Эффективность и надежность работы блок-ТЭЦ в системах комплексного теплоснабжения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат технических наук Рыжов, Александр Васильевич

• Рыжов, Александр Васильевич
• кандидат технических наук
• 1998

Оглавление диссертации кандидат технических наук Рыжов, Александр Васильевич

ПРЕДИСЛОВИЕ.

ВВЕДЕНИЕ.

0.1. Анализ состояния и перспективы развития энергетики

России.

0.2. Анализ потребления теплоты и электроэнергии промышленными предприятиями.

0.3 Использование газотурбинных установок в схемах комплексного энергоснабжения.

0.4 Анализ выполненных исследований по обоснованию схем и параметров блок-ТЭЦ малой мощности на базе ГТУ.

0.5. Цель и задачи исследования.

ГЛАВА 1. ОСНОВЫ МЕТОДИКИ СИСТЕМНОГО ПОДХОДА К ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ БЛОК-ТЭЦ.

1.1. Принципы определения эффективности комбинированных установок в системах промышленного теплоснабжения.

1.2. Учет экологических факторов в технико-экономических расчетах схем теплоснабжения.

1.3. Методика учета надежности энергоустановок в системах промышленного теплоснабжения.

1.4. Методические положения оптимизации схем и параметров комбинированных установок малой мощности с учетом динамических факторов.

1.5. Выбор расчетных схем комбинированных энергоустановок промышленного типа.

Глава 2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА НАДЕЖНОСТИ

КОМБИНИРОВАННЫХ УСТАНОВОК МАЛОЙ МОЩНОСТИ .67 2.1. Расчет дополнительных затрат в системах промышленного теплоснабжения на обеспечение надежности энергоснабжения

2.2. Методика расчета структурной надежности комбинированных энергоустановок.

2.2.1. Вероятностная модель расчета надежности газотурбинной установки.

2.2.2. Вероятностная модель расчета надежности котла-утилизатора.

2.3. Методика расчета показателей надежности энергоустановок с аккумулированием теплоты.

Глава 3. ВЛИЯНИЕ НАДЕЖНОСТИ НА ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ

БЛОК-ТЭЦ.

3.1. Влияние эксплуатационной температуры газа на надежность основных элементов блок-ТЭЦ.

3.2.Выбор экономически наивыгоднейшей эксплуатационной температуры газов.

3.3. Определение оптимальной верхней температуры дожигания газов в котле-утилизаторе.

Глава 4. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ БЛОК-ТЭЦ В СИСТЕМАХ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ.

4.1. Расчет показателей надежности систем промышленного теплоснабжения.

4.2. Расчет надежности энергоснабжения потребителей от блок

4.3 Расчет оптимального уровня резервирования в системе.

4.4.Экономическая эффективность применения блок-ТЭЦ в схемах комплексного теплоснабжения.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Эффективность и надежность работы блок-ТЭЦ в системах комплексного теплоснабжения»

Топливно-энергетический комплекс страны, как и вся экономика, находятся в глубоком кризисе. Главное проявление кризиса заключается в нарушении снабжения отдельных регионов топливом и энергетической продукцией. Основной причиной этого является снижение объемов производства в нефтяной и угольной промышленности. По сравнению с 1990 г. объем добычи снизился по углю до 75% и до 88% по нефти. Добыча газа также снизилась на 15% по сравнению с 1990 г. И по прогнозам возможно снижение в ближайшие годы.

Общая выработка электроэнергии за последние годы снизилась на 25-30% в отдельных регионах страны.

В целях создания предпосылок выхода из кризиса Правительством РФ разработана Концепция энергетической политики России, которая предусматривает:

• разработку законодательных, экономических и административных мер, обеспечивающих экономические стимулы развития энергетики;

• перевод на самофинансирование предприятий ТЭК;

• уменьшение воздействия энергетики на окружающую среду;

• проведение научно-исследовательских работ в области эффективного энергоснабжения и энергосбережения;

• создание новых, высокоэффективных типов энергоустановок.

В настоящее время, исходя из требований Концепции, развитие энергетики возможно на основе относительно недорогих и высокоэффективных энергоустановок. В качестве таковых можно рассматривать установки на базе ГТУ, парогазовые установки и блок-ТЭЦ. Достоинством данных установок являются: высокие технико-экономические показатели и низкие удельные капиталовложениями.

Применению блок-ТЭЦ на базе ГТУ для нужд теплоэнергоснабжения должен предшествовать широкий комплекс научно-исследовательских проработок по определению эффективности их использования в системах тепло-энергоснабжения и их оптимизации.

Целью настоящего исследования является разработка методов и технических решений по повышению эффективности и надежности комбинированных энергоустановок на базе ГТУ малой и средней мощности в системах комплексного энергоснабжения.

Основными задачами, подлежащими исследованию, являются:

1. Разработка методики учета динамических факторов при формировании оптимальной стратегии развития энергетики.

2. Разработка метода расчета показателей надежности блок-ТЭЦ в схемах теплоэнергоснабжения.

3.Проведение оптимизационных исследований основных параметров и определение эффективности блок-ТЭЦ малой и средней мощности.

В диссертации разработаны методические положения определения технико-экономической эффективности установок малой и средней мощности с учетом динамических факторов. Разработана методика расчета показателей надежности комбинированных установок в системах теплоэнергоснабжения. Проведены расчетно-теоретические исследования влияния основных параметров тепловой схемы на надежность и эффективность блок-ТЭЦ. Проведены оптимизационные исследования основных параметров термодинамического цикла и выявлено влияние технико-экономических и системных факторов на их значения. Определена экономическая эффективность применения блок-ТЭЦ на базе ГТУ для конкретных условий.

Работа выполнена на кафедре "Теплоэнергетика", и в Проблемной лаборатории теплоэнергетических установок электростанций Саратовского Государственного технического университета.

Основные результаты, докладывались на научных конференциях и семинарах СГТУ с 1990 по 1996 гг. и опубликованы в статьях [37,38].

Автор выражает глубокую благодарность научным руководителям - Заслуженному деятелю науки и техники РСФСР, доктору технических наук, академику МАН ВШ, профессору Андрющенко Анатолию Ивановичу и кандидату технических наук, доценту Ларину Евгению Александровичу за постоянные консультации и большую помощь в процессе выполнения работы, а также всем сотрудникам кафедры "Теплоэнергетика" и Проблемной лаборатории за советы и замечания, вносимые при подготовке диссертации.

ВВЕДЕНИЕ

0.1. Анализ состояния и перспективы развития энергетики России

Энергетика России в настоящее время переживает сложный этап в своем развитии. Энергетическая программа, принятая в 1983 г., не была выполнена. Основные положения этой программы предусматривали ориентацию на развитие атомной энергетики и создание крупных комплексов ГРЭС и крупных ТЭЦ. В связи, с чем на приоритетных условиях создавались новые большие коллективы для строительства АЭС. В результате было прекращено строительство небольших тепловых и гидравлических электростанций. Такая ориентация на размещение производительных сил привела к целому ряду негативных последствий. Реально за 10 лет вместо четырех ГРЭС КАТЭКа общей мощностью 25,6 млн.кВт введены только два энергоблока по 800 МВт на Березовской ГРЭС-1. В европейской части страны вообще было прекращено строительство конденсационных блоков ТЭС.

Неудачной оказалась и попытка повысить класс энергетических объектов. На смену электростанциям с блоками 150, 200 и 300 МВт пришли крупные энергетические комплексы мощностью от 4 до 6,4 млн. кВт с агрегатами единичной мощностью по 500, 800 и 1200 МВт. Увеличение концентрации мощностей создало реальную угрозу окружающей среде и серьезно дискредитировало энергетику в глазах общественности. Вопреки ожиданиям, экономического эффекта от укрупнения агрегатов и электростанций, по существу достигнуто не было. Особенно это сказывается при строительстве крупных ТЭЦ с тепловыми сетями большой протяженности, что привело к значительной капиталоемкости, продолжительности строительства и низкой надежности эксплуатации.

Не выполнены задания энергетической программы по приросту мощностей АЭС и строительству угольных электростанций. Доля потребления мазута в 1990 г. в электроэнергетике составила 13%. Использование газа выросло с 26% в 1980 г. до 58% в 1990 г., а угля снизилась, соответственно, с 36% до 29%. Указанные сдвиги в структуре топливо-использования обусловлены стремлением удешевить строительство КЭС и переводом ТЭЦ на потребление газа в связи с тяжелой экологической обстановкой в городах.

Полный резерв мощности в системах снизился до 4-6% и ниже при нормативе в 13%. Располагаемый эксплуатационный резерв при прохождении годовых максимумов нагрузки последних лет составлял 3%, вместо 20-25% в таких странах как США, ФРГ и др.

Недостаточные объемы демонтажа и вынужденные меры по повышению длительности эксплуатации оборудования, в том числе малоэкономичного, не позволили выполнить программу по снижению удельных расходов топлива, а вызвали их увеличение.

Нарастает напряженность в топливообеспечении тепловых электростанций из-за кризиса топливных отраслей. В последние годы произошло падение добычи нефти и угля, прекратился рост добычи газа. Все это ухудшает возможность обеспечения топливом новых энергетических объектов, а в некоторых регионах не обеспечивает нужного его количества для действующих электростанций.

С целью определения путей выхода энергетики из сложившегося кризисного состояния разработан проект электроэнергетической программы России до 2010 года [43] . В программе есть ключевые подпрограммы, на реализацию которых нужно направлять наибольшие силы, средства и материальные ресурсы.

Глобальные и локальные цели Энергетической программы образуют систему целей разного уровня.

Главной целью (цель первого уровня) программы в современных условиях является - разработка и реализация новой энергетической политики, направленной на эффективное, надежное и безопасное энергоснабжение народного хозяйства в современных условиях. Пути достижения этой цели, а соответственно, и основные положения и задачи программы различны для переходного периода и последующих этапов рыночных отношений.

Важнейшей задачей ближайшего периода является создание новых организационных и технологических основ для эффективного и экономически приемлемого развития и функционирования энергетики в условиях формирования рыночных отношений. Задача следующих этапов -обеспечение конкурентоспособного, экологически чистого и безопасного развития энергетики в условиях развития рынка и с учетом возможного усиления взаимосвязи с мировым энергетическим хозяйством.

Второй уровень целей программы отражает задачи отдельных подпрограмм по основной и обеспечивающей деятельности.

Программные мероприятия (третий уровень) представляют собой конкретные задачи, формируемые по каждому конкретному направлению вместе с целевыми показателями и ресурсным обеспечением.

Достижение указанных целей возможно при реализации энергетической политики, базирующихся на следующих концептуальных положениях, которые, в свою очередь, определяют и главные задачи Энергетической программы:

• восстановление системы управления развития отрасли;

• регулирование спроса на электроэнергию;

• интенсивное энергосбережение;

•повышение радиационной безопасности АЭС и экологической чистоты ТЭС и ГЭС;

•временное максимально возможное использование ресурсов природного газа;

•подготовка к долгосрочной угольной стратегии топливообеспече-ния электростанций; •проведение политики либерализации цен на энергоносители; •формирование источников финансирования; •определение требований к рынку оборудования; •повышение сбалансированности регионов по электроэнергии; •рассредоточение энергомощностей; •реорганизация сферы строительных услуг; •обеспечение электроэнергетики трудовыми ресурсами; •согласованное и эффективное развитие энергетики в условиях суверенитета и хозяйственной самостоятельности республик и регионов;

•разработка плановых и законодательных основ развития и функционирования электроэнергетики. В Программе формулируются объективные закономерности, концептуальные положения и принципы развития отрасли в новых условиях на перспективу до 2010 года. Обосновываются масштабы и темпы энергетического строительства и структура отрасли по стране, отдельным крупным регионам, в увязке с решением общих социально-экономических задач страны и развитием смежных отраслей народного хозяйства, прежде всего - топливной промышленности, и энергетического машиностроения.

0.2. Анализ потребления теплоты и электроэнергии промышленными предприятиями

В настоящее время за счет централизованного теплоснабжения обеспечивается около 50% потребностей страны в теплоте, в том числе около 33% за счет теплофикации. В структуре топливопотребления на долю природного газа и жидкого топлива приходится около 66% общего расхода топлива. От ТЭЦ и крупных котельных обеспечивается около 50% всего теплопотребления. Вместе с тем доля мелких котельных увеличилась за последние 15 лет с 27% до 33%. Это объясняется следующими факторами:

•большим сроком сооружения ТЭЦ и значительными капиталовложениями в них и тепловые сети; •значительной загрязненностью воздушного бассейна крупных городов, что накладывает существенные экологические ограничения при строительстве ТЭЦ;

•низкой надежностью современных тепловых сетей. Все эти факторы, в сочетании с тяжелой экономической ситуацией затрудняют ввод в строй новых установок и модернизацию старых на ТЭЦ. Тем не менее, дефицит выработки теплоты, практически во всех крупных городах, требует увеличения мощности теплофикационных установок. Все это приводит к реальной необходимости создания новых, альтернативных источников, обладающих низкой стоимостью и высокими технико-экономическими показателями. В качестве таковых могут служить установки на базе газовых турбин или двигателей внутреннего сгорания: блок-ТЭЦ - для выработки промышленного пара и мини-ТЭЦ - для нужд коммунального теплоснабжения. Данные установки обладают рядом преимуществ по сравнению с традиционными. К их числу можно отнести:

-по сравнению с раздельной схемой производства энергии: •возможность достижения значительной экономии топлива посредством комбинированной выработки энергии; •высокая надежность электро- и теплоснабжения; -по сравнению с действующими ТЭЦ: •значительно меньшая длина теплоснабжающих сетей; •высокая маневренность силового оборудования; •низкие удельные капитальные затраты;

•высокий уровень автоматизации, что позволяет значительно сократить численность обслуживающего персонала; •более высокая эффективность природоохранных мероприятий; •высокая степень заводской готовности, что значительно сокращает сроки строительства; •значительно меньшая площадь отчуждаемых земель. Для решения вопроса о выборе оптимальной структуры генерирующих мощностей необходимо в каждом конкретном случае проанализировать ситуационный план районов промышленно-городской агломерации (ПГА), каждый из которых имеет свои специфические особенности: производственную структуру, расчетную тепловую нагрузку и долю промышленной и коммунально- бытовой нагрузки.

Значительное влияние на формирование структуры энергосистемы оказывают режимы электро- и теплопотребления. В таблице 0.1 показаны характеристики режимов теплопотребления промышленных предприятий крупных отраслей промышленности [75].

На рис. 0.1. и в табл. 0.1. по данным [59,75] приведены годовые графики теплопотребления предприятий наиболее энергоемких отраслей. Среднемесячная нагрузка в летний период колеблется от 50% до

70% от среднезимней, минимальная среднесуточная нагрузка летнего рабочего дня колеблется от 40% до 25%.

Особенности теплопотребления предприятий различных отраслей промышленности следующие:

•теплопотребление является низкотемпературным (до 200 °С) •главным параметром теплоносителя является температура пара, необходимая для ведения оптимального технологического режима;

•имеется четко выраженная зависимость объемов потребления теплоты на технологические нужды от температуры наружного воздуха.

Таблица 0.1

Теплопотребление основных промышленных предприятий

Показатель Разм НХК ХК НПЗ ЦБК ЧМ МСК среднемесячная нагрузка технологического теплопотребления зима весна, осень лето

100 100 100 100 100 100

84-85 81 78 75 69-73 66

70-72 67 65 62 56 53

Максимальная среднесуточная нагрузка летнего рабочего дня % 43 40 37 34 27-30 25

Доля технологического теплопотребления % 85-90 80-85 75-80 70-75 45-65 30-65 в том числе пар 0.8.1.5 МПа % 80-90 70-80 60-70 50-60 35-55 20-25

Календарное число часов работы ч 7500 7500 7500 8000 8000 7000

Число часов использования максимальной технологической нагрузки ч 5600 5600 5600 5150 4700-5200 4300-4500

НХК-нефтехимический комбинат, ХК- химический комбинат, НПЗ- нефтеперерабатывающий завод, ЦБК- целлюлозно-бумажный комбинат, ЧМ- комбинат черной металлургии, МСК- машиностроительный комбинат (завод).

V При осуществлении промысленного теплоснабжении от ТЭЦ проявляются следующие недостатки:

•несоответствие параметров отборного пара турбин ТЭЦ требуемым параметрам технологического пара; •недостаточное и в ряде случаев нерациональное использование вторичных энергоресурсов предприятия; •большие потери конденсата;

•недостаточное использование горячей воды на технологические нужды ряда производств; •отсутствие местного регулирования систем теплоснабжения, что приводит к завышению температуры обратной сетевой воды.

Рис 0.1. Годовые графики теплопотребления основных промышленных предприятий (1-НХК, 2-ХК, З-НПЗ, 4-ЦБК, 5-ЧМ, 6-ЦМ, 7-МСК, 8

Коммунально-бытовая)

В таблицах 0.2 и 0.3 приведены основные температурные уровни целевых теплоносителей и параметры греющего пара ТЭЦ ряда производств органического синтеза и искусственного волокна, которые характеризуются разнообразным температурным режимом технологических процессов и, следовательно, требуют различных параметров технологического пара.

Таблица 0.2

Основные параметры целевого и греющего теплоносителя комбината органического синтеза п.п Производство (установка) Целевой теплоноситель Греющий теплоноситель

Р, МПа ^ЦЗ С Р, МПа

1 Этилового спирта 40-150 0.2-0.7 250 1.0

2 Гидрация этилена 300 7.5 500 9.0

3 Фенола и ацетона 62-186 0.2-0.8 250 1.0-3.0

4 Ацетилена 60-172 0.3-1.6 250-315 1.0-3.0

5 Нитрилакриловой кислоты 30-105 0.5 250 0.1

6 Нитрона 25-133 0.3-1.1 250-315 0.1-0.3

Теплопотребление ХК органического синтеза (таблица 0.2) в основном является средне и низкотемпературным [74]. Около 70% всей потребленной теплоты расходуется на нагрев технологических продуктов до температуры 130-150 °С. Исключением является процесс гидра-ции этилена в спирт, требующий пар давлением 7,5 МПа с температурой 300-400°С. На эжекторные установки требуется пар давлением 0.8-1.2 МПа.

Теплопотребление основных производств комбинатов искусственного волокна (таблица 0.3) также является низкотемпературным. Около 90% всей потребляемой теплоты расходуется на нагрев сетевой воды до 100 °С [75]. Исключением является штапельное производство, где для эвакуаторов требуется .поддерживать температуру пара на уровне 360-375°С.

Таблица 0.3

Основные параметры целевого и греющего теплоносителей химкомбината искусственного волокна п. п. Производство (установка) Целевой теплоноситель Греющий теплоноситель t °С Р, МПа t °С Р, МПа

1 Капрона и штапеля 25-100 0.4-0.6 250-300 1.0

2 Ацетатное 40-120 0.3-0.55 250-300 1.0

3 Эфиров 40-132 0.3-0.5 250-300 1.0

4 Корда и целлофана 26-190 0.3-0.7 250-350 0.85-3.0

5 Сероуглерода 120-130 0.6 230 0.85

6 Нагрев пара в эвакуаторах 375 0.61 250-300 1.0

ХК органического синтеза и искусственного волокна относятся к предприятиям с непрерывными технологическим циклом. Суточные графики теплопотребления имеют равномерный характер (колебания составляют 3-4%) [95] . Месячные графики имеют большую неравномерность (5-8%).

Химкомбинаты являются не только крупными потребителями тепловой энергии, но и имеют большое количество собственных ВЭР. По балансу выхода ВЭР могут покрывать значительную долю как технологической, так и теплофикационной нагрузки. На ХК органического синтеза ВЭР появляются при производстве этилового спирта, получения серы и пиролиза углеводородов . Возможное количество теплоты за счет утилизации ВЭР составляет 11,5% от общей потребности предприятия. На ХК искусственного волокна значительная часть вторичных энергоресурсов образовывается при производстве серной кислоты. Возможная доля теплоты, покрываемая за счет ВЭР, составляет 6,5% от общей потребности предприятия в тепловой энергии.

Особенности теплопотребления нефтеперерабатывающих предприятий [72, 75] заключаются, прежде всего, в неравномерности графика годового потребления теплоты ( снижение летом на 40-50%), а также в использовании перегретого пара давлением Рп=0,2-0,3 МПа, и температурой ^=350-400 °С) на технологические нужды.

Вместе с тем при теплоснабжении НПЗ от ТЭЦ имеется несоответствие параметров отборного пара ТЭЦ требуемым параметрам технологических процессов НПЗ и недостаточное использование вторичных энергоресурсов.

Оптимальный режим технологических процессов завода может быть обеспечен только при поддержании температурного уровня заданного для каждого из производимых продуктов. В таблице 0.4 указаны целевые температурные уровни и относительные доли (в процентах) расхода пара на основные производства НПЗ.

Из таблицы видно, что около 40-50% общего теплопотребления используется на собственные нужды производства, в том числе на распы-ливание топлива в форсунках печей и др. В топливном и масляном производствах около 20-30% пара используется для нагрева целевых продуктов до 120 °С. Низкотемпературные процессы ряда производств НПЗ П влекут за собой дросселирование пара давлением 1.6 МПа в теплопунктах предприятия и пережог топлива на ТЭЦ. Перегретый пар, давлением 0.2-0.3 МПа, температурой 350-400 °С, используемый в ретификацион- ^ ных колоннах, получают путем дросселирования пара 1.6 МПа с последующим его нагревом в печах. Нагрев целевых продуктов до температур 190-200 °С производят паром давлением 3.4-4.5 МПа, отпускаемого от ТЭЦ, через РОУ.

Таблица 0.4

Доля потребления пара различных параметров основными производствами НПЗ.

Наименование Целевая температура, °С Силовые п.п производства теплообменники колонны нужды и

ДО 120 130-140 150-190 200-220 до 270 270-400 обогрев, %

1 Топливное 33.1 - - - 3.5 14.2 49.2

2 Масляное 23.0 8.35 13.2 7.9 5.1 3.0 39.45

3 Нефтехимическое 15.0 60 10 - - - 15.0

4 Каталитическое 8.32 7.5 39.6 - 4.3 - 40.33

Из вышеизложенного видно, что энергоснабжение крупных комбинатов от ТЭЦ обладает рядом недостатков: нерациональное использование теплоты высокого потенциала отборного пара, слабое использование ВЭР на предприятиях. Применение блок-ТЭЦ позволит в определенной степени снять эти проблемы, что приведет к значительной экономии топлива в системе.

0.3 Использование газотурбинных установок в схемах комплексного энергоснабжения.

В развитых странах мира, прежде всего США, Германии и Японии, несмотря на наличие мощных ТЭС, АЭС и ГЭС для теплоэнергоснаб-жения потребителей широко используют автономные источники на базе ГТУ и ДВС малой и средней мощности. Количество их достигло нескольких десятков тысяч Характерным является разнообразный парк машин. В Финляндии к концу 1993 г. эксплуатировались и строились 16 ПГУ и ГТУ ТЭЦ, основные характеристики которых приведены в таблице 0.5 [84].

Таблица 0.5

Характеристики парогазовых и газотурбинных ТЭЦ в Финляндии

Название ТЭЦ Число Тип Мощность, МВт Тип установки

ГТУ ГТУ электр Теплов.

Mertianiemi 1 1 GT20 35 47 ГТУ ТЭЦ, отопительная, котел-утилизатор

Nestle Оу 1 GT20 34 60 ГТУ ТЭЦ, промышленная, ко-тел-утилизатор с дожиганием

Mertianiemi 2 2 GT20 148 150 ПГУ ТЭЦ, промышленная, ко-тел-утилизатор с дожиганием

Kymi-Kymmene 1 М5 25 40 ГТУ ТЭЦ, промышленная, котел-утилизатор с дожиганием

Tampela Оу 1 GT20 40 106 ГТУ ТЭЦ, промышленная, котел-утилизатор с дожиганием

Продолжение таблицы 0.5

1 2 3 4 5 6

Kymijarve 1 M6 51 40 ПТУ ТЭЦ, отопительная, угольный котел

Koyvola 1 M6 40 70 ГТУ ТЭЦ, отопительная, во-доподогреватель

Imatra 2 Gen.H 8 16 ГТУ ТЭЦ, отопительная, во-доподогреватель

Hastola 1 Gen.H 4 8 ГТУ ТЭЦ, отопительная, во-доподогреватель

Lielahti 2 M6 132 152 ПГУ ТЭЦ, промышленная, котел-утилизатор с дожиганием

Vanaja 1 M6 52 57 ПГУ ТЭЦ, отопительная, угольный котел

Suomenoja 1 M6 51 40 ПГУ ТЭЦ, отопительная, угольный котел

Neste Oy 1 M6 40 70 ПГУ ТЭЦ, отопительная, угольный котел

Kerava 1 Gen.H 4 8 ГТУ ТЭЦ, отопительная, во-доподогреватель

Sananmaki 1 M6 42 70 ГТУ ТЭЦ, отопительная, котел-утилизатор

Vnosaari 2 V.64 158 147 ПГУ ТЭЦ, отопительная, ко-тел-утилизатор

Их общая установленная мощность составила 675 МВт. (более 5% мощности всех электростанций), а тепловая 866 МВт. (около 20% общей тепловой мощности). На этих ТЭЦ установлено 16 ГТУ средней (35-55 МВт.) мощности поставленных фирмами Fiat (GT20), Alsthom, General

Electruc, AEG-Kanis, Simens, а также 4 стандартных модуля с ГТУ, электрической мощностью 4 МВт., фирмы ABB.

Несколько ГТУ установлены на ТЭЦ, как надстройка к теплофикационным паровым установкам, котлы которых работают на угле. Использование таких схем приводит не только к увеличению мощности установок, но и к уменьшению удельных расходов топлива и улучшению маневренных характеристик установок. Высокая температура сбрасываемых в котел газов улучшает процесс горения в топке, что позволяет сжигать низкосортный уголь, без дополнительной "подсветки " мазутом.

ГТУ типа М6В в г. Коувола мощностью 49 МВт. работает с 1988 г. Отпуск теплоты осуществляется за счет охлаждения отработанных газов ГТУ в газо-водяном подогревателе с 530 до 80-90 °С, коэффициент использования теплоты топлива составляет 80-84%. На ТЭЦ установлены 3 дополнительных котла суммарной тепловой мощностью 48 МВт. и аккумулятор горячей воды (95 °С) емкостью 10000 м3 (450 МВт/ч). Расчетная температура прямой воды 115 °С, обратной 50 °С. Суммарные капиталовложения составили 40 млн. марок ФРГ, в том числе: на ГТУ -36%, котельную и насосы - 12%, ГВП - 8%, аккумуляторная - 5%, Электрооборудование - 11%, автоматика - 4%, строительство - 12%, проектирование и надзор - 2%. Установка работает 3.5-4.0 тыс. часов в год при 100-150 пусках.

В США только фирма General Electric поставила для промышленных ТЭЦ к концу 1989 г. около 50 ГТУ типа Мб и М10, с которыми сооружено или заказано несколько крупных электростанций (таблица 0.6).

ТЭЦ Bayport расположена вблизи Хьюстона и оснащена ГТУ типа М7Е, с установкой котлов утилизаторов двух давлений с естественной циркуляцией и сжиганием дополнительного топлива в камерах дожигания. Каждый котел-утилизатор производительностью 142 тонны пара в ч с параметрами 6 МПа и 420 °С и 15 т/час насыщенного с давлением 1.4 МПа

Путем различного сочетания числа работающих агрегатов, регулирования расхода воздуха через ГТУ (с помощью поворотного воздухо-направляющего аппарата компрессора), изменением количества дополнительно сжигаемого топлива в камерах дожигания, достигается высокая экономичность станции в широком диапазоне режимов. Выработанный на ТЭЦ пар используется в установках разделения воздуха для получения кислорода, азота и аргона, а также других нужд расположенного вблизи химического предприятия.

ТЭЦ Kern River вырабатывает электроэнергию и пар для закачки в пласт и извлечения из него вязкой нефти. Мощность каждой из четырех установленных на ней ГТУ составляет 75 МВт при температуре наружного воздуха 27 °С. ГТУ оборудованы испарительными охладителями засасываемого воздуха для сохранения мощности при повышении температуры выше расчетной. В качестве топлива используется газ или жидкий дистиллят. Газы после ГТУ сбрасываются в котел - утилизатор, который вырабатывает 195 т/ч влажного пара с давлением 5,5 МПа и степенью сухости 0,8. В таблице 0.6 приведены основные характеристики некоторых ГТУ ТЭЦ [100] . Анализ их эксплуатации за последние 10 лет показывает высокую надежность их работы. Средний коэффициент готовности составил 95,7%, коэффициент использования мощности 85%.

Таким образом, ПГУ и ГТУ ТЭЦ в течение последних 20 лет заняли прочное место в энергетике ведущих развитых, а также развивающихся стран, с заметной долей нефти и газа в топливном балансе.

За редким исключением все выпускаемые ГТУ выполнены по простому термодинамическому циклу. По уровню мощности их можно разбить на три группы: малой мощности Мэл<25 МВт, средней мощности от 25 до 65 МВт, и большой мощности - свыше 65 Мвт.

Таблица 0.6

Характеристики газотурбинных ТЭЦ в США

Название Год ввода в Число ГТУ Мощность, Общая нара

ТЭЦ эксплуатац. МВт ботка тыс. ч

Lake-Chares 1978-86 4 370 253

La Port 1982-86 2+ПТ 225 58.7

Bayport 1985 4 300 164.3

Kerry River 1985 4 300 158.8

Lieghondale 1986 5 390 169.3

Seecamor 1988 4 300 26.8

Watson 1988 4+ПТ 390 70

Midway 1983 3 240 24

Sanset

Point Comfort 1991 5 340

Lingen 1991 5+ПТ 418

Для мини-ТЭЦ как правило используются установки малой, а для блок-ТЭЦ - средней мощности. Показатели эффективности ГТУ постоянно улучшаются за счет внедрения новых технологий в турбинострое-ние (в том числе конверсионных). Уровень начальных температур газа к 2000 г. поднимется до 1300°С и соответственно КПД до 38% [90] . Удельные кап затраты при этом должны понизится с 340 до 325 $/кВт [89] . В дальнейшем за счет применения новых материалов и перспективных способов охлаждения планируется приблизить КПД ГТУ к ПТУ. Средний срок службы газовой турбины составляет 10-12 лет, а срок службы блок-ТЭЦ 30-35 лет, что позволяет улучшать ее показатели, заменяя устаревшее оборудование на более высокоэффективное, через меньший период времени, чем это возможно на ПТУ ТЭЦ.

В России ориентация на централизованное энергоснабжение привели к созданию мощных ТЭС, АЭС и ГЭС мощностью до 4000-6000 МВт. Отсутствие в системах энергоснабжения России мелких независимых производителей обусловлено следующими основными факторами: •отсутствие экономического механизма и заинтересованности собственного энергопроизводства; •отставание отечественного энергомашиностроения от мирового уровня, как по номенклатуре, так и по технико-экономическим показателям оборудования; •неразвитость рынка оборудования и чрезмерный рост цен на него вследствие монополизма производителя; •временное снижение потребления электроэнергии и теплоты.

Серьезное отставание отечественного энергомашиностроения по качеству и надежности оборудования, уровню автоматизации, технологии ремонта, удельной численности эксплуатационного персонала характеризуется следующим:

•по безотказности (наработке на отказ) отечественное оборудование уступает зарубежному более чем в 2 раза, •проектируемые и эксплуатируемые ГТУ, малой и средней мощо ности, имеют выбросы окислов азота до 50-40 мг/м в уходящих газах, отечественные - в 3-4 раза выше.

Снижение в последние годы потребности в энергооборудовании заставляет энергомашиностроительные заводы переориентироваться на другие виды продукции. Возвращение к выпуску энергетического оборудования в прежних объемах потребует значительных инвестиций в энергомашиностроение.

Развитие внутреннего рынка возможно только при условии ориентации на достижение научно - технического прогресса, которые обеспечат экологически приемлемое, надежное, безопасное и ресурсосберегающее удовлетворение потребителей в электрической и тепловой энергии.

Основные требования, предъявляемые к энергоустановкам малой и средней мощности можно свести к следующему:

•создание и серийное производство высокотемпературных, высокоэффективных газотурбинных установок, мощностью до 16-25 МВт, с КПД не ниже 31-32% и строительство ПГУ на их основе; •организация системы сервисного обслуживания фирмами - изготовителями оборудования, что увеличивает межремонтные сроки, решит проблему запасных частей и повысит надежность работы;

•серийное производство блочно - комплексных энергетических газотурбинных и парогазовых установок, малой и средней мощности, на температуру газов до 1300°С; •доведение наработки на отказ ГТУ до 6000-7000 часов, а автоматизированных систем управления до 50-100 тыс. часов; •более широкое использование новых жаропрочных материалов, коррозионностойких, в том числе и неметаллических на основе керамики, для ответственных элементов газовых турбин и котлов - утилизаторов;

•разработка и серийное производство сертифицированной контрольно - измерительной аппаратуры, а также средств диагностики технического состояния оборудования, систем диагностического контроля и мониторинга окружающей среды.

Учитывая относительно низкий технический уровень энергетического оборудования, с целью его значительного повышения целесообразно ориентироваться на передовую технологию отечественного оборонного комплекса и развивать кооперацию с зарубежными фирмами в производстве оборудования. Это позволит уже в ближайшее время получить качественное и надежное энергетическое оборудование.

Производственной базой децентрализации энергопроизводства в России является нарождающийся рынок энергетических установок, создаваемых не только на энергомашиностроительных заводов, но и на основе агрегатов военной техники. Предприятия оборонного комплекса, находясь в условиях резкого сокращения военных заказов, могут начать серийное производство электростанций малой и средней мощности (от 0.5 до 60 МВт), использующих практически все виды первичных и вторичных топливо - энергетических ресурсов.

В ближайшие пять лет наибольший эффект может дать конвертирование как части серийной продукции оборонных предприятий, так и отдельных, морально устаревших или сокращаемых по международным соглашениям систем вооружения. В результате этого могут быть разработаны и внедрены в производство электроэнергии и теплоты, следующие виды высокоавтоматизированных экологически приемлемых модульных установок малой и средней мощности [33]:

•теплофикационные ГТУ на базе газотурбинных двигателей самолетов, судов и колесно - гусеничных машин, электрической мощностью от 50 до 60 ООО кВт и тепловой мощностью от 0.5 до 80 ГКал/ч, для установки в месте размещения отопительных и промышленных котельных, работающих на природном газе; •теплофикационные паросиловые установки малой мощности с противодавлением на промышленные параметры пара (1.4 МПа и

225 °С) мощностью до 1200 кВт и тепловой мощностью до 10 ГКал/ч, работающих на мазуте и твердом топливе; •теплофикационные дизельные установки, для децентрализованного теплоснабжения, на базе двигателей судов, колесных и гусеничных машин единичной электрической мощностью до 4 МВт и тепловой мощностью до 4 ГКал/ч; •паросиловой и газотурбинный привод с утилизацией тепла, мощностью до 20 МВт, для энергоснабжения нефтяных и газодобывающих комплексов.

Производственные мощности оборонных отраслей промышленности в состоянии обеспечить, в ближайшие годы, высококачественным оборудованием и приборами любые потребности промышленной, коммунально-бытовой и сельской энергетики России. Потенциал оборонной промышленности, по производству указанных видов энергоустановок для ТЭС, в десятки раз превосходит потенциал энергомашиностроительных заводов. Разработка новых типов установок на базе конверсии военной техники, имеет в 3-5 раз меньшую инерционность, чем создание аналогичной техники в гражданской промышленности. В таблицах 0.7 и 0.8 приведены характеристики оборудования, выпускаемого или готового к серийному производству предприятиями оборонного комплекса и гражданского энергомашиностроения.

Эффективность использования установок малой и средней мощности, производимых оборонной промышленностью, определяют следующие факторы:

•снижение себестоимости производства электроэнергии и теплоты за счет комбинированной их выработки и использования более совершенного оборудования; •Повышение надежности энергоснабжения;

•независимость режима работы потребителей от режима работы системы:

•снижение масштабов отчуждения территорий под крупное энергетическое строительство: более простое решение вопроса экологической безопасности и снижение затрат на охрану окружающей среды.

Таблица 0.7

Конверсионные ГТУ малой и средней мощности

Тип установки Установленная мощность Эффективный кпд электрическая МВт тепл овая горячая вода, ГКал/ч пар, т/ч

НК-37 25 18.2 31.1 36.4

НК-32СТ 25 27.0 46.1 34.0

НК-12СТ 6.3 5.1 8.7 26.3

НК-14СТ 8 8.3 14.2 32.0

НК-40СТ 10 7.4 12.7 34.0

НК-91СТ 20 16.9 29.0 31.0

ГТУ-89СТ-20 20 22.5 38.5 32.0

ГТГ-12 12 12.3 21.1 28.0

АЛ-31СТЭ 20.2 19.6 33.4 34.0

ПС-90ЭУ 25 15.8 27.1 41.0

Р-29-300 20.2 24.2 41.3 30.0

НК-39 16 11.3 19.3 38.0

НК-16СТ 16 17.6 30.1 29.0

ТВО-Ю 0.35 0.6 0.9 22.0

РД-33 12.5 10.7 18.3 31.8

ТВД-10 0.5 0.8 1.4 21.0

ТВД-1500 0.7 0.9 1.6 27.0

ТВЗ-117 1.1 1.3 2.3 25.0

ТВ7-117Е 1.5 2.0 3.4 27.0

Таблица 0.8

Основные характеристики энергетических ГТУ

Тип ГТУ, изготовитель и год Номиналь Началь- Темпера- КПД выпуска -ная мощ- ная тем- тура ухо- % ность, пература дящих га-

МВт ,°с зов, °С

ГТЭ-45, ХТЗ, 1989 54 900 465 28.0

ГТН-16, ТМЗ, 1983 16.8 920 430 29.5

ГТЭ-25, ТМЗ. 1993 25.5 1060 460 32.3

ГТЭ-45У, ТМЗ, 1995 40.2 1230 556 33.8

ГТЭ-30, НЗЛ, 1990 30 900 400 29.0

НК-16, КМЗ, СЕРИЯ 16 860 370 28.5

НК-30, КМЗ, 1990 24 960 493 31.7

НК-37, КМЗ, 1994 25 — 425 36.7

ГТГ-17, ЮТЗ, 1990 17.6 1070 410 34.5

ГТГ-25, ЮТЗ, — 26 1220 470 35.3

ГТГ-50, ЮТЗ, — 50 1200 — 36.0

НК-16, КАЗ, СЕРИЯ 16 793 370 28.6

НК-91, КАЗ, ПРОЕКТ 20 922 377 31.0

АЛ-31, СТЭ УАЗ, ПРОЕКТ 20 1252 518 36.5

ГТУ-89, ОАЗ, ПРОЕКТ 22 1000 440 32.0

А-18Т, ЗМС, ПРОЕКТ 20 1177 450 35.0

Р-29-300, ЗКО, ПРОЕКТ 20 957 457 30.0

ПС-90ЭУ, ПАЗ, ПРОЕКТ 20 1157 444 36.7

ХТЗ - Харьковский турбинный завод, ТМЗ - турбомоторный завод, НЗЛ - Невский завод, КМЗ - Самарский моторный завод, ЮТЗ - Южный турбинный завод, КАЗ - Казанский авиационный завод, УАЗ - Уфимский авиационный завод, ОАЗ - Омский авиационный завод, ЗМС - Завод "Мотостроитель", ЗКО - завод "Красный Октябрь", ПАЗ - Пермский авиационный завод.

Возможности размещения и потенциальные масштабы развития энергетических объектов малой и средней мощности на территории России велики. Основные принципы размещения таких установок, в том числе и в качестве надстройки существующих паровых и водогрейных котлов, состоят в следующем:

•абсолютный прирост расхода органического топлива (в основном природного газа), для выработки электроэнергии в пределах рассматриваемой территории, должен быть минимальным; •энергоустановки должны иметь минимальные выбросы вредных веществ в окружающую среду и минимальное водопотребление; •увеличение потребления природного газа должно планироваться как повышение тепловой экономичности установок с улучшением экологических характеристик оборудования.

Суммарные электрические мощности ГТУ и паросиловых установок малой мощности, создаваемые по линии конверсии оборонной промышленности, которые могут быть установлены только на действующих промышленных, коммунальных и сельских котельных России, может составить около 175 ГВт, в том числе 150 ГВт - ГТУ ТЭЦ. Суммарный расход топлива на эти установки составит 125 млн. т.у.т. в год. Отпуск такого же количества электроэнергии от других источников, например КЭС, потребует в полтора раза большее количество топлива (однако это топливо может быть менее дефицитным).

Широкое использование энергоустановок малой мощности, на базе конверсионного энергетического оборудования, может дать существенное повышение надежности энергоснабжения потребителей, на 20-30% сокращение расхода природного газа. При этом одновременно может быть существенно улучшена экологическая обстановка в местах производства электроэнергии, что делает эти установки социально приемлемыми.

Использование блок-ТЭЦ на предприятиях топливных отраслей ТЭК страны позволит ввести в топливный баланс ресурсы, относящиеся сегодня к технологическим потерям.

На предприятиях нефте- и газодобычи наиболее эффективно использование блок-ТЭЦ, теплота от которых может быть использована не только для технологических нужд, но и для теплоснабжения близлежащих поселков. ГТУ ТЭЦ с дожимными компрессорами, работающими на природном газе низкого давления, позволят продлить эксплуатацию отработавших месторождений нефти и газа для энергоснабжения ближайших потребителей.

На предприятиях транспорта газа можно в два раза сократить непроизводительные расходы газа на собственные нужды, если перевести компрессорные станции на электропривод, а электроэнергию вырабатывать на специализированных блок-ТЭЦ.

В сложившихся условиях государство не в состоянии финансировать долгосрочные, рассчитанные на 10-15 лет, разработки и сооружение больших серийных энергоблоков новых типов. Нарождающиеся коммерческие структуры также не в состоянии финансировать капиталоемкие и долгосрочные проекты. Иностранный капитал, вследствие нестабильности политической ситуации, неохотно делает инвестиции в энергетику страны.

Инвестиционная политика в сложившейся ситуации должна учитывать следующие факторы:

• полное отсутствие государственных ассигнований на развитие энергетики;

• удорожание строительства вследствие роста цен, в том числе и за счет инфляционных процессов, на оборудование и материалы;

• ограниченные возможности финансирования строительства за счет собственных средств;

• отсутствие экономических стимулов и правовых гарантий для привлечения в отрасль свободного капитала.

Представляются возможными следующие источники финансирования энергетического строительства:

• внебюджетные фонды целевого назначения, создаваемые за счет отчислений от тарифов;

• накопленные средства предприятий, образуемые из амортизационного фонда и отчислений из прибыли;

• местные инвестиции в государственный бюджет;

• льготные кредиты под гарантию государства;

• привлечение финансовой помощи из-за рубежа.

Объемы собственных источников инвестиций в настоящее время невелики, т.к. высокие темпы инфляции делают их, а также внебюджетные и амортизационные фонды, недостаточными для финансирования долгосрочных и среднесрочных кредитов. В настоящее время целесообразными являются краткосрочные программы. Время осуществления которых, включая научную проработку, выполнение ТЭО, проектирование, размещение заказов, поставку оборудования, строительно-монтажные работы, лицензирование и пуск, не превышает 3-5 лет. Именно таким условиям удовлетворяют установки малой и средней мощности на базе ГТУ.

Все вышеизложенное позволяет сделать вывод, что на современном этапе развитие промышленной энергетики возможно главным образом на основе создания децентрализованных источников энергии на базе блок-ТЭЦ малой и средней мощности.

0.4 Анализ выполненных исследований по обоснованию схем и параметров блок-ТЭЦ малой мощности на базе ГТУ.

В настоящее время во многих странах получили широкое применение комбинированные теплофикационные установки малой мощности на базе ГТУ или ДВС. Как правило, эти установки не принадлежат энергосистемам, но отдают им избыток вырабатываемой энергии. Установленная мощность блок-ТЭЦ на крупных предприятиях достигает десятков мегаватт, а мелких (фермерские хозяйства, магазины, конторы и т.д.) от 50 кВт до 5-7 МВт. В ФРГ и Японии владельцы крупных магазинов, гостиниц и др. социальных объектов в административном порядке обязываются устанавливать блок-ТЭЦ для собственного энергоснабжения [86,92].

Конструктивными особенностями блок-ТЭЦ являются: простота тепловой схемы и высокая степень заводской готовности. Монтаж их, в зависимости от мощности занимает до 2-3 месяцев. Данные особенности определяют низкие удельные капвложения [95] и высокие показатели надежности по отпуску электроэнергии и теплоты. Широкое применение этих установок обуславливает большой объем научных изысканий по обоснованию схемных и параметрических решений.

В результате анализа зарубежных работ [82,88,91] видно, что, как правило, блок-ТЭЦ выполнены по простейшему термодинамическому циклу, с простой тепловой схемой. Одна из таких схем, являющейся обобщающей представлена на рис. 0.2.

В составе теплофикационной блок-ТЭЦ вместо котла-утилизатора (КУ) с дожигательным устройством может устанавливаться КУ без дожигания, либо газо-водяной подогреватель сетевой воды. В этом случае, в схеме обязательно должен присутствовать аккумулятор теплоты для обеспечения покрытия пиков теплового графика энергоснабжения. При наличии дожигательного устройства, аккумулятор не является обязательным элементом схемы. Котел может работать в двух режимах: утилизационном - при работе ГТУ и автономном - при неработающей ГТУ за счет сжигания топлива в камере дожигания.

В схемах установок, используемых для нужд промышленного теплоснабжения аккумуляторы, как правило, не предусмотрены, так как в котлах-утилизаторах установлены камеры дожигания и относительно равномерных суточных графиков потребления пара. Для обеспечения покрытия максимумов тепловых нагрузок в схеме может быть установлен пиковый паровой или водогрейный котел.

Для улучшения технических характеристик установок на базе ГТУ применяются следующие методы:

•повышение начальной температуры газов на входе в турбину; •выбор оптимальной степени повышения давления в компрессоре; •выбор конструктивной оптимальной схемы блок-ТЭЦ.

На сегодняшний день освоенным уровнем температур для ГТУ ведущих фирм является 1200-1300 °С и 900-950 °С для машин отечественного производства. Такое отставание объясняется тем, что в нашей стране ГТУ для нужд энергетики практически не используются. Основной парк машин работает в газовой промышленности, где уровень начальных температур ограничен условиями безопасности перекачки газа. топливо воздух Камера сгорания

Воздушный компрессор

Газовая турбина топливо уход.газы

Котел-утилизатор с камерой дожи

Аккумулятор теплоты

Рис. 0.2. Принципиальная тепловая схема блок-ТЭЦ

В настоящее время проводятся исследования, по применению новых материалов на основе керамических соединений, для высокотемпературных элементов газовых турбин. Использование новых материалов позволяет выйти на уровень температур до 1600 °С и тем самым повысить КПД ГТУ до 40% а ПТУ до 58% [94]. При этом повышение экономичности сопровождается снижением удельных капвложений до 5-10%.

Переход к новым экономическим отношениям в нашей стране и в странах бывшего Экономического содружества, стимулировали научные изыскания в области использования установок малой мощности. В работах [11,27] показаны пути улучшения технико-экономических показателей ГТУ, в том числе путем увеличения начальной температуры газов до 1300 °С, определения степени повышения давления в компрессоре. Недостатком этих работ, является не учет режимов работы установки в реальных энергосистемах и взаимного влияния котла-утилизатора и газовой турбины. В работах ВНИПИЭнергопрома [13] рассматриваются технические аспекты применения блок-ТЭЦ, в том числе необходимость установки газо-дожимной компрессорной станции, для повышения давления газа до уровня 1-2 МПа, необходимого для нормальной работы ГТУ. Наличие зоны отчуждения, по условиям безопасности (до 500 м), ограничивает их применение в зонах городской застройки. Также отмечается трудность надстройки существующих водогрейных котлов газовыми турбинами, по условиям компоновки котельных, а промышленное производство специализированных котлов-утилизаторов не налажено. В целом делается вывод об экономической нецелесообразности использования блок-ТЭЦ на данном этапе развития энергетики. В рецензии на эту статью [79], отмечается, что применение конвертируемых авиационных ГТД, имеющих собственную систему повышения давления топлива, позволяет исключить проблему дожимных компрессорных станций. Проблема отсутствия котлов-утилизаторов также разрешима, в газовой промышленности созданы и широко используются специальные теплообменники для нагрева воды уходящими газами ГТУ. Конструкция их позволяет, путем набора необходимого количества стандартных модулей, утилизировать теплоту уходящих газов в широком диапазоне мощностей газовых турбин (от 1 до 25 МВт) [79].

В работах БПИ [23-25] даются методические основы определения оптимальных параметров блок-ТЭЦ, с учетом взаимосвязи котла-утилизатора с газотурбинной установкой. Основными оптимизируемыми параметрами являются начальная температура газов, степень повышения давления в компрессоре и коэффициент теплофикации установки. В качестве критерия выбора оптимального решения принят максимум системного эффекта, в основу которого заложен расход топлива в теплоснабжающей системе. Недостаток данных исследований - не учет режимов работы ГТУ в системе, не учет факторов надежности и влияния изменения температуры наружного воздуха, что приводит к ошибке при определении расходов топлива в системе.

Общим недостатком всех работ является не учет динамических факторов развития энергосистем, к которым относятся: изменения цен на топливо и оборудование, изменение уровня энергопотребления в системе и связанных с этим режима работы энергоустановок, динамика ввода и вывода оборудования в эксплуатацию и пр.

Недостаточно проработанными являются вопросы расчета и обеспечения надежности комбинированных энергоустановок. В работах ВНИПИЭнергопрома [44] приведен анализ и разработана нормативная база времени восстановления теплоснабжения при отказах теплопроводов, установлена зависимость времени восстановления от характеристик теплопроводов и состава аварийно-восстановительной службы. В этих работах также не рассматривается влияние источника на надежность теплоснабжения.

В настоящее время достаточно полно разработаны основы методики расчета надежности одно-целевых установок [44,64] в системах теплоснабжения и нет достаточно точной методики расчета надежности теплоснабжающих систем. Не разработана методика позволяющая учесть временное резервирование в системах теплоснабжения, и требуют решения вопросы вероятностной оценки надежности систем с временным резервированием.

0.5. Цель и задачи исследования

Проведенный анализ состояния и тенденций развития теплоэнерго-снабжающих систем в стране показал, что одним из перспективных направлений развития энергетики в новых экономических условиях является децентрализация энергопроизводства при сохранении существующей выработки электроэнергии и теплоты. Существующие централизованные системы не обеспечивают расчетной экономии топлива и общей экономической эффективности. Это объясняется тем, что вследствие повышения КПД мелких котельных, а также больших тепловых потерь в магистральных тепловых сетях и затрат электроэнергии на транспорт сетевой воды сама централизация не дает экономии топлива. Кроме этого, по причине внутренней и внешней коррозии магистральных трубопроводов их надежность не удовлетворяет нормативным требованиям.

Все это, а также опыт ведущих стран мира, указывает на необходимость проведения широкого комплекса научно-исследовательских работ по обоснованию и определению рациональных схем и областей применения децентрализованных комбинированных систем теплоснабжения. Исходя из того, что такие источники теплоснабжения работают в энергетических системах, определение их эффективности необходимо проводить с позиций методологии системных исследований в энергетике. Необходимо при этом учитывать действительные факторы развития и функционирования энергосистемы в реальных экономических условиях и инвестиционной политики государства.

Целью настоящего исследования является разработка методов и технических решений по повышению эффективности и надежности комбинированных энергоустановок на базе ГТУ малой и средней мощности в системах комплексного энергоснабжения.

Основными задачами, подлежащими исследованию, являются:

1.Разработка экономико-математической модели оценки эффективности комбинированных энергоустановок на базе ГТУ малой и средней мощности в системах комплексного теплоэнерго-снабжения в новых экономических условиях и с учетом динамических факторов развития энергосистем в условиях их функционирования;

2.Разработка комплекса вероятностных математических моделей расчета показателей надежности комбинированных энергоустановок на базе ГТУ и систем теплоэнергоснабжения;

3.Определение влияния факторов надежности на выбор параметров блок-ТЭЦ;

4.Расчет показателей надежности блок-ТЭЦ в системе теплоснабжения.

5.Влияние надежности и динамических факторов развития энергосистем на технико-экономическую эффективность блок-ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности.

Заключение диссертации по теме «Энергетические системы и комплексы», Рыжов, Александр Васильевич

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Предложена методика расчета технико-экономических показателей с учетом динамических факторов развития энергосистем. Установлено влияние технико-экономических и системных факторов на оптимальные значения параметров цикла. Значение оптимальной температуры на входе в ГТУ находится в пределах 800.1100 °С, в зависимости от среднесуточного времени работы ГТУ и динамических факторов. Оптимальное значение степени повышения давления в компрессоре находится в диапазоне 7.20, оптимальная максимальная температура дожигания в котле-утилизаторе в пределах 800.900 °С.

2. Предложена методика расчета показателей надежности теплоэнерго-снабжающих систем с учетом реальных условий их функционирования, позволяющая определить оптимальную структурную схему, а также наивыгоднейшие способы резервирования основного оборудования, энергоустановки. Определена взаимозависимость показателей надежности по отпуску электроэнергии, технологического пара и горячей воды.

3. Разработаны математические модели расчета надежности газовой турбины и котла-утилизатора, основанные на вероятностном описании термонапряженного состояния элементов ГТУ и КУ. Установлено влияние параметров термодинамического цикла на безотказность и ресурс работы ГТУ и котла-утилизатора. Для турбинной установки, с лопатками из стали ХН65ВМТЮ, максимальная начальная температура газов, по условиям прочности, находится в пределах 1020. 1070 °С, при закрытой системе охлаждения. Применение более эффективных способов охлаждения позволяет поднять температуру газов до 1150 °С. Наибольшая надежность работы ГТУ отмечается при степенях повышения давления в компрессоре находящихся в диапазоне 15.20. Высокие показатели надежности КУ достигаются при работе с максимальной температурой дожигания 800.900 °С.

4. Разработана методика учета показателей надежности установки с временным резервированием. Использование аккумулятора теплоты в тепловой схеме блок-ТЭЦ позволяет увеличить надежность работы установки по отпуску тепловой энергии, увеличивается коэффициент готовности по отпуску теплоты на 2-3%.

5. Определена оптимальная доля системного резерва системы теплоснабжения микрорайона "Спортцентр" г. Самары. Определен оптимальный количественный состав основного оборудования блок-ТЭЦ, который составляет 3-4 блоков (ГТУ+ котел-утилизатор)

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Рыжов, Александр Васильевич, 1998 год

1. Андрющенко А.И. Комбинирование теплофикационных систем способ повышения экономичности и надежности теплоснабжения //Изв. вузов и энергетических объединений СНГ. Энергетика. 1995. №3-4. С. 3-4.

2. Андрющенко А.И. Комбинированные системы теплоэнергоснабжения и их эффективность //Теплоэнергетика. 1996. - №5. - С. 2-7.

3. Андрющенко А.И. Образцовые циклы теплоэнергетических установок -Саратов, 1978. -52с.

4. Андрющенко А.И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок. М.: Высшая школа, 1985. -320с.

5. Андрющенко А.И. Показатели эффективности циклов АЭС //Изв. Вузов. Энергетика. -1992. №9. -С.44-47.

6. Андрющенко А.И., Аминов Р.З. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций. М.: Высшая школа, 1983. 256с.

7. Андрющенко А.И., Аминов Р.З., Хлебалин Ю.М. Теплофикационные установки и их использование. М.: Высшая школа, 1989. -256с.

8. Андрющенко А.И., Змачинский А.И., Понятов В.А. Оптимизация тепловых процессов ТЭС. М.: Высшая школа, 1974. -279с.

9. Андрющенко А.И., Попов А.И. Основы проектирования энерготехнологических установок электростанций. М.: Высшая школа, 1980. -240с.

10. Андрющенко А.И., Хлебалин Ю.М. Термодинамическая эффективность теплофикации //Изв. Вузов. Энергетика. -1987. -№4. -С.68-72.

11. П.Арсеньев Л.В., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. -Л.'.Машиностроение, 1982. -248с.

12. Болотин В.В. Методы теории вероятности и теории надежности в расчетах сооружений. -М.:Стройиздат, 1982. -255с.

13. Варварский B.C., Дугосельский В.И. Использование ГТУ в системах централизованного теплоснабжения //Теплоэнергетика. -1990. -№1. -С.62-65

14. Вентцель Е.С. Теория вероятности. -М.:Наука, 1969. -576с.

15. Вищер А.Д., Чернавский С.Я. Модель комбинированного производства электричества и теплоты с использованием газовой турбины //Энергетика. Актуальные проблемы. -1989. №2.

16. Вукалович М.П., Ривкин С.Д., Александров A.A. Таблицы теплофизи-ческих свойств воды и водяного пара. М.: Изд. Стандартов, 1969. -408с.

17. Газотурбинные установки. Конструкции и расчет: справочное пособие /под ред. JI.B. Арсеньева и Г.В.Тырышкина. -JI.Машиностроение, 1978. -232с.

18. Гаврилов А.Ф., Федечкина Е.А. О расчете экономической эффективности мероприятий по защите воздушного бассейна от вредных выбросов электростанций //Теплоэнергетика. -1986. -№1. -С.41-44.

19. Гнеденко Б.В.Курс теории вероятности. -М.:Наука, 1988. -446с.

20. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности. -М.:Наука, 1985. -524с.

21. Девочкин О.В., Голубев В.А., Сокоушин Г.И. Утилизационная установка ПГУ Ивановской ГРЭС //Энергетик. -1989. -№9.

22. Дербова О.В., Ларин Е.А., Сандалова JI.A. Метод расчета и оптимизационные задачи надежности систем теплоэнергоснабжения //Повышение эффективности и оптимизация теплоэнергетических установок. Межвуз. Научн. Сб. -1988. -С.67-75

23. Интрилигатор М. Математические методы оптимизации и экономическая теория. М.:Прогресс, 1975ю -606с.

24. Калинин Ю.Я., Дубинин А.Б. Нетрадиционные способы получения энергии, -Саратов. -1983. -70с.

25. Качан А.Д., Смирнов И.А., Баркат Кхиер, Нур Ахмат. Условия повышения термодинамической эффективности утилизационных ГТУ //Теплоэнергетика. -1992. -№12. -С.38-42.

26. Качан А.Д., Шишеня П.Н., Баркат Кхиер. Выбор оптимального коэффициента теплофикации в схемах тепло- и хладоснабжения с утилизационными ГТУ //Изв. Вузов. Энергетика. -1991. -№3. -С.65-69.

27. Кинасошвили P.C. Определение запасов прочности при нестационарной температуре и нестационарной напряженности //Изв. АН СССР, ОТН. -1959. -№3. -С.126-128.

28. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем. М.: Высшая школа, -1984. -256с.31 .Клемин А.И. Надежность ядерных энергетических установок. -М.:Энергоатомиздат, -1987, -344с.

29. Конрад А.Д. Методика определения тепловой эффективности мини-ТЭЦ с ГТУ //Изв. Вузов. Энергетика. -1991. -№1. -С.98-102.

30. Конрад А.Д., Ларин Е.А., Шелудько Л.П. Экономическая эффективность газотурбинных мини-ТЭЦ //Изв. Вузов. Энергетика. -1991. -№7. -С.106-109.

31. Ларин Е.А. К расчету показателей надежности элементов энергетического оборудования //Изв. Вузов. Энергетика. -1987. -№3. -С.73-78.

32. Ларин Е.А.Метод комплексной оптимизации комбинированных энергоустановок с высокотемпературными ядерными реакторами //Повышение эффективности и оптимизация теплоэнергетических установок. Межвуз. Научн. Сб. -1987. -с.71-75.

33. Ларин Е.А. Технико-экономическая оптимизация высокотемпературных АЭС. -Саратов: Изд. СГУ. -1989. -120с.

34. Ларин Е.А., Петрушкин A.B., Рыжов A.B. Методы расчета надежности теплоснабжающих систем. Межвуз. научн. Сб. Саратов.- 1992, -с. 49-55.

35. Ларин Е.А., Рыжов A.B. Методика оптимизации природоохранных мероприятий в условиях развития энергосистемы //Основы создания экологически чистых объектов в энергетике и на промышленных предприятиях. Межвуз. Научн. Сб. -Саратов. -1992. -С.49-55.

36. Ларин Е.А., Сандалова Л.И. Метод расчета надежности теплоэнерго-снабжающих систем //Изв. Вузов. Энергетика. -1989. №7. -С.61-65.

37. Ларин Е.А., Сандалова Л.И. Учет неопределенности информации в технико-экономических расчетах энергоустановок //Изв. Вузов. Энергетика. -1987. -№10. -С.83-85.

38. Ларин Е.А.,Сандалова Л.А., Дербова О.В. Метод расчета надежности энергоснабжающих систем //Тезисы докладов к Всесоюзному научно-техническому совещанию "Повышение надежности систем теплоснабжения", сент. 1988. Г.Чайковский. -1988. -С. 17.

39. Макаров A.A., Вольфберг Д.Б., Шапот Д.В. О концепции энергетической политики России в новых экономияеских условиях //Теплоэнергетика. -1993. -№1. С.2-8.

40. Меленьтьев Л.А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики. М.: Высшая школа, -1976. -336с.

41. Монахов Г.В., Красовский Б.М. Количественная оценка надежности систем теплоснабжения. -Сб. Трудов ВНИПИэнергопрома /Системы централизованного теплоснабжения. -М.: -1985. -С. 151-166.

42. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. -М.: Энергия. -1977. -344с.

43. Мэнсон С. Температурные напряжения и малоцикловая усталость. -М.: Машиностроение,-1974.-344с.

44. Надежность и эффективность в технике /Под ред. В.И. Петрушева и А.И. Рембезы. -М.Машиностроение, -1988. -320с.

45. Надежность систем энергетики. Терминология. Сборник рекомендуемых терминов. -М.:Наука, -1980. -Вып.95. -28с.

46. Надежность технических систем /Под ред. И.А. Усманова. -М.: Радио и связь, -1985. -606с.

47. Немчинова A.C., Пейсахович В.Я. Основные закономерности формирования режимов теплопотребления промышленных предприятий // Промышленная энергетика. -1974. -№11. -С.9-13.

48. Нефедов Ю.И., Попырин JI.C. Основные положения методики оптимизации структурной надежности источников теплоты. JI.¡Машиностроение, -1988. -№3. С.46-53.

49. Попырин JI.C. Оптимизация схем и параметров энергетических объектов при неполной информации //Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. -1987. -№5. -С. 17-27.

50. Попырин JI.C. Проблема надежности систем теплоснабжения //Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. -1988. -№3. -С.4-14.

51. Попырин Л.С., Светлов Л.С., Середа О.Д., Столярова И.А. Методика определения надежности верхнего иерархического уровня стстемы теплоснабжения //Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. -1988. -№3. -С.30-38.

52. Проектирование систем теплоснабжения промышленных узлов /Родкин М.Я., Козуля И.Э., Русланов Г.В. и др. -Киев: Будевельник, -1988.-128с.

53. Работа ТЭЦ в объединенных энергосистемах /Под ред. В.П. Корытни-кова. -М.:Энергия, -1976. -216с.61 .Ривкин Л.С. Термодинамические свойства газов. -М.: Энергоатомиздат. -1987. -288с.

54. Ривкин Л.С., Александров A.A., Кремневская Е.А. Термодинамические производные для воды и водяного пара. =М.: Энернгия. -1977.-448с.

55. Руденко Ю.Н., Ушаков И.А. Надежность систем энергетики. -М.: Наука. -252с.

56. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. -М.:Энергия. -1976.121с.

57. Сапрыкин Г.С. Надежность оборудования тепловых электростанций. -Саратов, -1982. -121с.

58. Сандалова JI.A., Лутьянова О.Н. Метод расчета надежности энергетических установок циклического действия // Экономичность и надежность функционирования энергетических систем. -Новосибирск. -1986. -С.32-34.

59. Саренсен C.B., Когаев В.П., Шнейдерович P.M. Несущая способность и расчет деталей машин на прочность. -М.: Машиностроение. -1975. -488с.

60. Скубачевский Г.С. Авиацтонные газотурбинные двигатели. Конструкции и расчет. -М. Машиностроение. -1974. -520с.

61. СоколовЕ.Я. Теплофикация и тепловые сети. -М.: Энергоатомиздат,-1988.-174с.

62. Столярова С.Ф., КузнецовА.Л., Тихомиров Б.А. Целесообразные на-правленияповышения экономичности ГТУ // Теплоэнергетика. -1989. -№5. -С.68-73.

63. Судаков A.B., Трофимов A.C. Напряжения при пульсации температур. -М.: Атомиздат, -1980. -64с.

64. Теплоснабжение: Учебник для вузов/ A.A. Ионин, Б.М. Хлыбов, В.Н. Братенков, E.H. Трелецкая: Под ред. A.A. Ионина. -М.: Стройиздат. -1982. -336с.

65. Туляков Г.А. Термическая усталость в теплоэнергетике. -М.: Машиностроение, -1978. -199с.

66. Фаворский О.Н., Ольховский Г.Г., Механиков А.И., Корсов Ю.Г. Пути развития газотурбинных установок для энергетики СССР //Теплоэнергетика. -1990. -№3. -С.9-14.

67. Хлебалин Ю.М. Теоретические основы паротурбинных электростанций. -Саратов: Изд. СГУ, -1974. -240с.

68. Хрилев J1.C. Теплофикацтонные системы. -М.: Энергоатомиздат,-1988. -272с.

69. Хрилев Л.С., Смирнов И.А. Оптимизация систем теплофикации и централизованного теплоснабжения. -М.: Энергия. -1978. -264с.

70. Черчесов Г.Н. Надежность технических систем с временной избыточностью. -М.: Советское радио. -1974. 296с.

71. Щеглов А.Г.От рецензента //Теплоэнергетика. -1990. -№1. -С.67.

72. Щегляев А.В.Паровые турбины. -М.: Энергия. -1967. -368с.81 .Экономическая теория научно-технического прогресса. -М.: Наука. -1982. -255с.

73. Caspers R.L. Gas turbine breacks 40% efficiensy mark // Power. -1991. -Vol.135, №11.P.120.

74. Crondachl C.V., Linnel R.D., Martin T.I. The modernisation of a 1965 MS 5001 gas turbine: New life old unit // Trans. ASME J. Eng. Gas Turbines and Power. -1989. -Vol.111. N4. -P.631-636.

75. Gas turbine plant report published //Eur. Power News. -1992. -Vol.17. N5. -P.5.

76. Gas turbine world: The 1990 Handbook. Vol.15. -1990. -219p. 86.1ndustrial CHP simposium contered on goverment and industrial project //

77. Gas turbine World. -1989. -Vol.19. N3. -P.42,44,47. 87.Jacobi C., Keppel W., Burgers P. Gas turbine repowering for Hienweg //Mod. Power Sust. -1988. -Vol.8, N5. -P.61-71.

78. Magon H., Kreytzer A., Termuehlen H. The V84 gas turbine designed for reliable base load and peacing duty. -Proc. Amer. Power Conf. Vol. 50 50th Annu Meet., Chicago, II., 1988. -Chicago[III], 1988. -P.15-20.

79. Maurel J.C. Modular plant for rapid power delivery // Mod. Power Syst. -1988. -Vol.8, N9. -P.65-71.

80. Midland congeneration wenyure //Int. Power Gen. -1989. -Vol.12, N3. -P.21-25.

81. O'Neill S.T. Operating experience with 42,5 MW gas turbine used in a congeneration plant at paper mill in the U.S. // ASME(Pap.). -1989. -NGT-197. -P. 1-6.

82. Penninger A., Fulop Z. Gas turbine connected before hot boilers //Period. Polytechnic Mech. Eng. -1991. -Vol.35, N3. -P.147-160.

83. Roesli T. Type 8 turbine works well for Shell //Mod.Power Syst. -1987. -Vol.7, N12. -P.55-59.

84. Sambier I. EPRI seek dramatic gains in maintan + ability and reliability // Gas Turbine World. -1989. -Vol.19, N2. -p.16-20.

85. Sambier I. Newgeneration of industrialized aero engines for mid 1990 project //Ibid. -N4. -P. 19-22.

86. Scalzo A.J. et all Low NOx emission from advanted Gas turbine //Mod. Power Syst. -1988. -Vol.8, N9. -P. 19-22.

87. Teff E. District heating dominates Gas turbine marcet in Finland/ / Gas Turbine World. -1990. -Vol.20, N2. -P.22-25.

88. Teff E. Elevo 3 on line completes Dutch repowering programm/ / Gas Turbine World. -1989. -Vol.19, N1. -P.18-20.

89. Utley R. Small Gas turbines for CHP/ / Eur. Power News. -1992. -Vol.17, N5. -P.22.

90. Wada Mesamithi, Ureeshidani Hauro. Overall reveiw of Hitachi Gas turbine/ /Hitachi Rev. -1989. -Vol.38, N3. -P. 135-144.101.17th world gas congrese. Report of committee F.Industrial commercial of gases in the USA, Washington D.S., June 5-9, 1988.