автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Повышение эффективности работы теплоэнергетического оборудования электростанций в энергосистемах с преобладающей долей ТЭЦ за счет совершенствования тепловых схем и режимов работы

Иванов Сергей Анатольевич

/

«ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ С ПРЕОБЛАДАЮЩЕЙ ДОЛЕЙ ТЭЦ ЗА СЧЕТ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ (НА ПРИМЕРЕ ЗАБАЙКАЛЬСКОГО КРАЯ)»

Специальность 05.14.14 - Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

1 2 МАР 2012

Улан-Удэ - 2012

005012495

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Забайкальский государственный университет»

Научный консультант

Доктор технических наук, профессор Карпенко Евгений Иванович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Дамбиев Цырен Цыденович

доктор технических наук, профессор Штым Анатолий Николаевич

доктор технических наук, профессор Михайленко Сергей Ананьевич

Ведущая организация

ФГБОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет»

Защита состоится 28 марта 2012 г. на заседании диссертационного совета ДМ 212.039.03 при Восточно-Сибирском государственном университете технологий и управления по адресу: 670013, г. Улан-Удэ, ул. Ключевская, 40в, ВСГУТУ.

Факс: (3012) 41-71-50; E-mail: office@esstu.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВосточноСибирского государственного университета технологий и управления

Автореферат разослан «14» февраля 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

д-р. техн. наук

Общая характеристика работы

Актуальность работы. «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» предусматривает максимально эффективное использование природных энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для устойчивого роста экономики и повышения качества жизни населения страны.

Повышение эффективности производства энергии всегда являлось приоритетным направлением исследований в энергетике. Провал в развитии отрасли в девяностых годах прошлого века серьезно отразился на состоянии энергетики. Новые современные технологии и оборудование практически не внедрялись на энергетических предприятиях, серьезно сократился ввод новых генерирующих мощностей. При этом переход к рыночным отношениям и подходы к регулированию тарифов в настоящее время не позволяют в достаточной степени производить обновление производственных фондов. Оборудование, используемое на электростанциях, зачастую выработало свой парковый ресурс, морально и физически устарело, имеет низкие экономические и экологические характеристики. В такой ситуации, усугубляющейся постоянным дефицитом финансовых ресурсов, необходимо искать пути увеличения эффективности производства при малых капитальных вложениях. Возрастает интерес к улучшению характеристик действующих электростанций и их оборудования.

Значительную долю генерирующего оборудования представляют теплофикационные турбоагрегаты, установленные на ТЭЦ, входящих в состав комплекса энергоснабжения, включающего производителя (ТЭЦ), поставщика (тепловые сети) и потребителей энергии. Следует отметить, что тепловые сети имеют износ, достигающий в некоторых случаях 70 и более процентов, а у потребителей не имеется в достаточном количестве средств автоматизации. В таких условиях эффективность передачи, распределения и потребления энергии значительно влияет на работу ТЭЦ. Особую актуальность проблема повышения эффективности работы ТЭЦ приобретает для энергосистем с преобладающей долей комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, количество которых весьма существенно. Названная проблема усугубляется для энергосистем с преобладающей долей ТЭЦ, имеющих слабые межсистемные связи, где возникает необходимость их привлечения к регулированию графика электрических нагрузок.

«Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» предусматривает создание системы обеспечения региональной энергетической безопасности с учетом оптимизации территориальной структуры производства и потребления топливно-энергетических ресурсов. При этом приоритетное развитие энергетики в регионах Дальнего Востока и Забайкалья в области теплоэнергетики и теплоснабжения рассматривается на основе угольных тепловых электростанций, обеспечиваемых местными видами топлив.

Таким образом, вопросы, связанные с повышением эффективности работы ТЭЦ в энергосистемах, имеющих указанные выше особенности, и распо-

ложенных в районах Дальнего Востока и Забайкалья, являются важными и актуальными.

Актуальность данной работы подтверждается также тем, что она соответствует одному из приоритетных направлений развития науки, технологий и техники в РФ (утв. Президентом РФ 21.052006 г., ПР - 843): энергетика и энергосбережение, а тематика работы попадает под два пункта критических технологий РФ (утв. Президентом РФ 21.05.2006 г., ПР - 842): технологии производства топлив и энергии из органического сырья, технологии создания энергосберегающих систем транспортировки, распределения и потребления тепла и электроэнергии. Кроме того, направление работы определено в соответствии с распоряжением Правительства РФ «Об энергетической стратегии России на период до 2030 года» от 13.11.2009 г. №1715-р.

Цель работы: разработка и обоснование способов повышения эффективности работы ТЭЦ в энергосистемах с преобладающей долей теплофикационного оборудования за счет комплексной оптимизации тепловых схем и режимов работы для условий Восточной Сибири.

Основные задачи исследований:

1. Разработка способов и методов повышения экономичности и маневренности ТЭЦ за счет оптимизации функционирования комплекса теплоснабжения;

2. Разработка способов модернизации тепловых схем ТЭЦ, направленных на повышение экономичности и маневренности работы;

3. Оценка эффективности получения дополнительной электрической мощности от ТЭЦ за счет режимных мероприятий и разработка способов повышения их экономичности и расширения диапазона применения;

4. Совершенствование математических моделей и программ расчета тепловых схем ТЭЦ, учитывающих особенности работы теплофикационных турбин;

5. Исследования и разработка способов и методов повышения эффективности работы пиковых водогрейных котлов ТЭЦ, использующих топливо

местных месторождений;

6. Разработка малозатратных способов уменьшения вредных выбросов

от ТЭЦ;

7. Разработка мероприятий, направленных на повышение надежности работы оборудования ТЭЦ.

Методы исследований. Для решения поставленных задач был поставлен комплекс научных исследований: анализ состояния теплоэнергетического комплекса Забайкальского региона, обобщение теории и практики эксплуатации тепловых электростанций и оптимизации распределения энергетических потоков в региональных энергетических системах, физическое и математическое моделирование, аналитические исследования, математическое программирование с применением современных компьютерных технологий, лабора-

торные и производственные эксперименты, технико-экономический анализ, обработка результатов методами математической статистики.

Исследования выполнены в рамках Федеральной целевой программы «Научные и научно - педагогические кадры инновационной России» на 20092013 гг., а также Краевой (областной) научно-технической программы «Энергосбережение на предприятиях Забайкальского края» на 2005 - 2015 гг.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Способ расчета тепловой схемы турбоустановки на основе ее декомпозиции, учитывающий особенности расчета малоступенчатых отсеков теплофикационных турбин при переменных режимах работы.

2. Разработанная методика по оптимальному распределению нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ на основе реальных характеристик оборудования.

3. Способ получения дополнительной электрической мощности от ТЭЦ на основе оптимизации режимов работы теплофикационных систем.

4. Комбинированный способ получения дополнительной электрической мощности на ТЭЦ, расширяющий регулировочный диапазон и повышающий ее экономичность.

5. Разработанная комплексная модель, описывающая инерционные свойства, происходящие в теплофикационных системах, как для случая применения в них закрытого водоразбора для нужд ГВС, так и открытого.

6. Новые схемы модернизации ТЭЦ, позволяющие повысить экономичность работы и маневренность электростанций.

7. Комплексный анализ работы ПВК с топками НТКС (низкотемпературным кипящим слоем) и способы повышения их эффективности и экологической безопасности.

8. Теоретическое и экспериментальное обоснование совмещения электротермохимической подготовки угля и его сжигания в циклонной камере.

9. Разработанный аддитивный способ уменьшения вредных выбросов от котлов ТЭЦ на основе использования природного цеолита.

10. Динамическая математическая модель индивидуальной динамики металла элементов котельного оборудования ТЭЦ, имеющая возможность долгосрочного прогноза, выражаемого через количественные показатели вероятности отказа.

Достоверность и обоснованность защищаемых научных положений, выводов и рекомендаций обеспечена представительным объемом испытаний и экспериментов, сходимостью результатов теоретических и лабораторных исследований с данными производственных экспериментов, а также положительными результатами опытно-промышленных испытаний экологически безопасных и более экономичных технологических схем и режимов эксплуатации теплоэнергетических комплексов Забайкалья.

Научная новизна:

1. Впервые предложен принцип расчета тепловой схемы на основе ее декомпозиции с целью хорошей сходимости результатов;

2. Разработана математическая модель для расчета переменных режимов малоступенчатых отсеков теплофикационных турбин и определена область ее применения;

3. Разработаны оригинальные методики по оптимальному распределению нагрузок между турбоагрегатами на основе реальных тепловых схем ПТУ для любых типов вычислительных систем;

4. Впервые разработана комплексная математическая модель, описывающая процессы, происходящие в теплофикационных системах, как для случая применения закрытого водоразбора для нужд ГВС, так и открытого, учитывающая инерционные свойства объектов системы;

5. Разработаны новые способы работы и тепловые схемы ТЭЦ, повышающие экономичность их работы и расширяющие регулировочный диапазон;

6. Обоснован комбинированный способ, заключающийся в сочетании ограничений регенеративных и теплофикационных отборов пара с частичной передачей тепловой нагрузки турбины на пиковые источники, который позволяет существенно повысить эффективность получения дополнительной мощности на ТЭЦ за счет расширения регулировочного диапазона и повышения тепловой экономичности. На основании предложенного способа доказана возможность регулирования мощности ТЭЦ в максимальном диапазоне на протяжении практически всего отопительного периода без дополнительных капитальных затрат и снижения отпуска теплоты от ТЭЦ;

7. Впервые определены режимные характеристики, исследовано влияние температуры слоя, определены динамика, механизм формирования и характеристики уноса при сжигании углей Забайкальских месторождений в топках НТКС, предназначенных для ПВК ТЭЦ;

8. Впервые представлена и обоснована возможность совмещения процессов электротермохимической подготовки топлива и сжигания угля в плаз-менно-циклонной топливной системе;

9. Разработан малозатратный аддитивный способ применения природного цеолита, позволяющий значительно уменьшить содержание вредных выбросов в дымовых газах, который может быть использован при любых методах сжигания топлива;

10. Динамическая математическая модель индивидуальной динамики надежности металла элементов котельного оборудования ТЭЦ, имеющая возможность долгосрочного прогнозирования, выражаемого через количественные показатели вероятности отказа;

11. Новизна полученных результатов подтверждается авторскими свидетельствами на изобретения, патентами, свидетельствами на полезные модели и программные разработки для ЭВМ.

Личный вклад автора. Личный вклад автора состоит в выборе научного направления исследований, постановке и решении основных задач исследова-

ний; основные результаты получены лично автором, отдельные результаты получены либо под его руководством, либо при непосредственном участии; автором сформулированы основные положения и выводы диссертационной работы.

Практическая ценность:

1. Создана модель ускоренного поиска оптимального распределения нагрузок, реализованная в программе для ЭВМ, которая может быть применена практически для любой ТЭЦ и надстроена в других программах;

2. Усовершенствована программа расчета переменных режимов работы теплофикационных турбин, в которую для расчета характеристик малоступенчатых отсеков включена разработанная автором модель;

3. Разработанный программный комплекс позволяет производить расчеты реальных тепловых схем ТЭЦ при любом составе генерирующего оборудования и различных режимах работы, а также осуществлять оптимальное распределение нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ;

4. На основе разработанной автором модели предложен способ получения дополнительной электрической мощности на основе оптимизации режимов работы теплофикационных систем;

5. Применение предложенных способов получения дополнительной электрической мощности за счет ограничения отборов пара расширяет диапазон регулирования электрической мощности ТЭЦ в отопительный период и повышает эффективность их работы без дополнительных капитальных вложений и снижения качества и надежности теплоснабжения;

6. Предложены схемные решения, направленные на повышение экономичности и маневренности работы ТЭЦ;

7. Предложена конструкция топки НТКС для котлов малой и средней производительности и разработана методика их комплексной оптимизации, которая может быть использованна при реконструкции действующего котель-но-топливного оборудования;

8. Выявлена и практически проверена методика применения цеолита для снижения вредных выбросов в топках НТКС;

9. Разработана технология сжигания угля в плазменно-циклонной топливной системе, позволяющая отказаться от использования мазута в энергетике, интенсифицировать топочные процессы, и тем самым повысить технико-экономическую и экологическую эффективность топливоиспользования;

10. Разработанная математическая модель надежности оборудования ТЭЦ позволяет с достаточной для практических целей точностью рассчитать как текущие индивидуальные показатели надежности (безотказности), так и долговременные прогнозные значения;

11. Примеры использования расчетных методов оптимизации технико-экономических мероприятий по сохранению и восстановлению надежности котельного оборудования ТЭЦ, а также создания резервов материальных ресурсов, достаточных для своевременного качественного проведения ремонтно-

восстановительных работ, являются экономическим обоснованием капиталовложений в целях повышения надежности;

12. Разработан малозатратный аддитивный способ применения природного цеолита, позволяющий существенно снижать содержание вредных выбросов в дымовых газах;

13. Получено три авторских свидетельства на изобретения, шесть патентов на изобретения, одно свидетельство государственной регистрации программ для ЭВМ, четыре патента на полезные модели;

14. Результаты теоретических и экспериментальных исследований использованы на предприятиях энергетического комплекса Забайкальского края, о чем свидетельствуют акты внедрения;

15. Результаты диссертационных исследований применяются в учебном процессе для студентов направления «Теплоэнергетика», что позволяет повысить качество подготовки будущих специалистов.

Апробация работы.

Основные положения и результаты работы были доложены и обсуждены

на:

- Всероссийской научно-практической конференции «Энергетика: экология, надежность, безопасность» (г. Томск, 2007 г.),

- Международной научно-практической конференции «Современные техника и технологии» (г. Томск, 2007 г.),

- Всероссийской научно-практической конференции «Энерго и ресурсосбережение. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии» (г. Екатеринбург, 2007 г.),

- VIII Всероссийской научно-практической конференции «Кулагинские чтения» (г.Чита, 2004,2008,2009,2010 гг.),

- Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы теплоэнергетики» (г. Челябинск, 2007,2008 гг.),

- IV Всероссийской научно-практической конференции «Энергетика в современном мире» (г. Чита, 2006,2009 гг.),

- ХШ Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы «Фундаментальные исследования и инновации в технических университетах» (г.

С-Петербург, 2009 г.),

- Международном научно-техническом конгрессе «Энергетика в глобальном мире» (г. Красноярск, 2010 г.).

Публикации. Основные результаты диссертационных исследований опубликованы в 43 работах, в т.ч. в 1 монографии, 6 учебных пособиях, 22 статьях в научных изданиях, рекомендованных ВАК для публикаций научных результатов диссертаций на соискание ученой степени доктора наук, 14 авторских свидетельствах и патентах.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, семи глав, заключения, списка использованных источников. Содержит 410 страниц

машинописного текста, 53 рисунка, 61 таблицу и библиографию из 235 источников.

Автор выражает искреннюю благодарность и признательность д-ру техн. наук, профессору Карпенко Е.И. за консультации, а также коллективу кафедры тепловых электростанций ЗабГУ за помощь при оформлении работы.

Глубокую благодарность автор выражает техническому руководству ОАО «Территориальная генерирующая компания» (ТГК-14), ОАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго», а также ОАО «Третья генерирующая компания оптового рынка электроэнергии (ОАО «ОГК-3» - «Харанорская ГРЭС») за помощь в проведении экспериментов, опытно-промышленной апробации и содействии во внедрении результатов исследований.

Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований, отражена практическая значимость и научная новизна полученных результатов, представлены защищаемые автором положения.

В первой главе, носящей обзорный характер, рассмотрено современное состояние проблемы повышения надежности и эффективности работы ТЭЦ на основе совершенствования тепловых схем и режимов работы турбоустановок и расширения их регулировочных диапазонов.

Фундаментальные исследования в области теплоэнергетики и турбостроения проведены известными российскими учеными Андрющенко А.И., Горшковым A.C., Дейчем М.Б., Ивановым В.А., Кирилловым И.И., Соколовым Е.Я., Рыжкиным В.Я., Тумановским А.Г., Шапиро Г.А., Шараповым В.И., Щегляевым A.B. и др.

Вопросам повышения эффективности работы теплоэнергетического оборудования и оптимизации режимов работы ТЭЦ посвящены работы Бо-ровкова В.М., Бурова В.Д., Гуторова В.Ф., Иванова В.А., Клер A.M., Клименко

A.B. Леонкова A.M., Карпенко Е.И., Мессерле В.Е., Попырина Л.С., Степанова

B.C., Штыма А.Н., Яковлева Б.В. и др.

Вопросами повышения надежности и экологической безопасности теплоэнергетического оборудования занимались Аминов Р.З., Антикайн П.А., Дамбиев Ц.Ц., Котляр В.Р., Сигал И.Я., Смола В.И. и др.

Благодаря исследованиям этих ученых было разработано и внедрено надежное и достаточно эффективное теплоэнергетическое оборудование на тепловых электростанциях, играющих доминирующую роль в региональных

энергосистемах России.

Анализ выполненных исследований и публикаций по данной проблеме показал, что вопросам повышения технологической надежности, эффективности и экологической безопасности ТЭЦ, расположенных в сложных природно-климатических условиях восточных регионов России, уделено недостаточное внимание. Более того, в последнее время в связи с увеличением потребности и

удорожания электроэнергии возникла острая необходимость модернизации существующих ТЭЦ на основе разработки и внедрения новых технологий и технологических схем, повышающих надежность их работы в отопительный

период года. ц „

В связи с использованием на ТЭЦ низкосортных углей Забайкальем« месторождений возникла также необходимость реконструкции и повышения эффективности и экологической безопасности топок НТКС на базе использования аэродинамических и электротермохимических воздействий на процессы

сжигания твердого топлива.

При эксплуатации ТЭЦ в условиях Забайкальского региона, характеризующегося резко-континентальным климатом, одним из реальных путей повышения надежности и эффективности региональных энергосистем является разработка и внедрение способов и методов по оптимальному распределению нагрузок между турбоагрегатами с учетом реальной потребности тепловой энергии при резком колебании температур наружного воздуха.

Во второй главе обоснованы принципы и предложена методика расчета тепловых схем. Надежность и достоверность тепловых расчетов играют существенную роль в повышении надежности и устойчивости функционирования сложных теплофикационных систем в суровых природно-климатических условиях.

Расчет параметров пара и воды осуществляется с помощью рекомендованных для теплотехнических расчетов в промышленности формул (№ 97). Нами разработан алгоритм, надежно реализуемый в программах при работе с данными формулами. Предлагаемый алгоритм требует написания в программе всего трех процедур и упрощает написание программы расчета тепловой схемы. Практика проектирования тепловых систем показывает, что при большом количестве расчетов, имеющих место при оптимизационных вычислениях, возможна ситуация при которой итерационный цикл не будет завершен. Для предотвращения возможных сбоев предложен метод декомпозиции расчета, показанный на рис. 1. Цифрами на рисунке пронумерована последовательность расчета. Принцип расчета на основе декомпозиции тепловых схем и разработанная программа для ЭВМ позволяют оперативно решать задачи оптимизации распределения нагрузок турбоагрегатов при переменных режимах работы.

Режимы разных отсеков и ступеней теплофикационной турбины с изменением режима ее работы меняются не в одинаковой мере. Наиболее существенно изменяются режимы работы предотборного и промежуточного отсеков турбины, вследствие значительных расходов пара в теплофикационные отборы и поддержания в них заданного давления с помощью специальных регуляторов.

Г\1

V

4

.Л

ГФ

■А1

-Г"

Рис. 1. Декомпозиция расчета принципиальной тепловой схемы

Для расчета указанных отсеков разработана математическая модель, построенная на основе поступенчатого расчета.

В основу модели отсека положена модель переменного режима работы турбинной ступени. Основной исходной предпосылкой при построении модели является равенство расходов пара сопловой решеткой и рабочим колесом: ^ = . С учетом расчетных уравнений ступени данное равенство имеет вид:

где ы/с0 - характеристическое отношение скоростей; а, - угол направления вектора абсолютной скорости потока пара на выходе из сопловой решетки; рг - угол направления вектора относительной скорости потока пара на выходе из рабочего колеса; ^, ^ - торцевые площади выходных сечений направляющего аппарата и рабочего колеса; Д - угол натекания потока, в общем случае отличающийся от геометрического угла лопаточного аппарата на величину угла атаки; <р, у/ - коэффициенты скорости, учитывающие потери энергии соответственно в направляющем аппарате и рабочем колесе; рт - термодинамическая степень реактивности; п - показатель политропы; Я - отношение давлений на ступень, равное П = Р2/Р'0; Р2 - давление за ступенью; Р'0 - давление затормо-

к-1

женного потока перед ступенью; т = к - показатель изоэнтропы.

Система уравнений (1) связывает в неявной форме термодинамическую степень реактивности рТ с показателями режимов работы: характеристическим отношением скоростей и/с0 отношением давлений П. Неявная форма записи уравнений не препятствует нахождению характеристик турбинной сту-

(1)

пени на ЭВМ. Используя полученную систему уравнений (1), можно определить степень реактивности при любом режиме работы. После определения степени реактивности не представляет труда найти расход пара на соответствующем режиме работы. Область применения разработанной модели ограничивается ступенями, для которых применима одномерная теория.

Путь получения модели отсека, состоящего из нескольких ступеней, такой же, как для одной ступени. В основе его лежит равенство расходов пара всеми ступенями отсека и условие распределения давлений между ступенями, согласно их индивидуальным характеристикам. Сопоставление приближенных методов расчета расходных характеристик (формул Стодолы и Щегляева) с поступенчатым методом расчета, выполненное для предотборного и промежуточного отсеков турбин Т-100-130 и Т-250-240 показало, что в достаточно широкой области режимов, примыкающей к исходному режиму, применение приближенных зависимостей дает удовлетворительные результаты. В то же время выявлены области режимов, для которых применение приближенных зависимостей приводит к существенным погрешностям (более 10%, а в ряде случаев достигающих величин более 100%). Выполненным анализом установлено, что области существенных погрешностей и их границы, а также численные значения индивидуальны для каждого отсека и зависят от характеристик входящих в него ступеней.

В связи с тем, что при расчете отмеченных отсеков есть области существенных погрешностей, для их расчета рекомендуется модель, построенная на основе поступенчатого расчета, и описываемая соотношениями (1). Данная модель достаточно просто реализуема в программах для ЭВМ в сочетании с расчетом тепловых балансов схемы турбоустановки и показывает высокую степень сходимости с реальными режимами работы ТЭЦ.

В третьей главе дано обоснование методов повышения эффективности работы ТЭЦ и получения дополнительной электрической мощности за счет оптимизации совместного функционирования систем тепло- и электроснабжения.

Одним из реальных путей является оптимизация распределения нагрузок между турбоагрегатами. В ходе проведения оценки возможностей оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами при использовании стандартных вычислительных систем возникла необходимость в энергетических характеристиках турбоагрегатов, учитывающих реальные условия работы оборудования. Но в связи с их отсутствием, а также тем, что существующие методики не удовлетворяли поставленным задачам, была разработана универсальная методика получения энергетических характеристик турбоагрегатов, как по диаграмме режимов, так и на основе экспериментальных данных, с учетом реальных характеристик оборудования.

Полученные энергетические характеристики используются при оптимизации распределения нагрузок методом перебора всех вариантов. При этом рассматривались три характерных группы оборудования, состоящие из турбин типа К, Т и ПТ. Распределение нагрузок в группах между турбоагрегатами

равномерное, к примеру, если есть производственная нагрузка, то она распределяется поровну между двумя турбоагрегатами ПТ.

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: при существующей производственной и теплофикационной нагрузке - работают все три цикла; при отсутствии производственной или теплофикационной нагрузки - работают два цикла; при отсутствии производственной и теплофикационной нагрузки - работает только один цикл распределения электрической нагрузки.

Первоначально нагрузка между турбоагрегатами распределяется равномерно, и находятся значения удельных расходов теплоты. Во внешнем цикле увеличивается значение производственной нагрузки 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 удельного расхода теплоты (т.е. при варианте, когда нет производственной и теплофикационной нагрузки и в работе N турбоагрегатов, получается N значений удельного расхода теплоты). Среди полученного массива значений удельных расходов теплоты находят минимальное и данный режим сохраняется. Затем цикл повторяется до достижения минимального значения удельного расхода теплоты, которому и соответствует оптимальное распределение электрической, теплофикационной и производственной нагрузок между группой турбоагрегатов.

Если рассматривать распределение нагрузки между тремя группами (в группах объекты идентичны) по трём параметрам, то метод перебора всех вариантов предпочтительней, т.к. требуется меньше времени на оптимизацию, по сравнению с методом относительных приростов. Это связано с большим дроблением оптимизационной задачи на отдельные части, хотя когда в работе все турбоагрегаты скорость оптимизации становится примерно равной.

Метод относительных приростов позволяет распределять три вида нагрузки между большим количеством объектов, но на это требуется больше времени. Данный метод более динамичен по сравнению с первым методом, т.к. позволяет работать не только с математическими моделями диаграмм режимов турбоагрегатов, но и с математическими моделями реально действующих объектов.

Самый лучший вариант при поставленной задаче оптимизации - 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 внутри групп между отдельными турбоагрегатами.

при оценке эффективности оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами был произведен сравнительный расчет, критерием оценки которого является удельный расход теплоты на турбины. Сравнение производилось по среднемесячным станционным значениям за год и результатами расчетов на основе реальных компьютерных моделей данных турбоагрегатов применительно к ТЭЦ расположенных на территории Забайкальского края. В результате данных сравнительных расчетов снижение удельного расхода теплоты составляет в среднем за год 2...3 %.

Кроме того рассмотрена оптимизация режимов работы, разработанная на основе модели турбины, рассмотренной во второй главе, предназначенная для использования на ЭВМ основанных на многопоточных вычислениях. На ТЭЦ с двумя видами нагрузок электрической и тепловой или промышленной методика оптимизации проще, чем на станциях со всеми тремя видами нагрузок (следует отметить, что станция может иметь и большее количество отпускаемой продукции). Накладываемые ограничения из условия обеспечения потребителей продукцией запишутся в следующем виде:

N ст = II fe; const

е. = i Q, = /= 1 const

^ пром п = s л, = const

где: Ыст- электрическая нагрузка станции, МВт; £?„,,- тепловая нагрузка станции, МВт; Опро,, - промышленная нагрузка станции, кг/с.

Граничные условия для ТЭЦ с тремя видами нагрузок выглядят:

D Л1Ш тур < D < D тах ^ тур тур

pk ГШП < pk < РГ

D т'ш к < Dt < D Г

N тт э < N, < NT

D тш кот < D < D тах ^ кот — нот

f] р min т < р < р т min т т

I Р, тт < р < р т« min п п

• D тш п < D < D тах п min п "

Q тш т < О < 0 тах т — т ~ xL т

D тт т < D < D тах min т

где: Ря- давление в теплофикационном отборе, МПа; тепловая нагрузка турбины, МВт; Р1 - давление отработавшего пара, МПа; Д,- промышленная нагрузка турбины, кг/с; М,- электрическая нагрузка, МВт; £>„, - расход питательной воды, через котел, кг/с; Ц,- расход пара в конденсатор, кг/с; Р„ - давление в промышленном отборе, МПа.

Поскольку на ТЭЦ на данные граничные условия можно наложить ограничение по минимальной и максимальной скорости воды в трубках сетевых подогревателей (из-за возможных отложений), то задача сужается, причем в большинстве случаев регулирование нагрузки осуществляется только изменением давления в теплофикационном отборе. Поэтому для станции в какой-то момент времени известно: состав работающего оборудования, температура обратной сетевой воды и ее расход, давление и требуемый расход промышленному потребителю.

Предлагаемый метод оптимизации заключается в его декомпозиции и решения ряда более мелких задач. Он состоит в определении возможного перераспределения тепловых и промышленных нагрузок между агрегатами при минимизации мощности и/или расхода отработавшего пара. Таким образом имеется поверхность всех возможных распределений тепловых и промышленных нагрузок.

Для наглядности методики обратимся к рисунку 2, на котором изображена поверхность возможных значений тепловых нагрузок N1 произвольного агрегата. Причем поверхности N1 соответствуют произвольные мощности, в каждой точке определяемые только минимально допустимыми нагрузками для данной турбины. Каждая точка поверхности N2 характеризует возможную нагрузку турбины при заданной мощности. Поверхность характеризуется постоянством мощности при постоянстве тепловых нагрузок соответствующие поверхности N1. При переходе от поверхности N1 к N2 необходимо учитывать ограничения, накладываемые на турбину, так например, показано для точки 3, что ее переход невозможен т.к. в данной точки поверхности N2 значения не существует. В данном случае, поверхность N1, условно состоит из двух поверхностей, первой соответствует минимальная мощность и произвольный расход отработавшего пара при изменяемой тепловой и промышленной нагрузках, а второй поверхности соответствует минимальный расход отработавшего пара и произвольная мощность. Данная модель хорошо реализуется при организации многопоточных вычислений. На самом деле параллельные вычисления при расчете тепловой схемы практически невозможно реализовать, тогда как, рассчитывать тепловые схемы нескольких турбин параллельно, вполне реализуемо на современных ЭВМ.

После построения поверхностей всех турбин с их функциональными зависимостями следует произвести выборку, чтобы выполнялось условие обеспечения продукцией всех потребителей, кроме электрической нагрузки. Выбор можно осуществить простым перебором с шагом к. Получаем набор нагрузок турбин, при котором полностью обеспечиваем тепловой и промышленной нагрузкой потребителей.

Далее для каждого набора тепловых нагрузок проверяем условие, определяемое уравнениями:

Я* =tN: /=1

I f(Q!,Dr >Xi)-Ni

а = —-=> min

. N*

Для ускорения поиска накладываются характерные ограничения турбин.

На рис. 3 представлен алгоритм оптимального распределения нагрузок между турбинами.

На сегодняшний день существует несколько типов регулирования нагрузки. Тепловая нагрузка абонентов непостоянна. Она меняется в зависимости от метеорологических условий (температуры наружного воздуха, скорости ветра, инсоляции), режима расхода на горячее водоснабжение, режима работы технологического оборудования и других факторов. Для обеспечения высокого качества теплоснабжения, а также экономичных режимов выработки теплоты на ТЭЦ (или в котельных) и транспортировке ее по тепловым сетям выбирается соответствующий метод регулирования.

Рис. 3. Алгоритм оптимального распределения нагрузок между турбинами

В третьей главе рассмотрено также использование ТЭЦ в переменной части графиков электрических нагрузок за счет использования инерционных свойств теплофикационных систем. Предлагается использовать метод регулирования тепловой нагрузки относительно характерного абонента. Характерным является абонент, характеризующейся минимальной температурой внутреннего воздуха. Обеспечив этого абонента расчетным расходом теплоты, все другие также будут обеспечены расчетным расходом теплоты или выше.

Нами обоснованы способы получения дополнительной мощности на основе разработки и использования математической модели, описывающей процессы, происходящие в теплофикационных системах и характеризующие аккумулирующие свойства тепловых сетей и зданий. Эффективность данной модели подтверждена расчетными и экспериментальными исследованиями.

Все представленные в литературе способы регулирования тепловой нагрузки определены для типового абонента. Регулирование нагрузки относительно характерного абонента позволит обеспечить всех потребителей тепла комфортными условиями. Предложенный способ регулирования тепловой на-

грузки заключается в следующем: поступающую от потребителей системы теплоснабжения сетевую воду нагревают в сетевых подогревателях теплофикационных турбин и ведут регулирование тепловой нагрузки по закону изменения температуры прямой сетевой воды от нагрузки горячего водоснабжения и температуры наружного воздуха.

Так как график электрической нагрузки неоднородный и может иметь несколько пиков в течение суток, а температура наружного воздуха в зимнее время может изменяться в пределах до 10-15°С, то регулирование тепловой нагрузки следует производить несколько раз в течение суток (рис. 4). Учащенное регулирование позволяет корректировать температурный график, тем самым предотвращая перетоп абонентов. Предварительно находят характерного потребителя, характеризующегося минимальной температурой внутреннего воздуха, для характерного потребителя задают расчетную температуру внутреннего воздуха и ведут регулирование тепловой нагрузки 7-8 раз в течение суток в зависимости температуры внутреннего воздуха характерного потребителя.

Так как пик электрической нагрузки наблюдается с 9.30 до 11.30 часов в утренние часы, то для предварительного снижения нагрузки необходим перетоп абонентов в период времени с 6 до 9 часов. Перетоп в это время позволит легко покрыть нагрузку ГВС. Представленная возможность позволяет повысить регулировочный диапазон. При этом не требуется каких-либо капитальных вложений.

Графин з/вщичеяш нагрузки.

"]-6-^-1?-' к ^\з Ч? 21 "с V

Рис. 4. Суточный график электрической нагрузки, суточный график отпуска теплоты от ТЭЦ и суточный график потребления ГВС

Для определения температуры внутреннего воздуха разработана математическая модель процессов, протекающих в теплофикационных системах с учетом инерционных свойств, описывающая процессы, происходящие в теплофикационных системах как для случая применения в них закрытого водо-разбора для нужд ГВС так и для открытого. На основе данной модели предложена методика получения дополнительной мощности на основе оптимизации режимов работы теплофикационных систем, а также дана оценка возможности использования теплоаккумулирующей способности зданий для регулирования отпуска теплоты на отопление не по текущей температуре наружного воздуха, а по средней наружной температуре за некоторый период с соответствующим сдвигом времени.

В четвертой главе рассмотрены способы повышения эффективности и маневренности ТЭЦ за счет модернизации тепловых схем. Наряду с оптимизацией режимов работы ТЭЦ дополнительными источниками являются малозатратные методы оптимизации тепловых потоков и потокораспределения теплоносителя. К таким методам можно отнести, в том числе совершенствование существующих тепловых схем. Ниже представлены разработанные тепловые схемы.

Один из таких способов работы реализуется посредством схемы представленной на рис. 5. При этом способе работы осуществляется подключение дополнительной поверхности теплообмена, в виде пикового сетевого подогревателя (ПСП), к основному сетевому подогревателю (ОСП), таким образом, что подогреватели оказываются подключенными по пару параллельно к одному теплофикационному отбору. Реализация подобной схемы уменьшает не-догревы в сетевых подогревателях, что, в свою очередь, приводит к понижению давления в теплофикационном отборе и увеличению мощности за счет выработки электроэнергии на тепловом потреблении при сохранении требуемого отпуска теплоты.

Рис. 5. Принципиальная схема увеличения теплофикационной выработки турбоустановки за счет снижения величин недогре-вов в сетевых подогревателях

Эффективность предлагаемого способа работы зависит от исходной величины недогревов в сетевых подогревателях и от расхода сетевой воды. С увеличением исходной величины недогрева и уменьшением расхода сетевой воды эффективность способа увеличивается. Повышение выработки электроэнергии на тепловом потреблении достигает 19-25 кВт-ч/ГДж.

Также рассмотрен вариант по повышению технико-экономических показателей ТЭЦ за счет загрузки производственного отбора одной из турбин типа ПТ.

Для загрузки производственного отбора (7) одного турбоагрегата (1) предлагается пар из его производственного отбора направить в цилиндр низкого давления второго турбоагрегата (см. рис.6).

. Возможность регулирования режимов работа данного блока выражена в перераспределении нагрузок между турбинами, возможностью регулирования давления в производственном отборе, т.е. для усеченной турбины регулирование начальных параметров. Также при недостатке пара на данный тандем, есть возможность отключения группы ПВД на второй турбине для получения дополнительной электрической или тепловой мощности. Изменение тепловой схемы в данном случае заключается в подключении турбины с более низкими параметрами (параметры производственного отбора), к турбине с более высокими параметрами (2) т.е. в виде надстройки, или как двухвальная турбина с двумя цилиндрами низкого давления.

2

Рис. 6. Принципиальная схема объединения двух турбин

Поскольку имеется отдельная система регенерации, то больше данная схема относится к надстройке турбины с более высокими параметрами над турбиной с менее высокими параметрами. Отличие от классической схемы с надстройкой в том, что при надстройке устанавливается турбина высоких начальных параметров с противодавлением, питающая паром турбину с более низкими начальными параметрами. Необходимым требованием при классической пристройке является то, что температура отработавшего пара предвклю-ченной турбины должна быть равной или ниже начальной температуры пара турбины с более низкими параметрами. В предлагаемом схемном решении данная проблема отпадает, так как цилиндр низкого давления и так работает на тех же параметрах, что и до изменения.

К достоинствам предложенного схемного решения можно отнести то, что происходит загрузка производственного отбора первой машины, происходит генерирование дополнительной электрической мощности паром производственного отбора, повышаются технико-экономические показатели данного блока, кроме зимнего периода времени. Более холодная питательная вода при отключении регенерации, поступающая в котел, приводит к более сильному охлаждению дымовых газов в котле, что приводит также к увеличению КПД котельного агрегата.

Максимальную экономию использование данного турбинного блока может принести в летние месяцы, так как в данный период наблюдается резкое снижение технико-экономических показателей, а данное мероприятие позволит снизить значение удельного расхода теплоты до 8 %. При внедрении данного мероприятия среднегодовая экономия теплоты, например для турбоустановки ПТ-60, составит 291,2 кДж/кВт-ч в месяц (3,83%).

На рис. 7 показана схема захолаживания сетевой воды.

Перераспределение энергий достигается следующим образом: отработанный пар турбины конденсационного типа (1), сконденсировавшись в конденсаторе, конденсатным насосом направляется по питательному тракту, где перед первым подогревателем низкого давления осуществлена врезка трубопроводов, соединяющая питательный тракт турбины с теплофикационной установкой турбины (2) через поверхностный водоводяной подогреватель (3). При этом автоматическое управление турбиной не меняется, а лишь дополняется элементами управляющими потоками водоводяного подогревателя. В качестве водоводяного подогревателя можно использовать пластинчатый теплообменник, который является весьма компактным, даже при больших тепловых нагрузках.

Рис. 7. Схема захолаживания сетевой воды

Повышение экономичности турбины конденсационного типа связано с внешней регенерацией, так как подогретая питательная вода вытеснит часть пара из отбора и направит его в конденсатор. При этом расход пара на турбину уменьшится при неизменной мощности. Данное изменение приближенно можно оценить из следующего соотношения:

А£> -Нт

к=--" (5)

где АД,, - изменение пара теплофикационного отбора, кг/с; Нт - теплоперепад до теплофикационного отбора, кДж/кг; Н, - теплоперепад приходящийся на турбину, кДж/кг.

Из данного соотношения следует, что расход пара на турбину при увеличении теплофикационного отбора возрастает. В некоторых работах встречается то, что при определении экономичности схемы со снижением температуры обратной сетевой воды увеличение доли выработки электроэнергии теплофикационным отбором относят в полном объеме при определении удельного расхода топлива на выработку электроэнергии, однако полезно отпущенное тепло от ТЭЦ в сравниваемых вариантах остается неизменным и в полном объеме отнесено быть не может. Критерий при сравнении схем со снижением температуры обратной сетевой воды необходим другой, правильнее будет оценивать экономичность расходом теплоты или топлива в абсолютных величинах. Если суммарно по турбинам разница расходов теплоты до и после изменения даст положительный эффект, т.е. после изменения уменьшится, то экономический эффект будет, количество потребляемого топлива снизится.

Расчеты показывают, что перераспределение потоков лучше осуществлять путем снижения потребляемого пара менее экономичной турбиной, т.е. критерием в данном случае выбран расход пара, поскольку температура питательной воды практически не изменится.

На рис. 8 представлена схема захолаживания сетевой воды реализуемой в пределах тепловой схемы одной турбоустановки типа ПТ. Анализ расчетов технико-экономичесКих показателей схемы (рис. 8) показал, что экономичность турбины повышается, но данное решение не может быть применимо при высоком уровне отработавшего пара, из-за существующего ограничения по пропуску пара в конденсатор. Однако в настоящее время экономичность конденсационного потока на ТЭЦ низка, особенно на ТЭЦ среднего и низкого давления. Максимальный пропуск пара в конденсатор возможен для турбины типа ПТ, только при определенном сочетании тепловых нагрузок и выдаваемой мощности турбины или на чисто конденсационном режиме.

Средняя годовая нагрузка всех турбин, в том числе промышленно-отопительная, например Читинской ТЭЦ-1, значительно ниже номинальной, следовательно, конденсационный поток в данных агрегатах ниже максимального.

Еще одним методом повышения экономичности работы ТЭЦ является повышение эффективности подпитки теплосети. Недогрев является одним из показателей эффективности преобразования энергии в сетевых подогревателях. Предлагаемый вариант подпитки тепловой сети представлен на рис. 9. Особенностью предлагаемой схемы является организация дополнительного подогрева подпиточной воды после вакуумного деаэратора (2) в подогревателе (1), подключенному к теплофикационному отбору.

Рис. 9. Схема подпитки теплосети с дополнительным теплообменником

Главным критерием эффективности предложения может служить более высокая температура после подогревателя подпиточной воды. Выполнение паропроводов до подогревателя подпиточной воды и площадь теплообмена подогревателя должна быть такой, чтобы эквивалентный недогрев был меньше, чем в сетевом подогревателе. В противном случае эффективность от внедрения будет отрицательна. Снижение расхода пара на сетевой подогреватель вызовет снижение эквивалентного недогрева подогревателя в виду меньшего расхода пара, вследствие чего можно ожидать снижения давления в теплофикационном отборе, увеличение экономичности турбины и повышения эффективности комбинированной выработки энергии.

При такой организации отбора можно рассматривать два варианта: включение последовательно перед сетевым подогревателем или параллельно сетевому подогревателю, в этом случае можно ожидать снижение давления пара в теплофикационном отборе. Для параллельной схемы необходимо учесть необходимость в более высоком давлении после подогревателя. Показатели рассматриваемых схем в сравнении со стандартной схемой, по результатам численного эксперимента представлены в табл. 1.

Таблица 1

Показатели экономичности тепловой схемы, представленной на рис. 9

Наименование Стандартная схема Схема с последовательным включением Схема с параллельным включением

Мощность турбины, МВт 60 60 60

Расход пара на турбину, т/ч 258,9 256,8 256,3

Расход сетевой воды, т/ч 1008 1008 1008

Расход подпиточной воды, т/ч 108 108 108

Расход пара на сетевой подогреватель, т/ч 81,30 73,80 74,02

Расход пара на подогреватель подпиточной воды, т/ч - 1,78 1,73

Давление в теплофикационном отборе, МПа 0,17 0,17 0,165

Температурный график, °С 98/58 98/58 98/58

Наименование Стандартная схема Схема с последовательным включением Схема с параллельным включением

Температура подпиточной воды после вакуумного деаэратора, °С 72 72 72

Температурный напор сетевого подогревателя, °С 15 15 15

Температурный напор подогревателя подпиточной Оп воды, С - 5 5

Удельный расход топлива на выработку э/э, г/кВт*ч 263,5 259,8 259,1

Д Ь,% - 1,40 1,66

Анализ эффективности тепловых схем и оптимизации режимов работы турбин приведен в табл. 2.

Таблица 2

Сводная таблица экономических показателей

Наименование Формула Рис. 7 Рис.8 Рис.9 Оптимизация

чдд, млн.руб. NPV 15,57 5,62 5,76 45,12

Id. 10 4,76 3,31 113,8

Ток, лет. .f^i-мг]} ln(l + E") 4,53 8,2 13,9 0,058

Irr -(с-С") " NPV<?7)-NP VQ 17,5 6,6 3,85 352

В приведенной таблице 2: ЧДЦ - чистый дисконтированный доход или интегральный эффект; Id - индекс доходности; Ток - срок окупаемости; Irr - внутренняя норма доходности.

я«- -

„„Я лшолн.пе.м» МОЩНОСТИ счет О.-р

■■«да®.*-:

значительной сезонной нер—рно тью^ Ра ^ ^ даельноста отопи-

грузки от температуры наружного воздуха ,.. и коэффициента теп-

Гльного периода для климатических условии с ,,, лофикации ат =0,5 приведена на рис. 10.

Рис Ю. Графики тепловых нагрузок и возможный диапазон регулирования мощности в зависимости от температуры наружного воздуха и по продолжительности отопительного периода

1 Г / — --

/// р^Т3

к

Рис 11. Относительное увеличение К.П.Д. турбоустановки Т-87-90 при получении ЬМ путем ограничения регенеративных отборов пара по сравнению с ограничением теплофикационных отборов пара: 1-^=0,23 МПа, О, =30 т/ч; 2 . Рт = 0,23 МПа, <3, = 70 т/ч; 3 -рт = 0,19 МПа; 4 - рг = 0,23 МПа, О. =1Ю т/ч;

5 . Рт = 0,27 МПа

Как следует из приведенного графика, при температурах наружного воздуха !,л у г",, чему соответствует время отопительного периода тут,, вся тепловая нагрузка может быть покрыта от основных сетевых подогревателей турбины без использования ПВК. Поскольку максимально возможная производительность ПВК при ат = 0,5 равна максимальной тепловой нагрузке отборов турбины, принципиально возможна передача всей тепловой нагрузки на ПВК, и в этот период времени характеристики ПВК не ограничивает диапазон получения дополнительной мощности на ТЭЦ. При г„, -< г, определенная часть тепловой нагрузки в нормальных условиях работы ТЭЦ вырабатывается ПВК. В таком случае на ПВК может быть передана лишь часть тепловой нагрузки отопительных отборов, характеризуемая для одного из режимов отрезком <2лзх на рис. 10. Вследствие этого тепловая нагрузка основных сетевых подогревателей не может быть уменьшена при таких , ниже значений , характеризуемых кривой 6г, на рис. 10, а располагаемая электрическая мощность ТЭЦ не может быть увеличена более, чем на величину АИ, определенную линией Ос, на том же рисунке. Таким образом линия Ос, характеризует ограничение возможностей получения дополнительной мощности на ТЭЦ, обусловленное режимами работы ПВК. С повышением значения ат возможности получения дополнительной мощности путем перераспределения тепловой нагрузки между отборами турбин и ПВК уменьшаются (кривая 1 при ат = 0,6 на рис. 10).

Предельная мощность, которую можно получить от турбоустановок ТЭЦ, определяется максимально допустимым расходом пара в конденсатор по условиям надежности последних ступеней ЧНД (линия Ьгйг на рис. 10). Наконец последнее ограничение возможностей получения дополнительной мощности на ТЭЦ, характеризуемое линией Ь,е1, на рис. 10, обусловлено максимально допустимой нагрузкой генераторов. Обычно ее величина превышает на 1020% номинальную мощность турбин.

Таким образом, из приведенных на рис. 10 графиков следует, что каждому периоду времени работы агрегатов ТЭЦ соответствует свое ограничение возможностей получения дополнительной мощности, обусловленное режимами работа ПВК и генератора (линия ОЬД на рис. 10), причем в наиболее тяжелый для энергосистем период при низких г„,, на который приходной максимум годового электро- и теплопотребления, получение дополнительной мощности только путем уменьшения нагрузки теплофикационных отборов невозможно без снижения отпуска теплоты от ТЭЦ. Ограничения по применению указанного способа еще в большей степени увеличиваются с понижением расчетной температуры наружного воздуха и с ростом продолжительности отопительного периода.

Диапазон получения дополнительной мощности за счет уменьшения расхода пара в регенеративные отборы зависит от степени ограничения отборов, характера использования пара этих отборов (направление пара в сетевые подогреватели либо в конденсатор), соотношения теплофикационного и конден-

сационного потоков пара в турбине, давлений в теплофикационных отборах, которое в свою очередь зависит от г„, и ат. При направлении пара регенеративных отборов в сетевые подогреватели дополнительная мощность имеет лучшие показатели тепловой экономичности.

Однако диапазон получения дополнительной мощности в этом случае меньше, чем при направлении пара в конденсатор, так как пар расширяется до более высокого конечного давления. Первый способ может быть использован для повышения экономичности работы ТЭЦ в период работы ПВК, но он не исчерпывает полностью возможностей участия ТЭЦ в покрытии дефицита мощности в энергосистеме. На рис. 10 пунктирными линиями 1, 2, 3 соответственно показана зависимость дополнительной мощности от /„„ и по продолжительности отопительного периода при отключении по пару одного, двух, трех подогревателей высокого давления (ГОД) и направлении пара в конденсатор. Штрих-пунктирная линия соответствует отключению трех ГОД и направлению пара в сетевые подогреватели. Зависимости построены для условий описанных выше (приведенные на рис. 10 результаты получены для ТЭЦ с турбинами Т-100-130).

Реализация данного способа получения дополнительной мощности зависит от наличия запаса паропроизводительности котлов ТЭЦ и имеет ряд технических ограничений по условиям работы оборудования (предельно допустимые давления в контрольных ступенях турбины), допустимое давление в линии промперегрева, температуры металла пароперегревателя котла и др.). Перечисленные ограничения для каждого конкретного типа оборудования и ТЭЦ имеют свои значения. Поэтому, линии, соответствующие степени ограничения регенеративных отборов на рис. 10, можно рассматривать как ограничения, обусловленные надежностью и режимами работы оборудования ТЭЦ.

В работе выполнены расчетные исследования изменения тепловой экономичности при использовании обоих способов для турбоустановок Т-87-90 и Т-100-130. Они показали, что лучшей тепловой экономичностью обладает во всем диапазоне режимов способ получения дополнительной мощности путем ограничения регенеративных отборов пара. Термодинамический анализ, выполненный в работе, доказал, что выигрыш в тепловой экономичности обусловлен сохранением большей доли выработки электроэнергии на «внешнем» тепловом потреблении. Причем величина выигрыша в экономичности увеличивается с ростом тепловой нагрузки и понижением давления в теплофикационных отборах (рис.11, результаты по турбине Т-87-90).

Поскольку получение дополнительной мощности путем уменьшения нагрузки теплофикационных отборов имеет в течение отопительного периода ряд ограничений и существенно снижает экономичность ТЭЦ, а ограничение регенеративных отборов пара определяется условиями работы оборудования, то в работе предложен комбинированный способ получения дополнительной мощности.

Идея комбинированного способа заключается в сочетании ограничений регенеративных и теплофикационных отборов пара и передаче части тепловой на-

грузки турбины на пиковые источники. При этом первоначально ограничивают регенеративные отборы, а по достижении технических ограничений по турбо-установке или по котлу уменьшают нагрузку теплофикационных отборов с соответствующей передачей части тепловой нагрузки на пиковые источники.

Л N

20

10

и

^Ч 1 V 2

ш

—ч—

Рис.12. Диапазон регулирования электрической мощности турбоустановки в

зависимости от 1„.в. комбинироавнным способом

-25

-10 -5

Рис.13. Сравнительная экономичность получения дополнительной электрической мощности: 1- ограничение теплофикационных отборов; 2- комбинированный способ

Комбинированный способ существенно расширяет диапазон регулирования мощности с сохранением заданного отпуска теплоты от ТЭЦ в течение отопительного периода. Максимальный диапазон регулирования мощности, определяемый ограничением по генератору, обеспечивается в течение 92...99 % времени отопительного периода. При этом даже при самых низких t „„ обеспечивается маневренный диапазон в размере 6... 14 % (рис. 12 ТЭЦ с турбинами Т-100-130). Кривые на рис. 12 соответствуют: I - ограничение теплофикационных отборов, ПВД в работе; 2 - отключен один ПВД, затем ограничение теплофикационных отборов; 3, 4 - соответственно отключение два ПВД и три ПВД, затем ограничение теплофикационных отборов, исходя из наличия резерва тепловой мощности ПВК. Эффективность комбинированного способа повышается применительно к районам с низкими расчетами I „.„ и большой продолжительностью отопительного периода.

Предлагаемый способ получения дополнительной мощности имеет значительно лучшую тепловую экономичность в сравнении с получением дополнительной мощности за счет ограничения теплофикационных отборов пара. При этом выигрыш увеличивается с ростом величины дополнительной мощности. Так, например, для одной турбоустановки Т-100/120-130 при максимальной мощности, равной 120 .МВт, выигрыш составляет 1900 кДж/кВт ч или около 30% (рис. 13). Выигрыш в экономичности складывается из нескольких составляющих: более высокой экономичности регулирования мощности турбины путем ограничения регенеративных отборов пара, повышением эффективности ограничения теплофикационных отборов пара при ограниченных регенеративных, более поздним переходом к режимам естественного повышения давления в регулируемых отборах. В рамках ТЭЦ экономическая эффективность комбинированного способа повышается за счет некоторого увеличения к.п.д. котлов, вследствие понижения температуры питательной воды, а также из-за передачи меньшей части тепловой нагрузки на менее экономичные пиковые источники.

Для проверки полученных расчетно-теоретическим путем результатов были проведены натурные испытания на турбине Т-100/120-130, а также на турбинах Т-87-90 и котлах БКЗ-220-100 Ф Читинской ТЭЦ-1.

В процессе испытаний была отработана технология режимов получения дополнительной мощности. Экспериментальные работы подтвердили возможный диапазон регулирования мощности и экономические характеристики оборудования. Испытания показали высокую надежность работы оборудования в исследуемых режимах. Предлагаемый комбинированный способ был исследован всесторонне. При этом ограничение регенеративных отборов пара достигалось как отключением ГОД по пару, так и байпасированием по питательной воде.

Комбинированный способ хорошо зарекомендовал себя при экспериментальной проверке и рекомендован в опытно-промышленную эксплуатацию на турбинах Т-100-130 и Т-87-90 (реконструированные турбины К-100-90).

В шестой главе рассматриваются методы вытеснения дорогостоящего мазута из топливного баланса ТЭЦ, работающих на низкосортных углях Забайкальских месторождений.

Одним из реальных путей повышения эффективности ТЭЦ является реконструкция имеющихся водогрейных котлов с использованием технологии НТКС (низкотемпературного кипящего слоя), для чего был выполнен комплекс исследований процессов сушки топлива и выхода летучих при горении в НТКС. На основании выполненных исследований были получены зависимости времени выхода летучих и образования кокса, определена динамика, механизм формирования и характеристики уноса, а также режимные характеристики сжигания для углей Харанорского, Букачачинского и Татауровского месторождений. Установлено, что на процесс сжигания значительное влияние оказывает спеткрографический состав угля. В буром (харанорском) угле первичные превращения идут с глубоким растрескиванием и общим увеличением числа

частиц в 2...3 раза. Частицы букачачинского угля с высоким содержанием витрена не рассыпаются, на их поверхности появляются связывающие пористые выплавления витрена. Определены основные направления снижения вредных выбросов. Даны рекомендации по выбору способов улучшения экологической составляющей работы топки. Определены расчетные зависимости входных и выходных параметров при сжигании углей Харанорского, Букачачинского и Татауровского месторождений, позволяющие определить характеристики и параметры разрабатываемой топки НТКС.

Д2 = 3,91 * В°'т * ДВ + 11,31*р"' * ЛЯ,; где 0-паровая нагрузка котлоагрегата, т/ч;__

ДК = 116611,2 * В ' * АВ +12,95 * Р°'" * ДР2 + + 0,3472 * { ' Дг; ,(6)

АС = 12740 * В'1 * Д В- 983245 * * Д Рг\ АЗ = 36785,8 * В* АВ + 2,39 * " * ДР2; Дя = 3,12 * 10 ' * *ЛР1;

Полученные уравнения значительно проще традиционных универсальных формул расчёта концентраций и могут быть легко выведены из результатов испытаний.

Усовершенствована конструкция топки НТКС, работа которой в форсированном режиме позволяет получать заявленные экономические и экологические характеристики за счет того, что подача вторичного дутья из участков набегания через сопла, тангенциально в сторону застойных зон усиливает индуцированное частицами вихревое течение, улучшает перемешивание, выгорание, конвективный теплообмен, сепарацию и удержание в надслоевом объёме частиц вынесенных из кипящего слоя.

При этом струи вторичного дутья легко пронизывают восходящий поток, концентрирующийся под участком набегания, и доля вторичного дутья может быть малой. Эта доля, определяется независимо и, прежде всего из условий организации высокоэффективного топочного процесса. Богатые кислородом струи вторичного дутья легко проникают в вихревой объём, застойные зоны и в корень восходящего из кипящего слоя потока. Определены характеристики работы топки, а также оптимальное значение избытка воздуха в слое (а,) для выбросов 1>ТОх для различных углей. Экономический эффект от внедрения топок НТКС для углей Харанорского и Татауровского месторождений составит 3,2...3,5 млн. руб. в год.

Для замены газо-мазутных котлов на котлы на твердом топливе нами обоснован и разработан плазменно-циклонный способ сжигания угля с использованием аэродинамических и электрохимических воздействий, повышающий эффективность использования твердого топлива.

Для реализации данного способа разработана методика расчета плазмен-но-циклонной топливной системы (ПЦТС) на основе поэтапного метода расчета путем разбиения ее на две подсистемы. С применением результатов экс-

N - концентрация оксидов азота, мг/м ; Э - концентрация оксидов серы, мг/м3; С - концентрация оксидов углерода, мг/м3;

а - коэффициент избытка воздуха; Р, - давление первичного воздуха, кПа; Р2 - давление вторичного воздуха, кПа.

периментальных исследований произведена оценка эколого-экономической эффективности сжигания угля в ПЦТС. Годовой экономический эффект от перевода водогрейного газомазутного котла КВГМ-30-150М на сжигание пылевидного топлива, при сохранении диапазона регулирования (30... 100%) составляет 2707,1 (тыс. руб. в год)/МВт.

В седьмой главе рассмотрен вопрос прогнозирования надежности работы котельных агрегатов ТЭЦ и повышения их экологической безопасности на основе использования природных цеолитов забайкальских месторождений.

Применение новых технологий или усовершенствование существующих, помимо повышения эффективности производства, влияют на характеристики надежности и снижают количество выбрасываемых вредных веществ. При оценке эффективности современных методов повышения эффективности работы ТЭЦ за счет комплексной оптимизации тепловых схем и режимов работы требуется учитывать изменение надежности. Для этого были разработаны организационные и технико-экономические мероприятия по повышению надежности основного оборудования ТЭЦ на основе построения математической модели прогнозирования динамики надежности теплоэнергетического котельного оборудования индивидуально для элементов каждого агрегата, выраженной через количественные показатели вероятности отказа и как следствие стоимостных показателей. Помимо учета фактора надежности необходимо рассматривать экологический эффект, для чего должны быть предусмотрены малозатратные и эффективные способы уменьшения вредных выбросов.

Автором разработана методика прогнозирования надежности котельного оборудования ТЭЦ с использованием метода системного анализа.

Для оценки надежности работы котельного оборудования нами обоснован и предложен показатель надежности (коэффициент частоты аварийности), имеющий смысл эмпирической вероятности безотказной работы в течение ьго интервала времени:

тМООО 1 .

/7' - 1Ш. =_-_=----(7)

БЮМР юоо К7+1 к'прК+1'

где: 1Тб/омр ~ показатель безотказности работы оборудования в i'-м календарном году, приведенный к 1000 часам работы;

Т1000Б/о, i - среднее время безотказной работы оборудования в г'-м календарном году, приведенное к 1000 часам работы (час.).

N!000o,i - количество отказов элемента в i-м календарном году, приведенное к 1000 часам работы (час.).

Сопоставимость показателей получена приведением к единичному интервалу времени (для теплоэнергетического оборудования, например, за единичный интервал обычно принимается 1000 часов наработки). Для этого используем fCnp - коэффициент приведения фактического времени работы оборудования в г-м календарном году к 1000 часам работы.

Приведенные к единичному интервалу времени показатели безотказности П'бю.пр являются относительными, что наиболее удобно для сравнительного анализа, а также безразмерными, что соответствует условию возможности достижения подобия модели и реального физического процесса.

Разработанный показатель удовлетворяет требованиям, сформулированным для критериев, позволяющих создать математическую модель динамики надежности металла оборудования ТЭЦ.

Для сложного оборудования (например, котлоагрегатов) вероятность безотказной работы элемента на интервале времени длительностью /,+/ зависит от того, каким путем он подошел к настоящему состоянию (свойство, противоположное свойствам Марковских моделей). Поэтому функцию надежности сложных восстанавливаемых элементов необходимо представить в виде, передающем зависимость от предшествующих периодов.

Разработанная математическая модель позволяет решать задачу нахождения и прогнозирования динамики надежности теплоэнергетического котельного оборудования индивидуально для элементов каждого агрегата, выраженную через количественные показатели вероятности отказа.

Работоспособность модели основана на предположении, что параметры эксплуатации усредняются на длительных промежутках времени (1000 час.), для которых определяются показатели надежности. Объем и качество ремонтов принимается «нормальным» для данного оборудования или организации. Модель обладает достаточной гибкостью и возможностью отображения изменений этих параметров и корректировки прогноза. Модель применима для таких технических систем, которые можно разделить на конечное количество восстанавливаемых элементов. Данному требованию удовлетворяет основное оборудование котлоагрегатов ТЭЦ. Для разработанной модели приведен пример анализа оптимизации технико-экономических мероприятий повышения надежности котельного оборудования ТЭЦ на основании разработанной математической модели.

По аналогии с инвестиционными расчетами использован метод приведенных затрат, однако приведение осуществляется не к ежегодным затратам, а к нормативному сроку окупаемости капиталовложений Тн: т. ъ

1=1 м

где К] и Кэ - затраты на плановые (капитальные) ремонты соответственно по первому и второму вариантам;

И, и И2~ ежегодные затраты, связанные с отказами оборудования по первому и второму вариантам.

Тн - нормативный сравнительный срок окупаемости капиталовложений (инвестиций), определяется в зависимости от среднего банковского процента (по депозитам или по кредитам) - с и в настоящее время примерно равен 6 лет.

Таблица 3

Затраты на аварийные отказы по различным вариантам прогноза надежности ППП к/а № 1 ТПЕ-216

Варианты прогноза Годовые затраты Затраты прогнозного периода (6 лет), тыс.руб.

АЗ, АЗ: 1/3 простые дисконтированные

ЕЯ ЪЩ

оптимистичный 0 0 0 0 0

с наименьшей погрешностью прогноза 1350 3396 4746 28476 19930,10

пессимистичный 2254,5 5671,32 7925,82 47554,92 33283,26

Для большей точности сравнительного анализа различных вариантов восстановления и повышения надежности котельного оборудования ТЭЦ использовано дисконтирование к началу периода затрат. Конкретными расчетами доказана возможность значительного экономического эффекта от повышения надежности котельного оборудования ТЭЦ.

Одной из актуальных проблем Забайкальского региона с суровыми природно-климатическими условиями и малой подвижностью атмосферы в зимний период является повышение экологической безопасности региональных ТЭЦ, представляющих собой один из главных источников загрязнения воздушного бассейна Забайкальского края.

Для снижения вредных газообразных выбросов нами была разработана экотехнология сжигания твердого топлива с использованием присадок природных цеолитов. Цеолит является природным минералом, крупные месторождения которого расположены в Забайкальском крае. Суть предлагаемого способа уменьшения вредных выбросов заключается в добавлении природного цеолита к сжигаемому топливу в определенных соотношениях. Экспериментально было доказано, что по удельным затратам на реализацию аддитивный способ применения цеолита не уступает ступенчатому сжиганию топлива, а также альтернативным способам сероочистки. Кроме того, применение природного цеолита имеет то важное преимущество перед технологическими методами и созданием новых азотоочистных и сероулавливающих установок, что в отличие от них позволяет осуществлять комплексную очистку дымовых газов сразу от нескольких вредных составляющих. Предлагаемая технология может быть применима отдельно либо в сочетании с другими методами. Например, совместное использование ступенчатого сжигания и аддитивного способа позволит выйти на нормативные показатели выбросов по содержанию ок-

сидов азота в дымовых газах, что не позволяет сделать каждый из этих способов в отдельности.

Кроме того доказана возможность применения цеолита для уменьшения выбросов двуокиси серы в топках НТКС путем подачи его в слой при работе в режиме газификации. Использование природного цеолита в виде определенных присадок в твердое топливо позволяет снизить содержание оксидов азота в дымовых газах на 25.. .30 %, двуокиси серы до 40 %.

Заключение

В диссертационной работе разработан комплекс инновационных технических, технологических решений и информационно-управляющих систем по повышению экономической эффективности, надежности работы и экологической безопасности, а также модернизации действующих теплоэнергетических комплексов и региональных энергосистем в суровых природно-климатических условиях, что играет доминирующую роль в обеспечении стабильного функционирования объектов экономики, повышении топливно-энергетической безопасности и обеспечении нормальных условий жизнедеятельности населения в северо-восточных регионах России.

Основные результаты выполненных исследований сводятся к следующему:

1. Предложен новый принцип расчета принципиальной тепловой схемы турбоустановки на основе декомпозиции, обеспечивающий повышение надежности вычислений на стадиях проектирования и эксплуатации ТЭЦ.

2. Усовершенствована математическая модель и программа для ЭВМ для расчета тепловых схем теплофикационных турбин, позволяющая учитывать особенности переменных режимов работы маломощных котлов, что повышает надежность проектных решений.

3. Создана методика и программный комплекс по оптимальному распределению нагрузок между турбоагрегатами на основе реальных тепловых схем для любых типов вычислительных систем, позволяющий создавать более адекватные системы управления в условиях пиковых тепловых и электрических нагрузок.

4. Разработана комплексная математическая модель расчета теплофикационных систем с учетом их инерционных свойств, что позволяет получить дополнительные мощности на основе оптимизации режимов работы ТЭЦ.

5. Разработан ряд принципиально новых технических и технологических решений по модернизации тепловых схем действующих ТЭЦ, позволяющих повысить их экономичность и технико-технологическую надежность региональных энергосистем за счет расширения регулировочного диапазона.

6. Для повышения электрической мощности действующих ТЭЦ без дополнительных капитальных затрат обоснован и апробирован комбинированный способ управления работой ТЭЦ на основе использования обоснованных ограничений регенеративных и теплофикационных отборов пара и оперативной передачи тепловой нагрузки турбин на пиковые нагрузки. Повышение

технологической гибкости действующих ТЭЦ позволяет значительно расширить диапазон регулирования мощности ТЭЦ с сохранением запланированного отпуска тепла в отопительные периоды.

7. Впервые доказана возможность и эффективность совмещения процессов электротермохимической подготовки и сжигания угля в плазменно-циклонной топливной системе котлов. Разработана конструкция и определены оптимальные режимы более прогрессивных топок НТКС (низкотемпературным кипящим слоем) с использованием аэродинамических и электротермохимических воздействий в подслоевом топочном объеме, что позволяет повысить КПД сжигания углей Забайкалья на 3...5 % и значительно улучшить технико-экономические и экологические показатели котлов малой и средней мощности.

8. Предложена математическая модель и разработана комплексная методика оценки надежности котельного оборудования ТЭЦ на основе использования количественного показателя вероятности отказов на 1000 ч работы котла (коэффициент частоты отказов), позволяющего своевременно использовать превентивные меры по снижению аварийности и повышению надежности работы котельного оборудования ТЭЦ.

9. Разработан и апробирован экономичный аддитивный способ повышения экологической безопасности ТЭЦ на основе использования присадок природного минерала - цеолита, позволяющего уменьшить содержание оксидов азота в дымовых газах на 25.. .30 %, а двуокиси серы на 40 %.

10. Результаты выполненных исследований использованы для оптимизации технологических процессов и повышения устойчивости и надежности работы теплофикационных систем Харанорской ГРЭС (ОАО «ОГК-3»), Читинской ТЭЦ-1 (ОАО «ТГК-14») и ОАО «МРСК Сибири - «Читаэнерго». Экономический эффект от внедрения предложенных технических и технологических решений составляет 10,7 млн. руб. в год.

11. Результаты выполненных исследований внедрены в образовательный процесс при подготовке специалистов по направлению 140100.62 - «Теплоэнергетика и теплотехника» в Забайкальском государственном университете.

Основные результаты, изложенные в диссертации, содержатся в следующих работах:

Публикации в периодических изданиях, рекомендованных ВАК РФ для изложения результатов докторских диссертаций

1. Иванов С.А. Сравнение путей повышения маневренности турбоустановок ТЭЦ / С.А. Иванов, В.В. Ванников, И.А. Иванов // Тр. Ленинград, политехи, института, 1984. - № 402. - С. 3 - 6.

2. Иванов С.А. Анализ способов получения дополнительной мощности от ТЭЦ с учетом климатических и режимных факторов / С.А. Иванов, В.А. Иванов, В.М. Боровков // Изв. вузов СССР. Энергетика, 1985. - № 6. - С. 57 -61.

3. Иванов С.А. Очистка дымовых газов ТЭС от оксидов азота с помощью природного цеолита / С.А. Иванов, Мирошников С.Ф., Пуртов H.H., Белова Н.Г. // Электрические станции, 1992. - № 11. - С. 48 - 52.

4. Иванов С.А. Экологическая целесообразность внедрения топок с низкотемпературным кипящим слоем / С.А. Иванов, Ю.В. Дорфман // Вестник МАНЭБ. Т. 9, № 6, 2004. Специальный выпуск. - С.-Пб. - Чита. - С. 172 -175.

5. Иванов С.А. Исследование экологических показателей котельной установки с НТКС / С.А. Иванов, С.А. Требунских // Вестник МАНЭБ. Т. 9, № 6, 2004. Специальный выпуск. - С.-Пб. - Чита. - С. 185 - 189.

6. Иванов С.А. Новые технологии сжигания углей котлами малой мощности как средство снижения вредных выбросов / С.А. Иванов, С.Ф. Мирошников, A.C. Стрельников // Вестник МАНЭБ, 2004. Т. 9, - № 6. Специальный выпуск. - С.-Пб. - Чита. - С. 204 - 207.

7. Иванов С.А. К вопросу о методах оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ / С.А. Иванов, М.С. Басс // Промышленная энергетика,2005. -№3.-С. 38-41.

8. Иванов С.А., Дорфман Ю.В. Повышение эффективности работы котлов со слоевым сжиганием путем реконструкции с переводом на технологию НТКС / С.А. Иванов, Ю.В. Дорфман // Промышленная энергетика, 2006. -№9.-С. 19-20.

9. Иванов С.А. Методика расчета потребителя при качественно-количественном регулировании в открытых системах централизованного теплоснабжения / А.Г. Батухтин, В.В. Маккавеев // Промышленная энергетика, 2008.-№4!-С. 32-35.

10. Иванов С.А. Расчет суточного графика отпуска теплоты от источника теплоснабжения при качественно-количественном регулировании в открытых системах централизованного теплоснабжения / С.А. Иванов, А.Г. Батухтин, В.В. Маккавеев // Промышленная энергетика, 2008. - № 5. - С. 25-27.

11. Иванов С.А. Метод повышения энергетической мощности турбин / С.А. Иванов, А.Г. Батухтин, Н.В. Горячих // Промышленная энергетика, 2009. -№12.-С. 13-15.

12. Иванов С.А. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения с учетом динамических характеристик объектов / С.А. Иванов, П.Г. Саф-ронов, Н.В. Горячих // Научно-технические ведомости СПбГПУ «Наука и образование», 2009. - № 3 (84). - С.-Петербург. - С. 53 - 63.

13. Иванов С.А. Способы повышения экономичности станции при прохождении пиков и провалов электрических нагрузок / С.А. Иванов, Н.В. Горячих, П.Г. Сафронов // Научно-технические ведомости СПбГПУ «Наука и образование», 2009. - № 4 (89). - С.-Петербург. - С. 166 - 172.

14. Иванов С.А. Использование теплового насоса в тепловых схемах ТЭЦ / С.А. Иванов, П.Г. Сафронов, А.Г. Батухтин // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока, 2009. - № 2. - С. 202 -204.

15. Иванов С.А. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения / С.А. Иванов, А.Г. Батухтин, Н.В. Горячих // Вестник МАНЭБ. Т. 14, № 3, 2009. - С.-Пб. - Чита. - С. 102 - 104.

16. Иванов С.А. Способ увеличения экономичности основного оборудования ТЭЦ / С.А. Иванов, П.Г. Сафронов, А.Г. Батухтин, И.Ю. Батухтина // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока, 2010. -№ 1. - С. 175 - 178.

17. Иванов С.А. О проблеме ненормативного отпуска теплоты потребителям / С.А. Иванов, В.В. Маккавеев, А.Г. Батухтин // Промышленная энергетика, 2010.-№ 7.-С. 12-14.

18. Иванов С.А. Повышение экономичности ТЭЦ путем оптимизации распределения потоков теплоты / С.А. Иванов, А.Г. Батухтин, П.Г. Сафронов // Промышленная энергетика, 2011. - № 3. - С. 2 - 7.

19. Иванов С.А. Сравнительная оценка эффективности способов получения дополнительной мощности от турбоагрегатов ТЭЦ / С.А. Иванов, Н.В. Горячих, А.Г. Батухтин // Научно-технические ведомости СПбГПУ, 2010, №2. - Спб. - С. 33 - 44.

20. Иванов С.А. Некоторые методы повышения маневренности ТЭЦ / С.А. Иванов, А.Г. Батухтин, Н.В. Горячих // Теплоэнергетика, 2010, № 10. - С. 69-73.

21. Иванов С.А. Малозатратные методы оптимизации режимов и пото-кораспределения на ТЭЦ / С.А. Иванов // Научно-технические ведомости СПбГПУ. - Спб, 2011. - №1. - С. 55 - 63.

22. Иванов С.А. Получение дополнительной мощности за счет оптимизации функционирования комплекса теплоснабжения // Вестник ЧитГУ, № 2 (69), 2011.-Чита: ЧитГУ.-С. 129- 138.

Авторские свидетельства, патенты, свидетельства на полезную модель

23. A.C. № 1092284. Система регулирования теплофикационной паротурбинной установки / Соавт.: Иванов В.А., Кутахов А.Г., Иванов И.А. -Опубл. в Б.И. 1984, № 18.

24. A.C. № 1193275. Способ работы теплофикационной паротурбинной установки. / Соавт.: Иванов В.А., Боровков В.М., Бендерский В.Ф., Чупретов В.М., Иванов С.А., Кутахов А.Г., Сибиряков С.П. - Опубл. в Б.И. 1985, № 43.

25. A.c. № 1285163. Способ разгрузки теплофикационной паротурбинной установки / Соавт.: Иванов В.А., Кутахов А.Г., Тажиев Э.И., Богомольный Д.С., Иванов С.А. - Опубл. в Б.И. 1987, № 29.

26. Патент РФ № 2057165, рег.27.03.96 г. Присадка к бурым углям для факельного сжигания в топках энергетических котлов. / Соавт.: Иванов С.А., Пуртов H.H., Штейн JI.A., Бендерский В.Ф., Мирошников С.Ф., Алексашкин Д.А., Смола В .И.

27. Патент на полезную модель № 86240. Способ работы тепловой электрической станции. / Соавт.: Иванов С.А., Батухтин А.Г., Горячих Н.В., Басс М.С. - Опубл. 20.12.2010, Бюл. № 35.

28. Патент на полезную модель № 200924236. Способ работы тепловой электрической станции / Соавт.: Иванов С.А., Басс М.С., Батухтин А.Г. 2010.

29. Свидетельство о государственной регистрации программ ЭВМ № 2009614237. Программа оптимального распределения заданной электрической мощности между турбоагрегатами ТЭС / Соавт.: Иванов С.А, Горячих Н.В. -Опубл. 12.08.2009.

30. Патент на изобретение № 2406830. Способ работы тепловой электрической станции / Соавт.: Иванов С.А., Батухтин А.Г., Сафронов П.Г. 2010.

31. Патент на полезную модель № 91598. Тепловая электрическая станция / Соавт.: Иванов С.А., Батухтин А.Г., Сафронов П.Г., Горячих Н.В. -Опубл. 20.02.2010, Бюл. № 5.

32. Патент РФ № 86240, МПК, Кл. F01K 17/00. Способ работы тепловой электрической станции / Соавт.: Иванов С.А., Батухтин А.Г., Горячих Н.В., Басс М.С. - Опубл. 27.08.2009, Бюл. № 24

33. Патент РФ № 89622 U1. Тепловая электрическая станция / Соавт.: Иванов С.А., Батухтин А.Г., Басс М.С. - Опубл. 10.12.2009, Бюл. № 34.

34. Патент РФ № 91597, U1, МПК, Кл. F24D 3/18. Схема парораспределения турбинного блока / Соавт.: Иванов С.А., Басс М.С., Батухтин А.Г. -Опубл. 20.02.2010, Бюл. № 5.

35. Патент РФ № 91379 U1. Тепловая электрическая станция / Соавт.: Иванов С.А., Батухтин А.Г. - Опубл. 10.12.2010, Бюл. № 4

36. Патент РФ № 2425284, С1, МПК, F23C1/00. Плазменно-циклонные камеры / Соавт.: Карпенко Е.И., Мессерле В.Е., Карпенко Ю.Е., Иванов С.А., Басаргин А.П. - Опубл. 27.07.2011, Бюл. №21.

Монографии и учебные пособия

37. Иванов С.А. Повышение эффективности работы ТЭЦ: оптимизация отпуска теплоты потребителю / С.А. Иванов, А.Г. Батухтин, O.E. Куприянов. -Новосибирск: Наука, 2008. - 80 с.

38. Иванов С.А. Надежность тепловых электрических станций / С.А. Иванов, М.А. Ахмылова. - Чита: ЧитГТУ, 2001. - 104 с.

39. Иванов С.А. Водоподготовка: Учеб. пособие / С.А. Иванов, М.А. Ахмылова. - Чита: ЧитГУ, 2005. - 188 с.

40. Иванов С.А. Энергосберегающие технологии в системах централизованного теплоснабжения / С.А. Иванов, A.A. Середкин, М.С. Басс. - Чита: ЧитГУ, 2005. - 126 с.

41. Иванов С.А. Турбины ТЭС и АЭС: Учеб. пособие / С.А. Иванов, М.С. Басс. - Чита: ЧитГУ, 2006. - 103 с.

42. Иванов С.А. Теплотехника: Учеб. пособие / С.А. Иванов, A.A. Середкин. - Чита: ЧитГУ, 2007. - 141 с.

43. Иванов С.А. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии: Учеб. пособие / С.А. Иванов, С.А. Требунских, М.А. Ахмылова. - Чита: ЧитГУ, 2009.-247 с.

Сдано в производство 10.02.2012

Уч.-изд. л. 1,5 Усл. печ. л. 1,4

Тираж 100 экз. Заказ № 18

Забайкальский государственный университет 672039, Чита, ул. Александро-Заводская, 30, РИК ЗабГУ

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Забайкальский государственный университет

из^и'1 эиб^и

На правах рукописи

ИВАНОВ Сергей Анатольевич

«ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО

ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ С ПРЕОБЛАДАЮЩЕЙ ДОЛЕЙ ТЭЦ ЗА СЧЕТ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ (НА ПРИМЕРЕ ЗАБАЙКАЛЬСКОГО КРАЯ)»

05.14.14 - Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты

Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук

Научный консультант: доктор технических наук, профессор Е.И.Карпенко

Чита-2011

/

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ........................................................................... 4

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА И ВЫБОР НАПРАВЛЕНИЯ

ИССЛЕДОВАНИЯ..................,....................;............. 14

1.1. Предпосылки повышения эффективности работы ТЭЦ в энергосистемах с преобладающей долей комбинированной выработки тепловой и электрической энергии................... 14

1.2. Особенности энергосистемы Забайкальского края................. 21

1.3. Современное состояние вопроса оптимизации режимов работы и тепловых схем ТЭЦ.................................................. 24

1.3.1. Оптимизация режимов работы ТЭЦ................................ 24

1.3.2. Оптимизация тепловой схемы ТЭЦ.................................. 27

1.3.3. Существующие методы перераспределения теплоносителя 29

1.3.4. Существующие научно-технические разработки в области моделирования режимов работы турбин........................... 31

1.4. Принципы оценки повышения эффективности, экологично-

сти и надежности работы ТЭЦ....................................... 33

1.5. Выводы к главе 1 ........................................................ 40

ГЛАВА 2. УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МОДЕЛИ РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ...................................................... 41

2.1. Общие принципы расчета тепловой схемы........................ 41

2.2. Модель проточной части турбины................................... 59

2.2.1. Общие принципы расчета проточной части....................... 59

2.2.2. Математическая модель переменного режима работы турбинной ступени.......................................................... 64

2.2.3. Сопоставление методов расчета расходных характеристик турбинных отсеков...................................................... 70

2.2.4. Внутренний относительный КПД ступени........................ 91

2.2.5. Особенности расчета реальных тепловых схем................... 94

2.3. Выводы к главе 2........................................................ 101

ГЛАВА 3. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭКОНОМИЧНОСТИ И МАНЕВРЕННОСТИ ТЭЦ ЗА СЧЕТ ОПТИМИЗАЦИИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ КОМПЛЕКСА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ... 102

3.1. Повышение экономичности и маневренности за счет оптимизации распределения тепловой и электрической нагрузки между турбоагрегатами ТЭЦ.......................................... 102

3.1.1. Методы оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами................................................................. 102

3.1.2. Методика оптимизации распределения тепловой и электрической нагрузки между агрегатами ТЭЦ для стандартных вычислительных систем................................................ 107

3.1.2.1. Методика определения энергетических характеристик турбоагрегатов по диаграммам режимов................................... 108

3.1.2.2. Методы оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами.................................................................. 119

3.1.3. Методика оптимизации распределения тепловой и электрической нагрузки между агрегатами ТЭЦ с использованием современных информационных технологий (применение многотопочных вычислений)........................................ 128

3.2. Использование ТЭЦ в переменной части графиков электрических нагрузок за счет использования инерционных свойств теплофикационных систем............................................. 145

3.2.1. Режимы регулирования систем централизованного теплоснабжения.................................................................. 145

3.2.2. Способ ограничения тепловой нагрузки за счет использования свойств теплофикационных систем............................ 147

3.2.2.1. Моделирование процессов в теплофикационных системах с учетом аккумулирующих свойств зданий и тепловых сетей

при ограничении тепловой нагрузки турбины..................... 148

3.2.2.2. Анализ достоверности математической модели и экспериментальное подтверждение результатов............................ 152

3.2.3. Особенности применения способа ограничения тепловой нагрузки за счет использования инерционных свойств теплофикационных систем с открытым водоразбором на нужды горячего водоснабжения................................................ 157

3.2.3.1. Определение параметров, которые должны быть учтены при формировании математической модели............................ 157

3.2.3.2. Построение комплексной математической модели открытой тепловой сети централизованного теплоснабжения............. 158

3.2.4. Методика получения дополнительной мощности на основе оптимизации режимов работы теплофикационных систем..... 162

3.3. Выводы к главе 3......................................................... 168

ГЛАВА 4. ПОВЫШЕНИЕ ЭКОНОМИЧНОСТИ И МАНЕВРЕННОСТИ

ТЭЦ ЗА СЧЕТ МОДЕРНИЗАЦИИ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ......... 169

4.1. Повышение мощности и экономичности теплофикационных турбин за счет снижения недогревов сетевых подогревателей............. 169

4.2. Схема полуторного блока.............................................. 183

4.3. Способы модернизации тепловых схем ТЭЦ...................... 198

4.3.1. Включение выносного пароохладителя по сетевой воде........ 198

4.3.2. Захолаживание сетевой воды.......................................... 204

4.3.3. Схема подогрева сетевой воды питательной водой............... 220

4.3.4. Схема повышения эффективности подпитки тепловой сети 225

4.3.5. Оценка эффективности схем.......................................... 229

4.4. Выводы к главе 4......................................................... 239

ГЛАВА 5. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОЛУЧЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ МОЩНОСТИ ЗА СЧЕТ ОГРАНИЧЕНИЯ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ И РЕГЕНЕРАТИВНЫХ ОТБОРОВ ПАРА......................................... 240

5.1. Основные методические предпосылки исследований......... 240

5.2. Диапазон получения дополнительной мощности за счет ограничения теплофикационных и регенеративных отборов пара............... 245

5.2.1. Ограничение теплофикационных отборов пара с передачей

части тепловой нагрузки турбины на пиковый источник....... 245

5.2.2. Ограничение регенеративных отборов пара........................ 254

5.3. Тепловая экономичность теплофикационных турбин при получении дополнительной мощности................................. 262

5.4. Сравнительная эффективность способов получения дополнительной мощности....................................................... 270

5.4.1. Термодинамические особенности получения дополнительной

мощности от теплофикационных турбин........................... 271

5.5. Получение дополнительной мощности путем сочетания ограничений отборов пара с передачей части тепловой нагрузки на пиковые источники.............................................. 284

5.6. Выводы к главе 5......................................................... 292

ГЛАВА 6. ПОВЫШЕНИЕ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПИКОВЫХ ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛОВ ТЭЦ

ПРИ СЖИГАНИИ УГЛЕЙ ЗАБАЙКАЛЬСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ............................................................ 294

6.1. Применение технологии низкотемпературного кипящего слоя для повышения производительности и эффективности пиковых водогрейных котлов ТЭЦ при сжигании углей забайкальских месторождений.......................................... 295

6.1.1. Анализ разработок и конструкций котлов кипящего слоя...... 296

6.1.2. Концепция НТКС........................................................ 302

6.1.3. Исследование поведения углей в топках НТКС. Разработка технологических схем................................................... 305

6.1.4. Конструкция элементов НТКС........................................ 340

6.1.5. Конструкция и работа топки НТКС.................................. 353

6.2. Применение плазменно-циклонной топливной системы для повышения производительности и эффективности пиковых водогрейных котлов ТЭЦ при сжигании углей забайкальских месторождений.......................................................... 364

6.3. Выводы к главе 6........................................................ 368

ГЛАВА 7. УЧЕТ ВЛИЯНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ И ЭКОЛО-

ШЧНОСШ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ СПОСОБОВ МОДЕРНИЗАЦИИ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТЭЦ......... 369

7.1. Организационные мероприятия технико-экономически обоснованного повышения надежности основного оборудования ТЭС .... 370

7.1.1. Технико-экономические мероприятия, обеспечивающие надежность оборудования действующих ТЭС....................... 370

7.1.2. Разработка методологии прогнозирования надежности котельного оборудования ТЭС.......................................... 374

7.1.3. Математическая модель надежности котельного оборудования ТЭС..................................................................... 379

7.1.4. Анализ оптимизации технико-экономических мероприятий повышения надежности котельного оборудования ТЭС........ 401

7.2. Очистка дымовых газов ТЭС от оксидов азота с помощью природного цеолита.................................................... 409

7.2.1. Теоретико-методологические предпосылки использования цеолитов для снижения вредных выбросов сжигания углей.... 409

7.2.2. Очистка дымовых газов ТЭС от оксидов азота с помощью природного цеолита.................................................... 411

7.3. Технологические рекомендации...................................... 420

7.3.1. Технологические рекомендации по получению дополнительной мощности от турбоагрегатов ТЭЦ за счет ограничения регенеративных отборов и ограничения теплофикационных отборов.................................................................... 420

7.3.2. Технологические рекомендации по внедрению технологии НТКС для повышения производительности и эффективности пиковых водогрейных котлов ТЭЦ.................................. 422

7.3.3. Технологические рекомендации по внедрению разработанных тепловых схем ТЭЦ............................................... 423

7.3.4. Технологические рекомендации по оптимизации функционирования комплекса теплоснабжения................................ 425

7.4. Выводы к главе 7........................................................ 426

ЗАКЛЮЧЕНИЕ...................................................................... 427

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК....................................;....... 430

ПРИЛОЖЕНИЯ...................................................................... 449

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» предусматривает максимально эффективное использование природных энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для устойчивого роста экономики и повышения качества жизни населения страны.

Повышение эффективности производства энергии всегда являлось приоритетным направлением исследований в энергетике. Провал в развитии отрасли в девяностых годах прошлого века серьезно отразился на состоянии энергетики. Новые современные технологии и оборудование практически не внедрялись на энергетических предприятиях, серьезно сократился ввод новых генерирующих мощностей. При этом переход к рыночным отношениям и подходы к регулированию тарифов в настоящее время не позволяют в достаточной степени производить обновление производственных фондов. Оборудование, используемое на электростанциях, зачастую выработало свой парковый ресурс, морально и физически устарело, имеет низкие экономические и экологические характеристики. В такой ситуации, усугубляющейся постоянным дефицитом финансовых ресурсов, необходимо искать пути увеличения эффективности производства при малых капитальных вложениях. Возрастает интерес к улучшению характеристик действующих электростанций и их оборудования.

Значительную долю генерирующего оборудования представляют теплофикационные турбоагрегаты, установленные на ТЭЦ, входящих в состав комплекса энергоснабжения, включающего производителя (ТЭЦ), поставщика (тепловые сети) и потребителей энергии. Следует отметить, что тепловые сети имеют износ, достигающий в некоторых случаях 70 и более процентов, а у потребителей не имеется в достаточном количестве средств автоматизации. В таких условиях эффективность передачи, распределения и потребления энергии значительно влияет на работу ТЭЦ. Особую актуальность проблема повышения эффективности работы ТЭЦ приобретает для энергосистем с преобладающей долей комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, количество которых весьма существенно. Названная проблема усугубляется для энергосистем с преобладающей долей ТЭЦ, имеющих слабые межсистемные связи, где возникает необходимость их привлечения к регулированию графика электрических нагрузок.

«Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» предусматривает создание системы обеспечения региональной энергетической безопасности с учетом оптимизации территориальной структуры производства и потребления топливно-энергетических ресурсов. При этом приоритетное развитие энергетики в регионах Дальнего Востока и Забайкалья в области теплоэнергетики и теплоснабжения рассматривается на основе угольных тепловых электростанций, обеспечиваемых местными видами топлив.

Таким образом, вопросы, связанные с повышением эффективности работы ТЭЦ в энергосистемах, имеющих указанные выше особенности, и расположенных в районах Дальнего Востока и Забайкалья, являются важными и актуальными.

Актуальность данной работы подтверждается также тем, что она соответствует одному из приоритетных направлений развития науки, технологий и техники в РФ (утв. Президентом РФ 21.052006 г., ПР - 843): энергетика и энергосбережение, а тематика работы попадает под два пункта критических технологий РФ (утв. Президентом РФ 21.05.2006 г., ПР - 842): технологии производства топлив и энергии из органического сырья, технологии создания энергосберегающих систем транспортировки, распределения и потребления тепла и электроэнергии. Кроме того, направление работы определено в соответствии с распоряжением Правительства РФ «Об энергетической стратегии России на период до 2030 года» от 13.11.2009 г. №1715 - р.

Цель работы: разработка и обоснование способов повышения эффективности работы ТЭЦ в энергосистемах с преобладающей долей теплофикационного оборудования за счет комплексной оптимизации тепловых схем и режимов работы для условий Восточной Сибири.

Основные задачи исследований:

1. Разработка способов и методов повышения экономичности и маневренности ТЭЦ за счет оптимизации функционирования комплекса теплоснабжения;

2. Разработка способов модернизации тепловых схем ТЭЦ, направленных на повышение экономичности и маневренности работы;

3. Оценка эффективности получения дополнительной электрической мощности от ТЭЦ за счет режимных мероприятий и разработка способов повышения их экономичности и расширения диапазона применения;

4. Совершенствование математических моделей и программ расчета тепловых схем ТЭЦ, учитывающих особенности работы теплофикационных турбин;

5. Исследования и разработка способов и методов повышения эффективности работы пиковых водогрейных котлов ТЭЦ, использующих топливо местных месторождений;

6. Разработка малозатратных способов уменьшения вредных выбросов от ТЭЦ;

7. Разработка мероприятий, направленных на повышение надежности работы оборудования ТЭЦ.

Методы исследований. Для решения поставленных задач был использован комплекс научных исследований: анализ состояния теплоэнергетического комплекса Забайкальского региона, обобщение теории и практики эксплуатации тепловых электростанций и оптимизации распределения энергетических потоков в региональных энергетических системах, физическое и математическое моделирование, аналитические исследования, математическое программирование с применением современных компьютерных технологий, лабораторные и производственные эксперименты, технико-экономический анализ, обработка результатов методами математической статистики.

Исследования выполнены в рамках Федеральной целевой программы «Научные и научно - педагогические кадры инновационной России» на 20092013 гг., а таюке Краевой (областной) научно-технической программы «Энергосбережение на предприятиях Забайкальского края» на 2005 - 2015 гг.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. Способ расчета тепловой схемы турбоустановки на основе ее декомпозиции, учитывающий особенности расчета малоступенчатых отсеков теплофикационных турбин при переменных режимах работы.

2. Разработанная методика по оптимальному распределению нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ на основе реальных характеристик оборудования.

3. Способ получения дополнительной электрической мощности от ТЭЦ на основе оптимизации режимов работы теплофикационных систем.

4. Комбинированный способ получения дополнительной электрической мощности на ТЭЦ, расширяющий регулировочный диапазон и повышающий ее экономичность.

5. Разработанная комплексная модель, описывающая инерционные свойства, происходящие в теплофикационных системах, как для случая применения в них закрытого водоразбора для нужд ГВС, так и открытого.

6. Новые схемы модернизации ТЭЦ, позволяющие повысить экономичность работы и маневренность электростанций.

7. Комплексный анализ работы ПВК с топками НТКС (низкотемпературным кипящим слоем) и способы повышения их эффективности и экологической безопасности.

8. Теоретическое и экспериментальное обоснование совмещения электротермохимической подготовки угля и его сжигания в циклонной камере.

9. Разработанный аддитивный способ