как составной элемент электростанции, мало уделено внимания определению годовых показателей и системного эффекта от их внедрения.

При внедрении на ТЭЦ и КЭС получены расчетные выражения, позволяющие оценить влияние мощности ДГА, параметров расхода газа и др. на удельный расход топлива на выработку электроэнергии для различных вариантов включения ДГА в тепловую схему станции и при различных условиях работы энергосистемы.

При включении ДГА в тепловую схему конденсационной электростанции изменение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии определяется из выражения

Л 111 лЗ

(13)

цэ =_0.123 ■ (?г,

^ Ч*т )

где ЛТд ^ДЛ^ - мощность ДГА и изменение мощности турбоагрегата, в схему которого ДГА включен; (Э,3-, - количество тепла, затрачиваемое в котле после включения ДГА, ддгл - тепло, отводимое от отбора турбины на подогрев газа; ц^ - КПД станции по выработке электроэнергии в исходном варианте; - КПД дополнительного цикла по выработке энергии = , где Д2СТЭ ~ тепло, идущее

/ "Усг 3

на выработку дополнительной мощности в турбине. Мощность ДГА определяется из соотношения:

Хдгл =<?г-Огст ■ (*Г2 -■Ьк)■ . (14)

где Огсг - расход газа на станцию; <рг - доля газа, пропускаемая через ДГА; ИГ2, Нгк - теплосодержание газа перед и после ДГА; ц^ - электромеханический КПД ДГА. При включении ДГА в тепловую схему КЭС годовая выработка определяется из выражения

Э^^о+^-^Тг-а.-^-гГ , (15)

где а0.а, - коэффициенты, определяемые из расходных характеристик ДГА и конденсационного агрегата; Р^ - максимальная годовая нагрузка КЭС; Л, Ь - коэффициенты уравнения Россандра; тг - годовое число часов работы КЭС.

При этом среднегодовое изменение удельного расхода топлива на КЭС будет:

д,Э Г _ Эд/У! ,г АВу

ДЙА-ЭГ = у--К ~ -р- > (16)

где Э^эс - годовая выработка электроэнергии на КЭС; - средняя нагрузка

КЭС и удельный расход условного топлива при этой нагрузке; &В'КР - изменение расхода топлива на КЭС при включении ДГА при среднегодовой нагрузке.

При включении ДГА в тепловую схему ТЭЦ выработка на ДГА и изменение удельного расхода топлива на ТЭЦ на выработку электроэнергии производится для каждой зоны графика тепловых нагрузок по продолжительности. Для каждой из этих зон в работе приведены расчетные выражения. Годовое изменение удельного расхода условного топлива на ТЭЦ определяется из выражения

эц., , (17)

•¿ТЭЦ у-1

где ЭОТ),Эщ - выработка электроэнергии в у-ой зоне и за год в целом; Д-изменение удельного расхода топлива на ТЭЦ в у-ой зоне графика.

Системный эффект от внедрения ДГА определяется для двух возможных вариантов — когда энергосистема является избыточной по установленным мощностям и когда она является дефицитной.

В первом варианте экономия затрат на топливо определится из соотношения

(18)

у-1 .-I

где пдгл - число станций, где внедрены ДГА; ДЭ;; - увеличение выработки электроэнергии на /-ой станции в у-ом сезоне; С, - стоимость топлива (газа) на /-ой станции; Ь?р 1,Ьер- средние удельные расходы топлива на /-ой и замещающей (вытесняемой) станции.

Экологический эффект по энергосистеме, связанный со снижением выбросов из-за снижения расхода топлива

"г "Ж,

Аис=£АВХ/-и- -и, ; (19)

у.С .-I

ДВэс, = 1 лэ„.с,(г£,-0>

/-1

Оценка установленных мощностей и выработки электроэнергии на ДГА существующих электростанции Хабаровскэнерго

на уровне 2020 года

Табл 2

Наименование показателя Размерность Электростшщим АОЮ

Хаб. ТЭЦ1 Хаб. ТЭЦ2 Хаб. тэцз Коме. тэт Коме. ТЭЦ2 Коме. ТЭЦЗ Ам. ТЭЦ НТЭЦ

1 Ожидаемый годовой расход газа млн. мЗ 1000 80 1990 140 460 880 860 200 5610

2 Установленная мощность ДГА на ГРП МВт 5 0,4 10 0,6 2,5 4 4 1 27,5

3 Годовая выработка электроэнергии на ДГА млн. Квт*ч. 27,5 2,4 56 3,3 14 22 22,5 5,6 153,3

4 Установленная мощность ДГА на ГРС МВт 6 0,5 12 0,75 3 5 6 1,2 33,45

5 Годовая выработка электроэнергии ДГА на ГРС млн. Квт*ч. 33 2,75 67,2 4,2 16,5 28 28 6,7 186,35

6 Суммарная выработка электроэнергии на ДГА млн. Квт*ч 60,5 5,15 123,2 7,5 30,5 50 50,5 12,3 339,65

7 Повышение КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии % 0,85 1,2 0,81 1,18 1,2 1,1 1,1 1 -

8 Дополнительная выработка на турбоагрегатах ТЭЦ млн. Квт*ч 14,1 1,1 26,2 1,6 6,5 10,8 11 2,4 74,2

9 Срок окупаемости год 1,6 1,8 1,5 2 1,8 2,1 2,1 2 -

10 Ожидаемый годовой экономический эффект млн. руб. 3,3 0,34 6,1 0,36 1,6 2,6 2,6 1 17,54

где ДЛХ / - экономия топлива по энергосистеме в целом в у-ом сезоне; и^ -удельные средние выбросы в атмосферу на вытесняемых по мощности станциях; ДВу, - увеличение затрат топлива на /-ой станции в у-ом сезоне из-за включения ДГА в схему.

Во втором варианте внедрение ДГА приведет к повышению надежности электроснабжения со снижением математического ожидания ущерба в энергосистеме от недоотпуска электроэнергии на величину

"ж,

(20)

V-! .-I

где у — удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии по энергосистеме.

В работе рассмотрена методика оценки внедрения ДГА параллельно газоре-гулирующим станциям. Приведены схемы их реализации и расчетные выражения для оценки мощности и эффективности использования ДГА.

На основании разработанной методики применительно к условиям Хабаров-скэнерго проведены расчеты по определению мощностей ДГА и оценке эффективности их внедрения. Результаты этих расчетов приведены в табл. 2., из которой видно, что суммарная мощность ДГА на электростанциях при полной газификации может составить свыше 60 МВт, а суммарная экономическая эффективность после срока окупаемости может составить около 15 млн. руб.

Выводы

1. На основе анализа состояния и особенностей топливно-энергетического комплекса Хабаровского края и Дальневосточного региона в целом показана актуальность проблемы перевода потребителей твердого топлива края на сжигание природного газа, перспективные объемы добычи которого в регионе значительны, определены необходимые условия реализации такого масштабного проекта.

2. Предложены математические модели прогнозирования объемов электро- и теп-лопотребления по группам потребителей, в том числе на основе заданной динамики изменения численности населения по Хабаровскому краю в рассматриваемый период, на основе которых дана оценка ожидаемых объемов потребления электрической и тепловой энергий на период до 2020 года.

3. Разработана методика определения затрат топлива по отраслям народного хозяйства и на тепловых электрических станциях при перспективном планировании развития топливно-энергетического комплекса Хабаровского края, в том числе для тепловых электрических станций — с учетом сезонных и годовых режимов работы оборудования.

4. Разработана методика оптимального распредепения тепловой выработки между теплофикационными агрегатами ТЭЦ и электрической выработки между конденсационными агрегатами и конденсационными «хвостами» теплофикационных агрегатов при перспективном планировании развития энергосистемы в сезонном или годовом интервале времени с учетом реального технического состояния оборудования и режимов их работы, предложены алгоритмы реализации методик.

5. На базе предложенных методических подходов проведена оценка объемов затрат условного и натурального топлива по отраслям народного хозяйства и по Хабаровскому краю в целом на перспективу до 2020 года, на основании чего прогнозированы требуемые объемы природного газа для обеспечения перевода всех потребителей твердого топлива на сжигание газа.

6. Разработаны методики определения энергетической и экологической эффективности перевода основных потребителей твердого топлива на сжигание природного газа. Особое внимание уделено определению экономической эффективности перевода энергетических котлов, работающих на твердом топливе, на сжигание газа. Показано, что при этом за счет разности цен газового и твердого топ-лив, повышения КПД котлов, снижения доли расхода электроэнергии на собственные нужды, уменьшения затрат на обслуживание и ремонт и другой годовой экономический эффект по энергосистеме в целом при переводе котлов всех электростанций на сжигание газа составит около 1100 млн. руб. (на уровне цен 1999 года), с одновременным уменьшением вредных выбросов в атмосферу около 600 тыс. тонн в год.

7. Разработаны методики определения энергетической, технико-экономической и экологической эффективности строительства детандер-генераторных агрегатов параллельно ГРС и ГРП для использования потенциальной энергии газа вместо дросселирования, предложены новые, более рациональные схемы включения ДГА в тепловую схему КЭС и ТЭЦ для подогрева газа перед ДГА. Для вариантов энергосистем с избытком и нехваткой установленных мощностей получены расчетные выражения для расчета мощностей, выработки электроэнергии и изменения энергетических показателей электростанций и энергосистемы в целом с учетом сезонных и годовых режимов работы электростанций, определены условия, при которых включение ДГА дает наибольший эффект.

8. Показано, что при полном переводе котлов тепловых электростанций Хабаров-скэнерго на сжигание газа установленная мощность ДГА, установленных параллельно ГРС и ГРП, может составлять свыше 60 МВт, а годовая выработка электроэнергии по энергосистеме в целом — свыше 340 млн. КВт-ч, при этом за счет

внедрения ДГА повышение КПД электростанций по выработке электроэнергии составляет 0,8-ь1,2%.

9. Определены сроки окупаемости ДГА, составляющие 1,5-5-2,0 года и дисконтированный доход по энергосистеме в целом при внедрении ДГА в рекомендуемых объемах — около 15,0 млн. руб. (на уровне цен 2000 года).

10. Полученные в диссертационной работе результаты используются для оценки технико-экономической эффективности газификации Хабаровского края и Дальневосточного региона в целом.

Публикации по теме диссертации

1. Матвеев Ю.Ф. Состояние и развитие топливно-энергетического комплекса Дальнего Востока и Забайкалья И Вторая Дальневосточная международная инвестиционная конференция. — Сб.науч.тр. — Хабаровск, 1997, С. 31-39.

2. Аракелян Э.К., Андрюшин A.B., Кудрявый В.В., Матвеев Ю.Ф. Проблема оптимизации топливно-энергетического комплекса в современный условиях (на примере Хабаровского края) // Международная научно-техническая конференция «Состояние и перспективы развития электротехнологий»: Тез. докл. —Иваново, 1999, С. 128.

3. Аракелян Э.К., Андрюшин A.B., Кудрявый В.В., Матвеев Ю.Ф. Моделирование режимов электростанций при перспективном планировании развития энергосистем //Первая научно-техническая конференция «Моделирование технологических процессов в энергетике». Тез. докл.—Волжский, 1999,С. 46.

4. Аракелян Э.К., Кудрявый В.В., Матвеев Ю.Ф. Разработка методики и оценка затрат топлива по Хабаровскому краю на перспективный период //. Моск.энерг.ин-т. М., 2000,48 с. - Деп. в ВИНИТИ 06.04.00 №914-В00.

5. Аракелян Э.К., Матвеев Ю.Ф. Оценка объемов и эффективности внедрения детандер-генераторных агрегатов при газификации Хабаровского края. //Моск.энерг.ин-т. М., 2000,14 с. - Деп. в Информэнерго № 3463-эн.

Печ. л. ¿/¿Г__Тираж /QQ ЗаказЦ

Типография МЭИ, Красноказарменная, 13.