автореферат диссертации по энергетике, 05.14.04, диссертация на тему:Выбор структуры и оптимизация характеристик производственно-отопительных ГТУ-ТЭЦ малой и средней мощности

МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ОТКРЫТЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Р Г Б ОД На правах рукописи

СТАРОСТЕНКО НАТАЛЬЯ ВОЛЬДЕМАРОВНА

УДК 621.438:621.18

ВЫБОР СТРУКТУРЫ И ОПТИМИЗАЦИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ПРОИЗВОДСТВЕННО-ОТОПИТЕЛЬНЫХ ГТУ-ТЗЦ МАЛОЙ И СРЕДНЕЙ МОЩНОСТИ

Специальность 05.14.04. Промышленная теплоэнергетика.

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 1996

Работа выполнена на кафедре "Теплоэнергетические установки" Московского государственного открытого университета.

Научный руководитель:

кандидат технических наук, профессор Марченко Е.М. Научный консультант:

доктор технических наук, профессор Куличихин В.В.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Боровков В.М кандидат технических наук, доцент Томаров Г.В.

Ведущая организация: СПКБ РР АО "Мосэнерго"

У/

Зашита состоится "<?5"" 1996г. в & час,

на заседании специализированного совета К 053.20.01. Московского государственного открытого университета.

Отзывы на автореферат в 2-х экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять по адресу: 128278, г.Москва, ул.П.Корчагина, 22.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке университета.

Автореферат разослан " <32?" М.

Ученый секретарь

специализированного Совета к.т.н., доцент

А.Я.Антонов

- 3 -

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Начиная с 1992 г. недостаток инвестиций привел к резкому сокращению ввода новых и реконструкции действующих станций, у которых завершаются нормативные сроки эксплуатации оборудования, что предопределяет необходимость строительства КЭС, ТЭЦ и котельных небольшой мощности. Это направление в энергетике в настоящее время является наиболее перспективным, так как получение относительно небольших средств на строительство и реконструкцию более реально. В связи с этим чрезвычайно актуальным становится проведение исследований и выработка рекомендаций по применению энергетических объектов малой и средней мощности (до 200 МВт).

Наличие опыта в области энергетического газотурбостроения и имеющиеся в России заводы по производству газовых турбин позволяют использовать для энергетики в различных комбинациях с традиционными ПТУ газотурбинные установки (ГТУ). В связи с этим необходимо исследование области применения различных ГТУ при работе в составе ТЭЦ в зависимости от требований, предъявляемых к станции (тепловых и электрических нагрузок, режимов работы и т.д.).

В дальнейшем, в работе ТЭЦ, включающие газотурбинную установку и котел-утилизатор, работающий на продуктах сгорания газовой турбины и предназначенный для подогрева сетевой воды или производства пара промышленных параметров, будем называть ГТУ-ТЭЦ. В случае, если полученный в котле-утилизаторе пар используется для получения дополнительной электроэнергии в паровой турбине типа "ПТ", "Т" или "Р", такие установки названы ПТУ-ТЭЦ. В зависимости от характера тепловой нагрузки ГТУ- или ПТУ-ТЭЦ будем различать отопительные (теплофикационные) станции, отпускающие только горячую воду, и производственно-отопительные, снабжающие потребителей горячей водой и паром промышленных параметров.

Цель работы. 1. Выбор области применения отечественных ГТУ в структуре производственно-отопительных ТЭЦ малой и средней мощности как при модернизации старого оборудования, так и на вновь строящихся объектах.

2. Оптимизация распределения долей топлива между камерами сгорания и горелками котлов.

3. Оптимизация распределения нагрузок между ГТУ-ТЭЦ и пиковыми водогрейными котлами (ПВК) в условиях неоднозначности и неопределенности информации по ценам на топливо и соотношение капиталовло-

жений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС.

4. Разработка рекомендаций по выбору оптимальной доли тепловой нагрузки, покрываемой за счет газотурбинных агрегатов, от общей нагрузки, присоединенной к данной ТЭЦ в условиях неопределенности исходной информации с учетом неоднозначности изменения цен на топливо и соотношения удельных капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС.

Научная новизна. На основе анализа разработанных аналитических зависимостей выявлены основные направления поиска оптимальных решений использования газовых турбин на производственно-отопительных ТЭЦ малой и средней мощности в условиях неопределенности исходной информации и неоднозначности изменения цен на топливо и соотношения удельных капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС;

разработана инженерная методика и математическая модель теплового расчета характеристик газотурбинных ТЭЦ, обеспечивающая согласование исходных данных, учет внешних и внутренних факторов, влияющих на работу оборудования в составе ТЭЦ;

на основании выполненных теоретических обобщений и исследований, проведенных на разработанных математических моделях, оценено влияние различных параметров на экономичность цикла, и разработаны рекомендации по выбору типов ГТУ для работы в составе ТЭЦ;

определены зоны оптимального распределения долей топлива между камерой сгорания газовой турбины и дожигающим устройством котла-утилизатора газотурбинных установок ТЭЦ малой и средней мощности в зависимости от типа нагрузки и характера работы станции в условиях неопределенности и неоднозначности исходной информации с учетом сложности влияния протекающих процессов в оборудовании станции и неоднозначности изменения цен на топливо и оборудование;

впервые в России для производственно-отопительных ГТУ-ТЭЦ малой и средней мощности выработаны рекомендации по выбору оптимальной доли тепловой нагрузки, покрываемой за счет газотурбинных агрегатов, от общей нагрузки, присоединенной к данной ТЭЦ.

Практическая ценность. Использование полученных результатов позволит решать вопросы наиболее эффективного использования отечественного газотурбинного оборудования на ТЭЦ. Разработанная методика позволяет комплексно оценивать характеристики станции и показатели работы оборудования. Предлагаемый подход позволяет оценивать принимаемые решения и их последствия на ранних стадиях проектирования в условиях недостаточности и неопределенности исходной информации с учетом сложности взаимовлияния протекающих процессов в обору-

довании станции и взаимоувязки влияния внешних и внутренних факторов на функцию цели.

Определение области величин оптимального дожигания топлива в котлах-утилизаторах с учетом работы станции в энергосистеме, а также оптимального распределения нагрузок между ГТУ и ПВК при использовании существующих отечественных ГТУ, позволяют снизить расход топлива на станции до 15% при равном отпуске продукциии.

Разработанные методики и математические модели расчета и оценки эффективности работы основного оборудования ГТУ-ТЭЦ могут быть использованы как научными, так и проектными организациями при планировании строительства новых и реконструкции или модернизации существующих ТЭЦ.

Автором разработана уточненная методика многофакторной оптимизации параметров и характеристик ГТУ-ТЭЦ, проведены расчетные исследования по определению области оптимальных значений коэффициента теплофикации ГТУ-ТЭЦ, проанализированы возможности использования различных типов газотурбинных надстроек на производственно-отопительных ТЭЦ.

Апробация работы. Материалы, отдельные разделы и основные положения диссертационной работы были доложены и обсуждены на семинаре "Проблемы преобразования энергии" (Киев, 1990г.), 2 Советско-Японском симпозиуме по проблемам МГД (Иркутск, 1991г.), межотраслевом семинаре "Атомно-водородная энергетика и технология" в ИАЭ им.Курчатова (Москва, 1992г.), 11 международной конференции по проблеме МГДЭС (Пекин, 1992г.), II Международной научно-технической конференции в Московском энергетическом институте (Москва, 1995г.). Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на научно-методическом семинаре кафедры теплоэнергетических установок в Московском государственном открытом университете в 1996г.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 7 работ.

На защиту выносятся.

1. Метод многофакторной оценки эффективности использования газотурбинных надстроек на производственно- отопительных ГТУ-ТЭЦ.

2. Метод определения оптимального коэффициента теплофикации газотурбинного оборудования, работающего в составе ТЭЦ с учетом сложности взаимовлияния протекающих в оборудовании станции процессов при взаимоувязке влияния внешних и внутренних факторов в условиях недостаточности и неопределенности исходной информации.

3. Результаты исследования оптимальной области применения оте-

чественных ГТУ в структуре производственно-отопительных ТЭЦ малой и средней мощности.

4. Результаты исследования оптимального распределения долей топлива между камерой сгорания газовой турбины и дожигающим устройством котла-утилизатора газотурбинных установок ТЭЦ малой и средней мощности.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 98 наименование и приложений. Содержит 138 страниц машинописного текста, включая 24 таблицы и 30 рисунков.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследования, показана научная новизна и практическая ценность полученных результатов.

В первой главе на основании литературных данных рассмотрено состояние энерегетического комплекса России и показано место газовых турбин в производстве теплоты и электроэнергии, проанализированы научные разработки и достижения в области парогазовых технологий, Приведены характеристики основного энергетического оборудования, находящегося в эксплуатации в настоящее время, дано сравнение ■основных показателей вводимых в строй ГТУ и ПГУ-ТЭЦ производства России и стран ближнего зарубежья с зарубежными аналогами.

Рассмотрены подходы различных научных и опытно-конструкторских организаций к вопросам выбора структуры и оптимизации характеристик газотурбинных ТЭЦ малой и средней мощности.

На основании проведенного анализа сделан вывод, что, несмотря на многочисленность теоретических и проектных проработок, вопросы оптимального состава оборудования при строительстве, модернизации или реконструкции ТЭЦ исследованы недостаточно полно. Показано, что в предлагаемых методиках фактически не учитываются сложное взаимовлияние процессов, протекающих в элементах технологических схем станции, динамика, сложный характер и неопределенность исходной информации, в том числе изменения цен на топливо и соотношение капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЗС.

Показано, что аналогичные методики и исследования, освещаемые в зарубежных источниках, неразрывно связаны с ценовыми и тарифными системами, действующими в этих странах, законодательными актами, влияющими на стоимость электрической и тепловой энергии, а также с

особенностями процесса проектирования, принятого в этих странах, и не могут быть перенесены в отечественную практику.

На основании проведенного анализа обоснована цель и сформулированы задачи исследований.

Вторая глава посвящена разработке

а) инженерной методики и математической модели теплового расчета характеристик газотурбинных ТЭЦ, обеспечивающая согласование исходных данных с внешними и внутренними факторами, влияющими на работу оборудования в составе ТЭЦ, и оценке взаимовлияния протекающих процессов, позволяющих обосновывать области применения существующих отечественных ГТУ в структуре ТЭЦ малой и средней мощности;

б) аналитического метода определения оптимального коэффициента теплофикации при работе газотурбинного оборудования в составе ТЭЦ с пиковыми водогрейными котлами и выбора оптимальной доли топлива, сжигаемого в котлах-утилизаторах с учетом изменения их характеристик при работе в составе станции в условиях неопределенности исходной информации и неоднозначности изменения цен на топливо и соотношения удельных капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС.

1. В основу методики положено условие определения минимальных приведенных затрат на систему в целом, как сумму затрат по основным элементам системы при заданных климатических условиях, технико-экономических показателях, соответствующих предложенным схемам капиталовложений и затрат на топливо.

Учет неопределенностей и неоднозначности выполняется на основе локально-оптимальных решений задачи при зафиксированных неопределенных значениях. При этом исследуются вопросы: на сколько меняются локально-оптимальные решения при смене совокупностей условий; нельзя ли найти такие совокупности сочетаний условий, на которых оптимальные решения инвариантны (анализ чувствительности); как влияют качественные показатели на оценку результатов исследования?

Сформулируем в общем виде математическую постановку задачи оптимизации показателей ГТУ-ТЭЦ, построенную на общих принципах комплексной оптимизации теплоэнергетических систем. Минимизировать

n

A = E Ai [ Xif Yi (Xb W), W, ri3Eo (D

i=l

при ограничениях

®t CXi, Yi (Xi, W), W, Pi]Eo = 0

Ftmin < Fi [ Xb Yi (Xi( W), W, Pi]EO « Fi"1^

Yimin < Fi [ Xi, Yi (-Xi, W), W, TilEo ^ Yimax

Xtmin < Xi < Ximax, i = l,n;

W min i W < W max, где A - целевая функция, Ai - целевая функция i-ой подзадачи, Xj -независимые переменные i-ой подсистемы, Yj - зависимые переменные i-ой подсистемы, W - связывающие параметры системы, Ео - характеристика заданных внешних условий, - совокупность балансовых уравнений по i-ой подсистеме, Fj - технико-экономические характеристики для элементов i-ой подсистемы, по которым задаются ограничивающие условия, Pi - параметры вида принципиальной схемы i-ой подсистемы, шах, min - индексы максимально и минимально допустимых значений.

На исследуемых уровнях иерархической системы рассмотрены следующие целевые функции рассматриваемых подзадач: снижение расхода топлива и минимизация приведенных расчетных затарат при заданном отпуске продукции.

2. В качестве основного критерия при исследовании распределения топлива между камерой сгорания газовой турбины и дожигающим устройством котла выбран расход топлива в энергосистеме при равном отпуске теплоты и электроэнергии.

При расчете паропроизводительности котлов-утилизаторов, работающих на продуктах сгорания с большим коэффициентом избытка воздуха, лимитирующей является поверхность экономайзера котла.

На основании предложенной методики и математических моделей разработана программа для проведения расчетов на ПЭВМ, принципиальная схема которой приведена на рис.1.

3. Помимо топливной составляющей, на экономичность варианта оказывает влияние величина капиталовложений и суммарных годовых расчетных затрат.

С целью выяснения влияния этих величин проведено исследование оптимального значения коэффициента теплофикации отопительных ГТУ-ТЗЦ.

Трудность решения рассматриваемых задач заключается в необходимости учета изменения характеристик турбины при работе с кот-

ВЫХОДНЫЕ РЕШАЕМЫЕ ИСХОДНЫЕ

ХАРАКТЕРИСТИКИ ЗАДАЧИ ДАННЫЕ

Рис. 1. Программа расчета тепловой экономичности ПТУ. Принципиальная схема.

лом-утилизатором, создающим дополнительное сопротивление выхлопа, максимальной температуры продуктов сгорания котла, лимитируемого условием термической прочности элементов, работающих под давлением, нелинейности зависимости капиталовложений от мощности основного оборудования, динамики изменения цен на топливо, неопределенности исходной информации, наличии факторов, зачастую не поддающихся формализации.

В третьей главе изложены результаты исследования области применения существующих отечественных ГТУ на следующих газотурбинных ТЭЦ: ГТУ- и ПГУ-ТЭЦ обеспечивающих потребителей горячей водой, ГТУ-и ПГУ-ТЭЦ, отпускающих потребителям горячую воду и пар.

Рассматривались газовые турбины ГТУ-15 П0"3аря", ГТУ-25 АО"Турбомоторный завод", ГТ-60СТЭ РКБМ, ГТЭ-45 и ГТЗ-115 ХТГЗ и паровые турбины Т-250/300-240, ПТ-60/75-13 и ПТ-25/30-3,5/1,0.

В отличие от отопительных ГТУ-ТЭЦ, характеристики паротурбинных установок с промышленным и теплофикационным отборами, т.е. типа ПТ, существенно зависят от соотношения между отопительной и производственной тепловыми нагрузками. На рис.2, показана экономия топлива на ГТУ-ТЭЦ (в сравнении с близкой по мощности к ГТ-60 ПТ-60/75-13-/13) при различной доле отопительной нагрузки в суммарном отпуске теплоты.

Проведенные исследования показали, что газовые турбины небольшой мощности (менее 25 МВт), а также ГТУ с невысокой температурой выхлопных газов (410...440°С) в составе ПГУ-ТЗЦ мало эффективны, их предпочтительнее использовать в составе ГТУ-ТЭЦ. Крупные энергетические ГТУ, имеющие высокий кпд и достаточно горячие выхлопные газы (500°С и более) при использовании их в составе отопительных ПГУ-ТЭЦ способны обеспечить более высокий экономический эффект, чем ГТУ-ТЭЦ. Экономия топлива при этом составляет 6,5%. Этот выигрыш в расходе топлива существенно меньше, чем при отпуске потребителям только горячей воды, когда экономия топлива для ПГУ-ТЭЦ составляет порядка 13% по сравнению с ГТУ-ТЭЦ, в зависимости от типа паровой турбины. Причина - в недовыработке электроэнергии паром из отбора "П" из-за уменьшенной степени расширения.

Наибольшую экономию топлива в энергосистемах дают ПГУ-ТЭЦ с двумя давлениями пара. Отопительные ПГУ-ТЗЦ двух давлений имеют на 3,2% большую экономию топлива, чем ПГУ-ТЭЦ одного давления.

Экономия топлива на производственно-отопительных ГТУ-ТЭЦ и

г с> о / О Ь, /о

20

10

р;

N. \ \

\ ч \

\ ч \ N. Ч \ ч.

\ "Ч Ч. \ ч \ ч \ЧГТ-11Б

ч X х ч, N. \ К\ ч

\ ч ч \ \\ X \ ГТ-60 \ГТ-45

чГТУ-25 \ ГТУ-15

0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6

ОТ 0,7

1

Рис.2 . оКОНОМПЯ топлива н5 прОНЗЕСДСТНвННО-ОТОПКТгЛЬНЫл ГТУ-ТЭЦ в сравнении с паротурбинной ТЭЦ при различной доле отопительной нагрузки в суммарном отпуске теплоты.

1

- 1л -

ПГУ-ТЭЦ с турбинами небольшой мощности (типа ГТУ-15) составляет 12,5 и 11,5% соответственно, по сравнению с паротурбинными ТЭЦ. То есть переход от одной схемы к другой дает приблизительно одинаковый эффект в экономии топлива. Но при этом ГТУ-ТЭЦ требуют меньших капиталовложений.

В процессе исследования рассматривались последовательные отключения подогревателей турбины. Исследованы варианты работы 1 и 2 котлов-утилизаторов газовых турбин (ГТЭ-115) на 1 паровую турбину.

При увеличении количества топлива, сжигаемого в котле, сверх оптимального экономичность ПГУ снижается (таблица 1), причем тем заметнее, чем выше КПД ГТУ.

Таблица 1

Сравнение экономичности схем ПГУ-ТЭЦ с различной долей топлива сжигаемого в котле

Наименование ГТУ-15 + ГТУ-15 + ГТУ-15+

+ КУ + Р + КУ + Р + КУ + Р

Коэффициент избытка воздуха в котле 3,36 2,2 1,1

Расход топлива на ПГУ, т у.т./ч 11,4 17,4 34,8

Расход топлива на котел, т у.т./ч 3,9 9,9 27,3

Увеличение расхода топлива на

котел, т у.т./ч - 6,0 23,4

Увеличение паропроизводительности

котла, т/ч - 76 296

Электрическая мощность ПГУ, кВт 23395 30625 51585

Тепловая мощность ПГУ, ГДж/ч 205,7 335,4 711,5

Перерасход топлива при равном от-

пуске продукции, кг у.т./ГДж - 3,9 7,3

% - 7,0 13,2

В случае уменьшения объема сжигаемого в котле-утилизаторе топлива КПД ПГУ изменяется под воздействием двух факторов: с одной стороны, увеличение доли топлива, приходящейся на камеру сгорания обуславливает рост КПД, с другой - увеличение потерь теплоты с уходящими газами (вследствие большого избытка воздуха и повышения температуры уходящих газов) вызывает снижение тепловой экономичности, что в итоге приводит к уменьшению КПД ПГУ.

Четвертая глава посвящена выбору оптимальной доли нагрузки теплофикационной газотурбинной установки от общей присоединенной нагрузки ТЭЦ с учетом изменения капитальных вложений в станции и колебания цен на топливо.

Выбор оптимальной доли тепловой нагрузки, покрываемой за счет газотурбинных агрегатов, от общей нагрузки, присоединенной к данной ТЭЦ рассматривался для условий неопределенности исходной информации с учетом изменения цен на топливо и соотношения удельных капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС. Неустойчивость экономической ситуации и невозможность прогнозирования динамики изменения цен известными математическими методами, заставили искать область устойчивых решений в широком диапазоне изменения исходных данных. Для уменьшения влияния возможных колебаний цен на оборудование использовалось отношение удельных капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС КулГту-тэц/КудКэс•

На рис.3 показаны изменения приведенных расчетных затрат ГТУ-ТЭЦ в зависимости от стоимости топлива, коэффициента теплофикации и удельных капиталовложений. На рис.4 приведены зависимости оптимального коэффициента теплофикации в зависимости от Кудг-ту-тэц/Кудкэс- Из рисунка видно, что существенное влияние на изменение годовых расчетных затрат оказывает стоимость топлива. При Зт = 33 8/т у.т. оптимальный коэффициент теплофикации меняется от 0,5 до 0,9. С ростом Кудкэс относительно КУЛГту-тэц растет значение «топт. Это говорит о том, что при относительно недорогом топливе схема с ГТУ-ТЭЦ и раздельная схема выработки теплоты и электроэнергии равноэкономичны.

С ростом цен на топливо величина «топт смещается в сторону увеличения доли ГТУ-ТЭЦ при условии КудГТу-тэц < Кудкэс. При Зт = 100 8/т у.т. суммарные приведенные расчетные затраты ГТУ-ТЭЦ больше, чем в случае раздельной схемы только при значительном удорожании капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ по сравнению с КЭС (рис.4).

Аналогичные расчеты сделаны и для других условий работы блоков (рис.5).

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

Настоящая диссертация посвящена разработке методических и практических рекомендаций по использованию на ТЭД газовых турбин. Она продолжает цикл работ в этой области и рассматривает схемы получения теплоты в паре и горячей воде за счет утилизации теплоты продуктов сгорания газовых турбин. Принципиально новыми положениями

(О 4°. •о

"¿o

í i , / / / /' f / y"

í, \ 51 p й ¡ / ( ( " .O «O

\. \ ч\ \\ V * O

ч \ fvj

к

о г>

о e-i

tsi, / s / '¿i. сч1 y- ' А

1 l if y s / ю

VN Al i 1 ¡ а м-

\ \ о ы

К

Jjooo о о оо ci lo' -í г} H

ООО

Т* Ы ri

h, /Ц •'•-I/ / У -"-1

( ( ' / Л / / A / s

\ А \ (i •Ö /

х\1 XW Ш о r-J

■ Wv 4s, °

О Сч

о

л

Q

ы

ь-. t

о

I»

C-, vi il)

и H

G д! 1 Л

О H и

ч I-. L.

¡•J U1 а

>

Г 1 «

Q

i 1

ж

Г J >11 СО to

14 О ». Л

Щ ч w ID

Л tu Л Л

о о

« •3

«i II II

tn E-i

Г-) о ü

1 а £Tl я

1Ч £

i- SS p ч

F-.

О

к a 3

д in •л

<0 и H H

(- Ф i 1

1 PÍ > ^

>> H H

е-" I-. t.

P-. s 4 ч

> >

H iTl

tu G. 1 1

H Я

01 CJ m

tlj

>0 «

о 00

id ч « »v

к T-l о

H 'D

Ф Ei II II

v «

Q (И о о о

m Еч II '.0 Л

a Ж а

Ф lu ч «

■ ■ СИ' > Л

3 ЕЭ" lú

m s Vi

о Q, я a

и »ta- lb su

о rn ь H

о ГС 1 1

к п >> N

a- H H

». u. (-.

X m tri (4 4

•1> м ш ^

m

ч

11) 1 1

íu п л

С'* •X

л о о о

(О Ц> -4'

ООО г> i--¡

о о о ci

CU

-<

il

///: Í! ' :' / / /

// í ¡i / //■' f /

/ У / / / / ч

ш /

У

о

о

о

со о

to

о

-t о

О)

о

о -г о

«V

/1, / Á

/ ■ / //у ' /■ / /

il ' ' / /

Щ //

fe !

о

-да о

'-Ü о

-г

о

(N

о

fn

O ^

о

<=!

r-< m

и in

o M

ó t

го M

o '-Û F-,

¡4 Я о

41

III 'á' Я"

Q СП

m a f—

РЗ' -D N

LO

f— ш FH

1 m

4

f-< Í3 О

См

1. —

« Ю

■ H

íf ( 1 H ^

>1 J,

i— f— V

Î2 C-, Ci it>

O ÍH

o « о о

ÍÍ* tD

к Pf Ю

Ф со о II

H X f- о ü

ífl ■V 1 т-t rt

b^

H a 1

>=i C-. >

in д со

о 3

if (4 -- I

l'J H , гн 1

о о • I

го и >. 1

13 nj ч

:¿ ■•о H I

о ч I

'II S g 4Я

ж 3. r.

•и •ц CD H

PJ 03

trj ф к 1 Ii

« о \

lü H M «

v s 13 МП о

CT] I« M

M

•я « r=¡ »

'Ч о

ciî <=3 m •л

к X H

о <Ц «

Ii H H tf» >

13 о и:

H О

о з

"1 S

■Ч 'Il

чи H

о о

ч<

О

cu

о со

CJ

M » со н (-< m

i

ot 1.0

0,8

0.6

а? с

0.4

се

\ \ \ \ Ч .... ^ 0,6 .....■—- 4 з\ V" v \\ ' \\ \ \ ч Ч '

¿N ■4 1 0.6 \ ч - •> Ч' \ М ч Д Ч V, t г

V1'. Л 1 0,4 \

\ 3> 0,2 п ч.

-!Л К УО /КУП

гту-тэц кэс

0.6 0,8 1,0 1,2 1,4

а> I

0.4

К уи /К VD

nv-тзц иге

0,6 0,8 1.0 1,2 U

Рис.5. Области оптимальных значении коэффициента теплофикации ГТУ-ТЗД б зависимости от стоимости топлива и удельных капиталовложении в ГТУ-ТЗЦ и замещающую КЭС. Блоки ГТУ-ТЗЦ на останавливаются при 0^=0. а) ГТУ-ТЗЦ с ГТУ-15; б) ГТУ-ТЗЦ с ГТ-25. 1 - 3Т=33 S/т у.т.; 2 - 67 й/т у.т.; 3 - 100 3/т у.т. - Кудкз.с=220 Ö/kBt,---KvaK3c=560 $/кБт.

являются следующие:

1. Решена задача выбора и комплексной оптимизации характеристик и структуры ГТУ-ТЗЦ в условиях неоднозначности и неопределенности исходной информации с учетом нелинейности протекающих процессов в оборудовании станции и взаимоувязке влияния внешних и внутренних факторов на функцию цели. Разработана методика, позволяющие рассматривать вопросы тепловой эффективности работы оборудования и оценки затрат, увязывать оптимальные решения.

2. На основе разработанных подходов решены следующие задачи: а) определение характеристик газовой турбины при ее работе в составе ГТУ-ТЗЦ на основе данных, характеризующих автономную работу турбины с заведомо неоптимальными характеристиками работы в комбинированном цикле; б) определение оптимальной доли топлива, сжигаемого в дожигающем устройстве котла; в) оптимизация профиля и состава основного оборудования отопительных ГТУ-ТЗЦ и распределения тепловых нагрузок при возможной параллельной работе котлов-утилизаторов и водогрейных котлов.

Рассматриваемые задачи являются многоцелевыми с неоднозначным характером большинства исходных показателей. Поэтому комплекс задач решался на основе исследования колебаний экономических показателей. Результаты проведенных расчетов свидетельствуют об эффективности разработанных моделей как для целей исследования, так и в практике оценки выбора состава основного оборудования ГТУ-ТЗЦ.

На базе разработанной математической модели создан програм-но-вычислительный комплекс на ЭВМ типа IBM PC.

Проведенные исследования позволили выработать следующие рекомендации по использованию ГТУ на ТЭЦ.

1. Реализация схемы газотурбинной надстройки и оптимальный тип ГТУ зависят: от структуры и перспективы топливопотребления на электростанции, в частности, наличии природного газа для работы ГТУ; экологической обстановки в районе станции и экологических показателей блока с газотурбинной надстройкой; возможности выдачи дополнительной электрической мощности, а также от схемы и характеристик газовой турбины. При реконструкции существующих объектов также необходимо учитывать тип основного оборудования блока станции и его физического состояния.

2. При использовании на ТЭЦ газотурбинного оборудования предпочтительна работа по тепловому графику с выдачей избыточной электрической мощности в сеть, что приводит к снижению годового расхода

топлива до 20%.

3. При отпуске потребителям горяей воды от ПГУ-ТЭЦ экономия топлива составляет порядка 10% по сравнению с, использованием ГТУ-ТЭЦ. При наличии паровой нагрузки эта величина не превышает 6,5% для крупных газовых турбин (N>25 МВт).

Для газовых турбин небольшой мощности (менее 25 МВт) с низкой температурой выхлопных газов (410 - 440°С) переход от ГТУ-ТЭЦ к ПГУ-ТЭЦ дает примерно одинаковый эффект в экономии топлива, но при этом ГТУ-ТЭЦ имеют более низкие капиталовложения.

4. Крупные энергетические ГТУ, имеющие высокий КПД и температуру газов за турбиной Ь > 500°С, при использовании их в составе отопительных ПГУ-ТЭЦ способны обеспечить до 13 % экономии топлива по сравнению с ПТУ-ТЭЦ.

5. Наибольшую экономию топлива в энергосистемах дают ПГУ-ТЭЦ с котлами двух давлений пара. Отопительные ПГУ-ТЭЦ двух давлений имеют на 3,2% большую экономию топлива, чем ПГУ-ТЭЦ одного давления при большем отпуске электроэнергии на 6% по сравнению с ПГУ-ТЭЦ одного давления.

6. Схемы ПГУ-ТЭЦ с отключением подогревателей улучшают экономические показатели работы станции. Наиболее заметное уменьшение расхода топлива достигается при отключении ПВД - до 13,9%. Отказ от П1Щ 4,5 дополнительно уменьшает расход топлива на 0,5%.

7. Оптимальное количество газа, подаваемого на горелки водогрейных котлов составляет 10 - 30% от общего расхода топлива на модуль. Для паровых котлов эта величина не превышает 40% и зависит от конструктивных особенностей котла (температурных напоров, размеров поверхностей, условий жаропрочности). КПД утилизационного цикла существенно зависит от температуры газов в камере сгорания и за газовой турбиной. При высоких температурах в камере сгорания турбины тепловой цикл утилизационной ПГУ экономичнее цикла со сжиганием в котле-утилизаторе дополнительного топлива.

8. При работе ГТУ-ТЭЦ по электрическому графику, когда установленные ГТУ эксплуатируются в течение всего года, увеличение стоимости топлива ведет к росту оптимальных значений коэффициента теплофикации при Кудгту~тэц/Кудкэс > 1-

При.Кудгху-Тэц/Кулкэс < 1 диапазон опитимальных значений сст снижается при увеличении стоимости топлива.

При Кудкэс. Кудгту-тэц стоимость топлива практически не оказывает влияния на йоптт .

9. При работе ГТУ-ГЭЦ по тепловому графику величина оптимального коэффициента теплофикации «оптт снижается с 0,7*5 до 0,4 при уменьшении КудГТу-тЭЦ/Кудкас с до 0,4. Рост цен на топливо Ее-дет к снижен™ оптимального значения коэффициента теплофикации.

С ростом Кудкэс относительно Кудгту_тэц влияние стоимости топлива на йтопт уменьшается.

Основное содержание диссертации опубликовано в работах:

1. Морозов Г.Н., Корягина Г.М., Старостенко Н.В. Анализ эффективности энергетических установок // Энергетическое строительство.-1993.- N1.- С.23-26.

2. Морозов Г.Н., Корягина Г.М., Старостенко Н.В. Парогазовые установки с парогенераторами на выхлопных газах // Сборник СЭВ "Итоги НИОКР" / Институт высоких температур АН СССР (ЙВТАН).-1990.- N 14.- С.5-11.

3. Старостенко Н.В. Модернизация ТЭЦ с использованием ГТУ // Сб. науч. тр. "Экономическое строительство и образование" / Моск. гос. строит.университет.- М. 1994.- С.91-93.

4. Марченко Е.М., Стзростенко Н.В. Оценка оптимального коэффициента теплофикации при строительстве экологически чистых ГТУ-ТЭД малой мощности. // Сб. науч. тр. "Современные аспекты принятия строительных решений" / Моск. гос. строит.университет.- М. 1996.-С.74-79.

5. A.c. N 1837*700 СССР, МКИ3 F 24 Д 11/02 Система централизованного теплоснабжения с химически реагирующим теплоносителем / Ба-лайка И. (ЧССР), Ковылянский Я.А., Старостенко Н.В. и др. (СССР).-N 47227'89/0б. Приоритет 21.07.89. Авторское свидетельство N1837700 от 13.10.1992.■

6. A.c. N 1759109 СССР, МКИ3 F 25 В 15/12 Система дальнего транспорта тепла / Варварский B.C., Ковылянский Я.А., Старостенко Н.В. и др.- N 4766925/06. Приоритет 13.10.92. Авторское свидетельство N1759109 от 20.10.1989.

7. Старостенко Н.В. Использование газотурбинных установок для ТЭЦ малой мощности и реконструкции существующих котельных // Докл. II Междунар. науч.-технич.конф., Моск.энергетич. ин-т., 1995г.- М.-1995.- С. 205-206. л \

Подписано к печати 14.05.96. Усл. 1.0 печ.л. Заказ Тираж ЮОэкз. Отпечатано в НШГЗнергоперспектива" Автозаводская 14/23

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ И АНАЛИЗ СХЕМ ГТУ И ПГУ

2.1. Методика определения тепловой экономичности

ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ.

2.1.1. Тепловой расчет ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ.

2.1.2. Расчет паропроизводительности котла.

2.1.3. Выбор оптимального количества топлива, сжигаемого в котле.

2.1.4. Сравнение тепловой и технико-экономической эффективности ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ с паротурбинными ТЭЦ.

2.2. Методика определения оптимального коэффициента теплофикации.

3. ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕПЛОВОЙ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТУ и ПГУ ТЭЦ.

3.1. Анализ тепловой экономичности ГТУ-ТЭЦ и

ПГУ-ТЭЦ.

3.1.1. Отопительные ГТУ-ТЭЦ.

3.1.2. Отопительные ПГУ-ТЭЦ.

3.1.3. Производственно-отопительные ГТУ-ТЭЦ.

3.1.4. Производственно-отопительная ПГУ-ТЭЦ.

3.1.5. Оптимизация доли топлива, сжигаемой в котле-утилизаторе.

3.2. Модернизация ТЭЦ о использованием газовых турбин.

Выводы по главе 3.

4. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛОФИКАЦИИ

ГТУ-ТЭЦ.

Выводы по главе 4.

Обеспечение энергией всегда было одной из важнейших проблем, стоящих перед человечеством. Многочисленные исследования выявили прямую зависимость между национальным доходом страны и производством электроэнергии. В настоящее время в связи с дефицитом и дороговизной топлива рост выработки электроэнергии возможен лишь на базе высокоэффективного использования первичных источников.

Переход России к новым формам хозяйствования вызвал существенные изменения условий функционирования и развития теплоэнергетики, что объясняется многими факторами, наиболее существенные из которых:

- резкое повышение цен на энергоносители, особенно на нефть,нефтепродукты и газ; тенденция их роста до уровня мировых цен, что связано с возможностью их реализации на мировом рынке;

- переход к различным формам собственности, включая рыночную;

- переход к финансированию строительства, расширения, реконструкции и технического перевооружения объектов энергетики, превращаемых в акционерные общества, преимущественно за счет собственных средств с привлечением инвесторов на акционерной основе с использованием кредитов;

- исключение мер принуждения потребителей к получению тепла от ТЭЦ энергосистем, что будет стимулировать ускоренное развитие комбинированного производства тепловой и электрической энергии на основе применения ТЭЦ малой и средней мощности, в том числе газотурбинных и дизельных.

Это диктует настоятельную необходимость к чрезвычайно осмотрительному развитию топливно-энергетических комплексов (ТЭК), крайне инерционных из-за своих масштабов и массы людей, работающих на их предприятиях, отторжения больших земельных участков, капиталоемкости крупнейших дорогостоящих инженерных сооружений, все возрастающего воздействия на окружающую среду, успехи и ошибки в проектировании которых проявляются спустя значительное число лет. Очевидно, структура энергетики должна развиваться с учетом требований топливно-энергетического баланса страны.

В России для производства тепло- и электроэнергии могут использоваться паротурбинные, парогазовые, газотурбинные установки, гидроэлектростанции, котельные для получения пара технологических параметров (1,0 - 1,5 МПа) и круглосуточного или пикового нагрева сетевой воды и нетрадиционные установки (вет-ро, гелио, геотермические и др.) [13.

Учитывая многообразие видов топлива, типов энергоустановок и характеристик энергопотребителей, особую актуальность приобретает задача оптимизации топливно-энергетического комплекса с учетом экономических, технологических и экологических проблем.

Если ранее финансирование проектов и строительства в энергетике осуществлялось за счет средств из централизованных источников, то, начиная с 1992 г. недостаток инвестиций привел к резкому сокращению ввода новых мощностей и расширению и реконструкции действующих станций.

В последние годы значительный износ оборудования и отсутствие средств для его ремонта и восстановления вызвал необходимость строительства КЭС, ТЭЦ и котельных небольшой мощности. Это направление в энергетике в настоящее время является наиболее перспективным, так как сроки введения в действие таких установок невелики, а получение относительно небольших средств на строительство и реконструкцию более реально [2]

В связи с этим чрезвычайно актуально проведение исследований в области энергетических объектов малой и средней мощности (10 - 200 МВт).

Достигнутый в последние годы прогресс в области энергетического газотурбостроения и имеющиеся в России заводы по производству газовых турбин позволяют выбирать различные по характеристикам газотурбинные установки (ГТУ) для энергетики, наряду с традиционными паротурбинными.

Кроме того, в последние годы появилось значительное количество конверсионных судовых и авиадвигателей. В связи с этим необходимо проведение исследований области применения различных ГТУ при работе в составе ТЭЦ в зависимости от требований, предъявляемых к станции (тепловых и электрических нагрузок, режимов работы и т.д.).

Одной из задач исследования в данной работе является анализ тепловых схем ТЭЦ малой мощности с отечественным газотурбинным оборудованием при использовании их при строительстве новых и реконструкции существующих станций, а также разработка рекомендаций для использования отечественного газотурбинного оборудования на ТЭЦ в зависимости от режимов работы оборудования и станции, определение оптимальных коэффициентов теплофикации и их зависимость от различных факторов.

В дальнейшем, ТЭЦ, включающие газотурбинную установку и котел-утилизатор, работающий на продуктах сгорания газовой rt

- / турбины и предназначенный для подогрева сетевой воды или генерирования пара промышленных параметров, в работе называны ГТУ-ТЭЦ. В случае, если полученный в котле-утилизаторе пар используется для получения дополнительной электроэнергии на установках с паровыми турбинами типа "ПТ", "Т" или "Р", такие установки названы ПТУ-ТЭЦ.

В зависимости от характера тепловой нагрузки ГТУ- или ПТУ-ТЭЦ различаем отопительные (теплофикационные) станции, отпускающие только горячую воду, и производственно-отопительные, снабжающие потребителей горячей водой и паром промышленых параметров.

Цель работы. 1. Выбор области применения отечественных ГТУ в структуре производственно-отопительных ТЭЦ малой и средней мощности как при модернизации старого оборудования, так и на вновь строящихся объектах.

2. Оптимизация распределения долей топлива между горелками котлов и камерами сгорания.

3. Оптимизация распределения нагрузок между ГТУ-ТЭЦ и пиковыми водогрейными котлами (ПВК) в условиях неоднозначности и неопределенности информации по ценам на топливо и соотношение капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС.

4. Разработка рекомендаций по выбору оптимальной доли тепловой нагрузки, покрываемой за счет газотурбинных агрегатов, от общей нагрузки, присоединенной к данной ТЭЦ в условиях неопределенности исходной информации с учетом неоднозначности изменения цен на топливо и соотношения удельных капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС.

Научная новизна. На основе анализа разработанных аналитических зависимостей выявлены основные направления поиска оптимальных решений использования газовых турбин на производственно-отопительных ТЭЦ малой и средней мощности в условиях неопределенности исходной информации и неоднозначности изменения цен на топливо и соотношения удельных капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС; разработана инженерная методика и математическая модель теплового расчета характеристик газотурбинных ТЭЦ, обеспечивающая согласование исходных данных, учет внешних и внутренних факторов, влияющих на работу оборудования в составе ТЭЦ. на основании выполненных теоретических обобщений и исследований, проведенных на разработанных математических моделях, оценено влияние различных параметров на экономичность цикла, и разработаны рекомендации по выбору типов ГТУ для работы в составе ТЭЦ; определены зоны оптимального распределения долей топлива между камерой сгорания газовой турбины и дожигающим устройством котла-утилизатора газотурбинных установок ТЭЦ малой и средней мощности в зависимости от типа нагрузки и характера работы станции в условиях неопределенности и неоднозначности исходной информации с учетом сложности влияния протекающих процессов в оборудовании станции и неоднозначности изменения цен на топливо и оборудование; впервые в России для производственно-отопительных ГТУ-ТЭЦ малой и средней мощности выработаны рекомендации по выбору оптимальной доли тепловой нагрузки, покрываемой за счет газотурбинных агрегатов, от общей нагрузки, присоединенной к данной ТЭЦ.

Практическая ценность. Использование полученных результатов позволит решать вопросы наиболее эффективного использования отечественного газотурбинного оборудования на ТЭЦ. Разработанная методика позволяет комплексно оценивать характеристики станции и показатели работы оборудования. Предлагаемый подход позволяет оценивать принимаемые решения и их последствия на ранних стадиях проектирования в условиях недостаточности и неопределенности исходной информации с учетом сложности взаимовлияния протекающих процессов в оборудовании станции и взаимоувязки влияния внешних и внутренних факторов на функцию цели.

Определение области оптимального дожигания топлива с учетом работы станции в энергосистеме, а также оптимального распределения нагрузок между ГТУ и ПВК при использовании существующих отечественных ГТУ, позволяют снизить расход топлива на станции до 15% при равном отпуске продукциии.

Разработанные методики и математические модели расчета и оценки эффективности работы основного оборудования ГТУ-ТЭЦ могут быть использованы как научными, так и проектными организациями при планировании строительства новых и реконструкции или модернизации существующих ТЭЦ.

Автором разработана уточненная методика многофакторной оптимизации параметров и характеристик ГТУ-ТЭЦ, проведены расчетные исследования по определению области оптимальных значений коэффициента теплофикации ГТУ-ТЭЦ, проанализированы возможности использования различных типов газотурбинных надстроек на производственно-отопительных ТЭЦ.

Апробация работы Материалы, отдельные разделы и основные положения диссертационной работы были доложены и обсуждены на семинаре "Проблемы преобразования энергии" (Киев, 1990г.), 2 Советско-Японском симпозиуме по проблемам МГД (Иркутск, 1991г.), межотраслевом семинаре "Атомно-водородная энергетика и технология" в ИАЭ им.Курчатова (Москва, 1992г.), 11 международной конференции по проблеме МГДЭС (Пекин, 1992г.), II Международной научно-технической конференции в Московском энергетическом институте (Москва, 1995г.). Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на научно-методическом семинаре кафедры теплоэнергетических установок в Московском государственном открытом университете в 1996г.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 7 работ.

На защиту выносятся.

1. Метод многофакторной оценки эффективности использования газотурбинных надстроек на производственно- отопительных ГТУ-ТЭЦ.

2. Метод определения оптимального коэффициента теплофикации газотурбинного оборудования, работающего в составе ТЭЦ с учетом сложности взаимовлияния протекающих в оборудовании станции процессов при взаимоувязке влияния внешних и внутренних факторов в условиях недостаточности и неопределенности исходной информации.

3. Результаты исследования оптимальной области применения отечественных ГТУ в структуре производственно-отопительных ТЭЦ малой и средней мощности.

4. Результаты исследования оптимального распределения долей топлива между камерой сгорания газовой турбины и дожигающим устройством котла-утилизатора газотурбинных установок ТЭЦ малой и средней мощности;

- 1'1

Кратное содержание работы.

В первой главе на основании литературных данных рассмотрено состояние энерегетического комплекса России и показано место газовых турбин в производстве теплоты и электроэнергии, проанализированы научные разработки и достижения в области парогазовых технологий; приведены характеристики основного энергетического оборудования, находящегося в эксплуатации в настоящее время. Дано сравнение основных показателей вводимых в строй станций с использованием газотурбинного оборудования производства России и стран СНГ с зарубежными аналогами.

Рассмотрены подходы различных научных и опытно-конструкторских организаций к вопросам выбора структуры и оптимизации характеристик газотурбинных ТЭЦ малой и средней мощности.

На основании проведенного анализа сделан вывод, что, несмотря на многочисленность теоретических и проектных проработок, вопросы оптимального состава оборудования при строительстве, модернизации или реконструкции ТЭЦ исследованы недостаточно.

Показано, что аналогичные методики и исследования, освещаемые в зарубежных источниках, неразрывно связаны с ценовыми и тарифными системами, действующими в этих странах, законодательными актами, влияющими на стоимость электрической и тепловой энергии, а также с особенностями процесса проектирования, принятого в этих странах, и не могут быть перенесены в отечественную практику.

Вторая глава посвящена разработке а) инженерной методики и математической модели теплового расчета характеристик газотурбинных ТЭЦ, позволяющим обосновывать области применения существующих отечественных ГТУ в структуре ТЭЦ малой и средней мощности с учетом изменения их характеристик при работе в составе станции в условиях неопределенности исходной информации и неоднозначности изменения цен на топливо и соотношения удельных капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС; б) аналитического метода определения оптимального коэффициента теплофикации при работе газотурбинного оборудования в составе ТЭЦ с пиковыми водогрейными котлами и выбора оптимальной доли топлива, сжигаемого в котле.

В третьей главе изложены результаты исследования области применения существующих отечественных ГТУ на следующих газотурбинных ТЭЦ: ГТУ- и ПГУ-ТЭЦ обеспечивающих потребителей горячей водой, ГТУ- и ПГУ-ТЭЦ, отпускающих потребителям горячую воду и пар 0,6.1,0 МПа.

В расчетах были рассмотрены газовые турбины ГТУ-15 П0"3а-ря", ГТУ-25 АО"Турбомоторный завод", ГТ-60 СТЭ АО "Рыбинские моторы", ГТЭ-45 и ГТЭ-115 ХТГЗ и паровые турбины Т-250/300-240, ПТ-60/75-13 и ПТ 25/30 - 3,5/1,0.

Четвертая глава посвящена выбору оптимальной доли нагрузки теплофикационной газотурбинной установки от общей присоединенной нагрузки ТЭЦ с учетом изменения капитальных вложений в станции и колебания рыночных цен на топливо.

Выводы по главе 4.

1. При работе ГТУ-ТЭЦ по электрическому графику, когда установленные ГТУ эксплуатируются в течение всего года, увеличение стоимости топлива ведет к росту оптимальных значений коэффициента теплофикации при КудГту-тэц/Кудкэс. >

При Кудгту-тэц/Кудкэс < 1 диапазон опитимальных значений oiT снижается при увеличении стоимости топлива.

При Кудкэс~ КудГТу-тэц стоимость топлива практически не оказывает влияния на скоптт .

2. Эксплуатация блоков по тепловому графику приводит к снижению годового расхода топлива до 20%.

3. При работе ГТУ-ТЭЦ по тепловому графику величина оптимального коэффициента теплофикации йоптт снижается с 0,75 до 0,4 при уменьшении КудГту-тэц/КУДкэс с 1,4 до 0,4. Рост цен на топливо ведет к снижению оптимального значения коэффициента теплофикации.

С ростом Кудкэс относительно КудГту-тэц влияние стоимости топлива на о£топт уменьшается.

- 121 -ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Настоящая диссертация посвящена разработке методических и практических рекомендаций по использованию на ТЭЦ газовых турбин и рассматривает схемы получения теплоты в паре и горячей воде за счет утилизации теплоты продуктов сгорания газовых турбин. Принципиально новыми положениями являются следующие.

1. Решена задача выбора и комплексной оптимизации характеристик и структуры ГТУ-ТЭЦ в условиях неоднозначности и неопределенности исходной информации с учетом нелинейности протекающих процессов в оборудовании станции и взаимоувязке влияния внешних и внутренних факторов на функцию цели. Разработана методика и комплексная модель для ее решения, позволяющие рассматривать вопросы тепловой эффективности работы оборудования и оценки затрат, определять оптимальные решения.

2. На основе разработанных подходов решены следующие задачи: а) определение характеристик газовой турбины при ее работе в составе ГТУ-ТЭЦ на основе данных, характеризующих автономную работу турбины с заведомо неоптимальными характеристиками работы в комбинированном цикле; б) определение оптимальной доли топлива, сжигаемого в дожигающем устройстве котла; в) оптимизация профиля и состава основного оборудования отопительных ГТУ-ТЭЦ и распределения тепловых нагрузок при возможной параллельной работе котлов-утилизаторов и водогрейных котлов.

Рассматриваемые задачи являются многоцелевыми с неоднозначным характером большинства исходных показателей. Поэтому комплекс задач решался на основе исследования колебаний экономических показателей. Результаты проведенных расчетов свидетельствуют об эффективности разработанных моделей для целей

- 122 исследования, так и в практике оценке выбора состава основного оборудования ГТУ-ТЭЦ.

На базе разработанной математической модели создан прог-рамно-вычислительный комплекс на ЭВМ типа IBM PC.

Проведенные исследования позволили выработать следующие рекомендации по использованию ГТУ на ТЭЦ.

1. Реализация схемы газотурбинной надстройки и оптимальный тип ГТУ зависят: от структуры и перспективы топливопотреб-ления на электростанции, в частности, наличии природного газа для работы ГТУ; экологической обстановки в районе станции и экологических показателей блока с газотурбинной надстройкой; возможности выдачи дополнительной электрической мощности, а также от схемы и характеристик газовой турбины. При реконструкции существующих объектов также необходимо учитывать тип основного оборудования блока станции и его физического состояния.

2. При использовании на ТЭЦ газотурбинного оборудования предпочтительна работа по тепловому графику с выдачей избыточной электрической мощности в сеть, что приводит к снижению годового расхода топлива до 20%.

3. При отпуске потребителям горяей воды от ПГУ-ТЭЦ экономия топлива составляет порядка 10% по сравнению с использованием ГТУ-ТЭЦ. При наличии паровой нагрузки эта величина не превышает 6,5% для крупных газовых турбин (N>25 МВт).

Для газовых турбин небольшой мощности (менее 25 МВт) с низкой температурой выхлопных газов (410 - 440°С) переход от ГТУ-ТЭЦ к ПГУ-ТЭЦ дает примерно одинаковый эффект в экономии топлива, но при этом ГТУ-ТЭЦ имеют более низкие капиталовложения.

- 123

4. Крупные энергетические ГТУ, имеющие высокий КПД и температуру газов за турбиной t > 500°С, при использовании их в составе отопительных ПГУ-ТЭЦ способны обеспечить до 13 % экономии топлива по сравнению с ПТУ-ТЭЦ.

5. Наибольшую экономию топлива в энергосистемах дают ПГУ-ТЭЦ с котлами двух давлений пара. Отопительные ПГУ-ТЭЦ двух давлений имеют на 3,2% большую экономию топлива, чем ПГУ-ТЭЦ одного давления при большем отпуске электроэнергии на 6% по сравнению с ПГУ-ТЭЦ одного давления.

6. Схемы ПГУ-ТЭЦ с отключением подогревателей улучшают экономические показатели работы станции. Наиболее заметное уменьшение расхода топлива достигается при отключении ПВД - до 13,9%. Отказ от ПНД 4,5 дополнительно уменьшает расход топлива на 0,5%.

У. Оптимальное количество газа, подаваемого на горелки водогрейных котлов составляет 10 - 30% от общего расхода топлива на модуль. Для паровых котлов эта величина не превышает 40% и зависит от конструктивных особенностей котла (температурных напоров, размеров поверхностей, условий жаропрочности). КПД утилизационного цикла существенно зависит от температуры газов в камере сгорания и за газовой турбиной. При высоких температурах в камере сгорания турбины тепловой цикл утилизационной ПГУ экономичнее цикла со сжиганием в котле-утилизаторе дополнительного топлива.

8. При работе ГТУ-ТЭЦ по электрическому графику, когда установленные ГТУ эксплуатируются в течение всего года, увеличение стоимости топлива ведет к росту оптимальных значений коэффициента теплофикации при Кудгту-тэц/Кудкэс > 1.

При кудгту-тэц/кудкэс < 1 диапазон опитимальных значений хт снижается при увеличении стоимости топлива.

При КудКэс- КудГТу-тэц стоимость топлива практически не оказывает влияния на otonTT .

9. При работе ГТУ-ТЭЦ по тепловому графику величина оптимального коэффициента теплофикации осоптт снижается с 0,75 до 0,4 при уменьшении КудГТу-ТЭц/Кудкэс с 1,4 до 0,4. Рост цен на топливо ведет к снижению оптимального значения коэффициента теплофикации.

С ростом Кудкэс относительно КудГту-тэц влияние стоимости топлива на о£топт уменьшается.

1. Морозов Г.Н., Корягина Г.М., Старостенко Н.В. МГД-электростанции замкнутого цикла на инертных газах // Тез.докл. на 1. Советско-японском симпозиуме (27-28 ент. 1992г.) Иркутск.- 1991.- С. 25.

2. Кузнецов Е.К. Задачи повышения эффективности Московской энергетики в условиях перехода к рыночной экономике //Электрические станции.- 1991.- N8.- С.2-9.

3. Корсун Ю.Н. Об основных направлениях инвестиционной политики Топливно-энергетиеского комплекса Российской Федерации в условиях структурной перестройки экономики // Энергетическое строительство.- 1993.- N10.- С. 2-8.

4. Стырикович М.А. Природный газ в централизованном электро- и теплоснабжении // Теплоэнергетика.- 1994.- N5.- С. 50-57.

5. Шляхин П.Н., Бершадский М.Л. Краткий справочник по паротурбинным установкам.- М.: Энергия, 1970.- С.216.

6. Щегляев А.В. Паровые турбины.- М.: Энергия, 1967.-С.368.

7. Технико-экономические основы выбора параметров конденсационных электрических станций / Под ред. Стермана Л.С.- М.: Высш. шк., 1970.- С. 280.

8. Апатовский Л.Е. Повышение экономичности энергоустановок КЭС путем оптимизации схем комплексного теплоиспользования в их элементах: Дисс. доктора техн. наук.- Л., 1984.- 256 с.

9. Рыжкин В.Я., Марченко Е.М. Подогрев воздуха паром из отборов турбин и охлаждение уходящих газов питательной водой // Электрические станции.- 1972.- N11.- С.27.- 126

10. Bartlett R.L. Steam Turbine Perfomance and Economics N-J.- DDR.: McGraw-Hill, 1958.- P. 47.

11. Морозов Г.Н., Корягина Г.М., Старостенко H.B. Модернизация ТЭС с использованием газовых турбин: Отчет о НИР / Институт высоких температур РАН (ИВТ РАН).- М.- 1992.- С.70.

12. Грибов В.Б. Комиссарчик Т.Н., Прутковский Е.Н. Об оптимизации схем и параметров ПГУ с котлом-утилизатором // Энергетическое строительство.- 1995.- N3.- С. 56.

13. Кроль Л.Б., Кемельман Г.Н. Промежуточный перегрев пара и его регулирование в энергетических блоках.-М.:Энергия. -1970.- С. 320.

14. Тепловое оборудование и тепловые сети / Арсеньев Г.В., Белоусов В.П. Ибрагимов М.Г., Марченко Е.М. и др. М.-Энергоатомиздат, 1988. С. 310.

15. Morozov G.N., Korjagina G.M., Starostenko N.W. Inert gas Combined MHD plants of a closed-cycle type // Eleventh International Conference on MHD electrical power generation. China, Beijng, october 12-16, 1992.- 1992.- P.34

16. Кузнецов E.K. Проблемы технического перевооружения крупных энергетических объединений // Теплоэнергетика.- 1990.-N7.- С. 63-66.

17. Морозов Ф.Я., Окин А.А. Технический отчет ЦДУ ЕЭС РФ: Техническая часть: Годовой отчет/ ЦДУ ЕЭС РФ.- М. -1994.- С.6.

18. Хрилев JI. С. Роль природного газа в развитии теплоэнергетики и реконструкции теплового хозяйства России и стран ближнего зарубежья // Известия Академии наук. Энергетика.-1994.- N2. С. 34.

19. Технические требования к высокоманевренным (полупиковым) энергетическим блокам большой мощности // Приложение 7 к Протоколу 38 заседания Постоянной комиссии СЭВ по электроэнергии (сентябрь 1977г.); г.Нептун. Нептун.- 1977. С.1-8.

20. Ольховский Г.Г., Фридрих A.M. Экспериментальное исследование режимов пуска газотурбинной установки ГТ-25 JIM3 // Теплоэнергетика.- 1966.- N5. С. 13-18.

21. Исследование режимов пуска газотурбинной установки ГТ-100. Ольховский Г.Г., Механиков А.И., Бодров И.С., Антонов О.Н. // Теплоэнергетика.- 1980.- N3.- С. 32-40.

22. Дайнеко В.И. Эффективность воздушных пусковых устройств газотурбинных двигателей // Известия ВУЗов. Энергетика.- 1991.- N8.- С. 89-92.

23. Экологиеские и энергетические аспекты внедрения в энергетику ПТУ с ВЦГ третьего поколения Прутковский Е.Н., Варварский B.C., Гриценко В.И. и др. // Теплоэнергетика.- 1992.-N11.- С. 18-22.

24. Кириллов И.И., Рыбин П.А., Фатыхов В.Г. Экспериментальные исследования режимов стационарных ГТУ // Известия ВУЗов. Энергетика.- 1992.- NN 11-12.- С. 73-77.- 128

25. Хрилев Л.С., Кузовкин А.И., Старостенко В.И. Эффективность и масштабы применения газотурбинных и парогазовых ТЭЦ с учетом структурных изменений в ТЭК страны на период до 2010г. Отчет ВНИКТЭП.-М.- 1991.- С.11.

26. Стырикович М.А. Повышение эффективности ПГУ на природном газе // Теплоэнергетика.- 1994.- N4.- С.

27. Gas Turbine World // The 1991 Handbook.- Vol.13.- P. 267.

28. Ольховский Г.Г. Энергетические ГТУ за рубежом. // Теплоэнергетика.- 1992.- N9.- С. 3-7.

29. Third party managed cogen. plants showing over 98% relibility // Gas Turbine World.- 1991.- Vol.21.- N 5.- P. 25-30.

30. Fernandes F.M. Operatin relibility of an industrial 62.5 MW GTCC Power Plant in a Paper Mill // 1991 ASME Co-ben-Turbo.- IGTI.- Vol.6.- P.493-498.

31. Bertz E.A. Gas Turbine based Combined Powerplants // Electrical World.- 1991.-205.- N8.- P.41-47.

32. Lilly J.M., Winchester S.H., Day W.H. High Efficiency Combustion Turbine Power Plant: Feasibility Study // Proc. Amer. Power Conf.- Chicago 111.- 1990.- Vol56.- P. 506-511.

33. Haaser F.G. Casper R.L. Development of the LM6000: the world's most efficient simpl cycle industrial Gas Turbine. // ASME Coben-Turbo.- 1991.- IGTI.- Vol.6. P. 177-186.

34. Lovis M., Rukes В., Wittchow E. Kraftwerkkonzepte mit Gasturbinene // Energie.- 1991.- 43.- N9.- S. 26-32.

35. Siegler D., Lerchner В., Leevuln I.V. Pegus 12. The World's Most Efficient Power Station / Trasactions of ASME.-Oct. 1990.- P. 40.

36. Quantensprung bei gasturbihon Spatr Energie // VDI Nachricten 24. September 1993.- 1993.- P. 36.- 129

37. Boardman R., White A., Wusterbarth M. Seoinchon Comes on line in record time / Modern Power Systems. August 1993.-P. 137-140.

38. Viereck D., Weicht U., Seelinger H. Combined Plants based on GT 13E2 Gas Turbines/ ABB Power Generation.- 1993.-P.140.

39. The 42% efficient industrial Trent introduced in Eco-nopac // Modern Power System.- 1993. N12.- P. 17-20.

40. Shields C. Thomson N. Keadby the first 9F combined cycle power plant // Modern Power System.- 1993.-N9.- P. 41-47.

41. GE to build 2000 MW Seoinchon expansion// Mod. Power Syst. 1994.- 14.- N12.- C.3.

42. Natpower UK building Didcot power station // Gas Turbine World.-1994.- 24.- N5.-C.4.

43. Miller H.E., Stoll H.G. Gas Turbine RAM Performance and its Importance in Purckasing Decision // Proc. Amer. Power Conf. Vol.52 Chicago 111.- 1990.- P.739-749.

44. Stoll H.G. Least-Cost Electric Utility Planning/ A Wiley-interscience publication.- 1989.- 783p.

45. Heat Recovery Steam Generation / Tomilson L.O., Chase D.L., Davinson L.H., Smith R.W. / GE Industrial and Power System.- New York.- 1993.- 42p.

46. Щеглов А. Г., Иг лова JI. В. Техническое перевооружение объектов промышленной, коммунальной и сельской энергетики России на базе конверсии оборонной техники // Энергетическое строительство.- 1993.- N1.- С. 21.- 130

47. Темиров A.M., Верткин М.А. Разработка ГТУ и ПГУ на АО ЛМЗ // Тез.докл. XLII Научно-техническая сессия "Совершенствование схем ГТУ и ПГУ и их эксплуатация" 26-28 сент. 1995г.-М., 1995.- С. 35 36.

48. Длугосельский В.И., Барочин Б.Л. Парогазовые технологии в теплофикации // Тяжелое машиностроение.- 1994.- N 4. С. 2-11.

49. Возможности использования теплофикационных установок малой мощности при техническом перевооружении и развитии: Отчет о НИР /Институт энергетических исследований АН СССР (ИНЭИ АН СССР)/ ; Руководитель Щеглов А.Г.- М., 1990г. 47 с.:ил.

50. Конрад А.Д. Методика определения тепловой эффективности миниТЭЦ с ГТУ // Известия ВУЗов. Энергетика.- 1991.-N1.- С.98-101.

51. Орлов В.Н. Газотурбинный двигатель авиационного типа НК-37 для элекетростанции // Теплоэнергетика.- 1992.- N 9. С. 27-31.

52. Шейников Н.В., Грачев Н.И., Захаренков В.К. Автономные источники энергоснабжения на базе газотурбинных двигателей // Энергетическое строительство.- 1993.- N10.- С. 19.

53. Глухов B.C. Технико-экономическое обоснование реконструкции Сургутской ГРЭС-1 с использованием ГТУ нового поколения //Тез.докл. XLII Научно-техническая сессия "Совершенствование схем ГТУ и ПГУ и их эксплуатация" 26-28 сент. 1995г.-М. , 1995.- С. 23.

54. Усачева В.В. Оптимальные характеристики ПГУ малой мощности на основе типового оборудования, выпускаемого промышленностью: Дисс. канд.технич. наук. Саратов.- 1971.- 175 с.- 131

55. Перспективы применения газовых турбин в энергетике // Теплоэнергетика.- 1992.- N 9. С. 2-14.

56. Кнотько П.Н., Вол М.А. Проблемы технического перевооружения действующих теплоэлектроцентралей // Тр. ВНИПИЭНЕРГОП-РОМа "Теплофикация".- М., 1990.- С.119.

57. Корнеев М.И. Комбинированные ПГУ с ВПГ: Дисс. канд.технич. наук. Л.- 1970.- 220 с.

58. Шпектрова Т.Я. Исследование особенностей рабочего процесса ПГУ с высоконапорным парогенератором и двухвальной газовой турбиной. Дисс. канд.технич. наук. Л.- 1974.- 194 с.

59. Газопаровая установка с вводом пара в газодинамитчес-кий тракт: основные научные и инженерные проблемы / Епифанов В.М., Зейгарник Ю.А., Копелев С.З. и др. // Теплоэнергетика.-1993.- N 10.- С. 53-58.

60. Особенности пусковой схемы энергоблока ПГУ-800 / Шмук-лер Б.И. и др.// Теплоэнергетика.- 1988.- N 11.- С. 7-10.

61. Гудков Н.Н., Неженцев Ю.Н., Гаев В.Д. Паровые турбины ЛМЗ для утилизационных парогазовых установок // Теплоэнергетика.- 1995.- N 1.- С. 5-11.

62. Яницкий В.В. Исследование влияния режимов эксплуатации на выбор оптимальных параметров парогазовых электростанций. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук: Дисс. канд.технич. наук. Минск.- 1971.- 153 с.

63. Зорин М.Ю. Оптимизация профиля паротурбинной утилизационной подстройки к ГТУ: Дисс. канд.технич. наук. Л.-1990.- 246 с.

64. Гринченко Д.Н. Повышение эффективности и маневренных свойств ПГУ с впрыском пара в газовый тракт: Дисс. канд.технич. наук. Саратов.- 1982.- 226 с.- 132

65. Ванюшин Ю.М. Исследование и выбор оптимальных схем и использование тепла отходящих газов ГТУ с целью повышения эффективности работы магистральных газопроводов: Дисс. канд.технич. наук. М.- 1994.- 167 с.

66. Чернецкий Н.С. Выбор параметров пара для ПТУ с кот-лом- утилизатором // Теплоэнергетика.- 1986.- N З.-С. 14-18.

67. Ноздренко Г.В. Метод выбора параметров и рабочего тела утилизационной паросиловой ступени бинарных газопаровых установок: Дисс. канд.технич. наук. Саратов.- 1969.- 177 с.

68. Фирсин Ю.В. Комплексная оптимизация схем и параметров газовой части ПТУ с промежуточным охлаждением воздуха. Дисс. канд.технич. наук. Саратов.- 1970.- 177 с.

69. Филиппов И.И. Обеспечение приемистости и стабилизации параметров автоматизированной ПТУ со сбросом газо в котел в условиях нестационарного режима: Дисс. канд.технич. наук. М.- 1988.- 157 с.

70. Spiga М., Vannini М. Valutazione dei parametri di co-generazione con turbine a gas / Teen, ital.- 1994. -59.- N1.-С. 25—32 •

71. Трояновский Б.М. Парогазовые установки с паровыми турбинами трех давлений // Теплоэнергетика.- 1995.- N 1.- С. 75-80.

72. Соколов Е.Я., Мартынов В.А. Энергетически характеристики газотурбинных теплофикационных установок // Теплоэнергетика.- 1994.- N12.- С. 11-16.

73. Тепловые схемы ПТУ: автоматизация конструирования и расчеты / Боровков В.М., Казаров С.А., Кутахов С.А. и др. // Электрические станции.- 1994.- N7.- С. 36-40.- 133

74. Алыпаях Абдулрахман. Повышение эффективности рабочего процесса дожигающих устройств ГТД и ПГУ: Дисс. канд. тех-нич. наук. Киев.- 1986.- 53 с.

75. Аль-Сбейх Аль-Махмид Маджед. Анализ маневренных характеристик энергоблоков и выбор схем ПГУ при расширении КЭС: Дисс. канд.технич. наук. М.- 1994.- 186 с.

76. Чухин И.М. Разработка обобщенной методики расчета парогазовых электростаний и анализ их тепловой и общей экономичности: Дисс. канд.технич. наук. М.- 1983.- 193 с.

77. Сапов В.З., Гольшток Э.И. Проект Северо-Западной ТЭЦ г.Санкт-Петербург // Энергетическое строительство.- 1994. -N11.- С. 8-11.

78. Направление реконструкции теплофикационных электростанций / Вол М.А., Смирнов И.А., Хрилев Л.С., Старостенко В.И., Устинов В.М. // Теплоэнергетика.- 1992.- N19.- С. 2-7.

79. Голомолзин А.Н. Многофакторное исследование перспектив развития систем дальнего теплоснабжения на базе транспорта теплоты в химически связанном состоянии: Дисс. канд.технич. наук. М.- 1992.- С. 63 66.

80. Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. М.: Энергия. - 1978. -416 с.

81. Иванов В.А., Боровков В.М., Блинов А.Н. Выбор схемы группового регулирования агентов ТЭС неблочного типа // Энер-гомашиностроенине. 1978. -N9. - С.1-4.

82. Морозов Г.Н., Корягина Г.М., Старостенко Н.В. Парогазовые установки с парогенераторами на выхлопных газах // Энергетическое Строительство.- 1993.- N1.-C. 23-26.

83. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод / Под ред. Кузнецова Н.В.- М.: Энергия., 1973.- С. 296.

84. Морозов Г.Н., Корягина Г.М., Старостенко Н.В. Анализ эффективности энергетических установок// Сб. СЭВ "Итоги НИ-ОКР".- 1992.- N14.- С.5-11.

85. Старостенко Н.В. Модернизация ТЭС с использованием ГТУ. Сб. тр. Московского Государственного Строительного Университета "Экологическое строительство и образование".- М., 1994г.- С.91-93.

86. Рубинштейн Я.М., Щепетильников М.И. Расчет влияния изменений в тепловой схеме на экономичность электростанции.-М.: Энергия, 1969.- С.224.

87. Рубинштейн Я.М., Щепетильников М.И. Исследования реальных тепловых схем ТЭС и АЭС.- М.: Энергоиздат, 1982.- С.272.

88. Канаев А.А., Корнеев М.И. Парогазовые установки. Л.: Машиностроение. -1974. -240 с.

89. Cofer J., Reiniker J. Summer W. Adwances in Steam Path Technology // USA, GE Co.- 1992.- N 16.- P. 1-24.

90. High efficiency turbine is set for testing // Modern Power System.- 1992. N5.- P. 59-61.

91. Малкин П.А., Хабачев Л.Д. Рыночные преобразования в электроэнергетике стран Западной Европы // Энергетическое строительство.- 1995.- N4.- С. 8.

92. Методические указания по определению экономической эффективности капитальных вложений в техническое перевооружение и реконструкцию тепловых электростанций / Министерство энергетики и электрификации СССР: Введ. 21.01.1986г.- М., 1986. -36с.

93. Технические условия на газовую турбину ГТЭ-25. Шифр 24.0710651.74001-92 / Разраб. АО Турбомоторный в-д.- Екатеринбург.- 1992.- 52 с.

94. Технические условия на газовую турбину ГТЭ-15. Шифр Ж 15108010 / Разработан НПО "Заря" г.Николаев.- Николаев.-1994.- 51 с.