Экономия топлива на парогазовых и газотурбинных ТЭЦ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Таблица 2

Технический и экономический потенциал ВЭР по федеральным округам РФ

Федеральный округ Технический потенциал, млрд кВт-ч/год Экономический потенциал, млрд й$т-ч/год

Центральный 588 2,94

Северо-западный 1428 7,15

Южный 564 2,82

Приволжский 872.8 4,37

Уральский 1 577 7,54

Сибирский 2 754 13,75

Дальневосточный 3 689 18,45

ИТОГО: 11 473 55,23

экономических обоснований ветроэнергетических проектов в различных регионах России и стран СНГ.

Высокая точность представленной в статье теоретической (не требующей дорогостоящих и длительных дополнительных измерений) методики прогноза энергетических показателей ВЭУ большинства известных типов при ее ма-

лой трудоемкости и стоимости, а также широкие возможности проведения в сжатые сроки многовариантных расчетов энергетической и экономической эффективности ВЭС в любом пункте или регионе на территории России и постсоветского зарубежья позволяют кардинальным образом повысить эффективность проектных ветроэнергетических изысканий.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Николаев, В.Г. Национальный кадастр ветроэнергетических ресурсов России и методические основы их определения [TeKCTj / В.Г. Николаев, C.B. Ганага, Ю.И. Кудряшов // Атмограф.— М., 2008.

2. Николаев, В.Г. Об эффективности методик прогноза ВЭП, энергетических и экономических показателей ВЭС в РФ ¡Текст| / В.Г. Николаев / НИИЭС // Малая энергетика. 2010. N° 1.

3. Старков, А.Н. Атлас ветров России ¡'1скст| / А.Н. Старков, J1. Лансберг, П.П. Безруких,

М.М. Борисенко.— М.: Можайск-Терра, 2000.

4. Безруких, Г1.Г1. Справочник по ресурсам ВИЭ РФ и местным видам топлива ¡Текст| / П.П. Безруких, В.В. Дегтярев, В.В. Глистратов Lit др-j.— М.: ИАЦ Энергия, 2007.

5. Васильев, Ю.С. Оценки ресурсов возобновляемых источников энергии в России [Тексту Учебно-справочное пособие [TckctJ / Ю.С. Васильев, П.П. Безруких, В.В. Глистратов, Г.И. Сидоренко,- СПб.": Изд-во СПбГПУ, 2008. - 250 с.

УДК621.438.082: 621.311.23

ГЛ. Ром ахова, Д. А. Трещев ЭКОНОМИЯ ТОПЛИВА НА ПАРОГАЗОВЫХ И ГАЗОТУРБИННЫХ ТЭЦ

Энергетической стратегией России на период до 2030 года предусматривается создание и широкое внедрение комплекса технологического оборудования на модульном принципе для нового строительства источников теплоснабжения и перевода существующих на когенераци-

онную основу. Для централизованного теплоснабжения предполагается использовать в основном парогазовые технологии [1].

По состоянию на конец 2009 года в России эксплуатируется, строится и проектируется более 70 парогазовых блоков суммарной мощнос-

тью свыше 31 ГВт [6]. Широкий спектр газотурбинных установок, представленных на мировом рынке, позволяет проектировать теплофикационные парогазовые блоки различной мощности и эффективности.

Проблема выбора газотурбинной установки, параметров и структуры утилизационного контура для теплофикационных парогазовых установок — более сложная задача, чем для конденсационных, ввиду отсутствия для них общепринятого достоверного критерия термической эффективности. В качестве такого критерия мог бы использоваться эксергетический коэффициент полезного действия, однако он не является явной функцией параметров установки.

Можно показать, что при системном подходе к оптимизации парогазовых теплофикационных установок в качестве критерия может использоваться относительная экономия теплоты топлива по сравнению с раздельной выработкой

А<2топ и связанный с ней коэффициент выработки электроэнергии на тепловом потреблении у. Параметр А(2Ш0Я может использоваться также, как и коэффициент полезного действия при оптимизации конденсационных установок.

Методология и концептуальные понятия системных исследований в энергетике, а также общие принципы оптимизации энергетических установок на этой базе разработаны в монографиях [2, 4, 5 и др.]. При системном подходе сложная задача оптимизации параметров энергетической установки решается путем построения иерархии задач с соответствующей иерархией целей и критериев. Иерархические уровни связаны между собой прямыми и обратными связями, которые уточняются в процессе решения задачи.

В современных рыночных условиях критерием эффективности установки на самом верхнем иерархическом уровне может служить максимум интегрального эффекта [7]

Э = + £н 1 +£ ЧД/Л1 + £н 1 > 0, (1)

где К, — инвестиции (капитальные вложения) года Т— срок службы установки; Ен — норма дисконта; ЧД, — чистый доход года ty ЧД, = РП,. -РП, — объем реализованной продукции года И, —

ежегодные издержки, включающие налоги на прибыль и на имущество, без учета амортизационных отчислений.

Для решения частных задач на более низких уровнях иерархии из критерия (1) могут быть получены частные критерии оптимизации. При выполнении требований по выпуску заданного объема продукции и ограничений на условия сооружения и функционирования установки максимум интегрального эффекта (1) соответствует минимуму приведенных затрат 3 [3]:

т т

^ = + + У ^min. (2)

/20 /20

Сравнивая приведенные затраты при комбинированной и раздельной выработке, условие (2) можно записать в относительном виде:

т

A3 2 /(1 + £НУ +

2

т

+ЕАИ/ А1 + £Hy^min, (3)

2

где A3 — изменение приведенных затрат по сравнению с базовым вариантом (раздельная выработка) ; А К, — изменение капитальных вложений; АИ,. — экономия ежегодных издержек за счет увеличения эффективности по сравнению с базовым вариантом.

При оптимизации параметров и структуры утилизационного контура парогазовой установки основное влияние на изменение приведенных

А

а следовательно, и прямо пропорциональная ей экономия топлива по сравнению с базовым вариантом 9Qmon. Изменения в структуре схемы не приводят к существенному изменению капитальных вложений в строительство станции. Минимум приведенных затрат примерно соответствует максимуму относительной экономии топлива по сравнению с раздельной выработкой. При оптимизации конденсационных установок такую же роль играет коэффициент полезного действия. Под структурой утилизационного контура здесь понимается совокупность элементов и связей, определяющих его тепловую схему (количество уровней давления пара, наличие или отсутствие промежуточного перегрева, число сетевых подогревателей и т. д.).

Для того чтобы выявить основные параметры, определяющие величину относительной экономии топлива, рассмотрим балансы энергии при комбинированной и раздельной выработке (рис. 1, д, б). Основным условием сравнения служит равенство производимых продуктов: электроэнергии и теплоты, т.е. Л^э = 1с1ет и 0Т = 1с1ет.

Расход теплоты топлива при комбинированной выработке составит

Отоп^э+Ог+Еа-^1^ (8)

I Литт

где ^<2/— потери теплоты в установке;

1ИТТ

Ха-

=1—+—

От,

-топ

теплоты топлива.

При раздельной выработке количество теплоты топлива представляет собой сумму

0кэс+0вк =

»топ »топ

О)

ТЭЦ

Ю/

Рис. 1. Энергетические балансы: а — для теплофикационной установки; 6 — при раздельном способе производства энергии

От

ЛкЭС Лвк

где

лКЭС

потери теплоты топлива

соответственно в водогрейной котельной и замещаемой КЭС; Лкэс КПД замещаемой КЭС;

— КПД водогрейной котельной.

Вычитая из соотношения (9) выражение (8) и относя разность к количеству теплоты при раздельной выработке, можно получить

Огоп

Абтоп =1"

<2вк+<2

»топ *г-

КЭС. топ

коэффициент использования

= 1 —

ЛиТТ

Лкэс

{ п Л

I , Ут ЛКЭС

^э Лвк

(10)

Учитывая, что отношение выработанной электрической энергии к произведенной в установке теплоте представляет собой удельную выработку электроэнергии на тепловом потребле-

но

нии у = —получим: 0~1

Лбто„ = 1-

Лкэс Литт

^ д

V У

\

1+

1 Лкэс У Лвк

(П)

Основными параметрами, влияющими на величину относительной экономии топлива, как следует из полученного соотношения, являются: коэффициент выработки электроэнергии на тепловом потреблении у, коэффициент полезного действия замещаемой (базовой) конденсационной электростанции Лкэс и коэффициент использования теплоты топлива Литт-

Величина Литт зависит в основном от температуры уходящих газов, коэффициента избытка воздуха в них и от величины вентиляционного пропуска пара в конденсатор паровой турбины. На режимах работы по тепловому графику эту величину стремятся снизить до нуля. У современных теплофикационных парогазовых и газотурбинных установок коэффициент использования теплоты топлива находится в достаточно узких пределах и составляет 0,86—0,90.

Коэффициент выработки электроэнергии на тепловом потреблении у зависит от параметров как газотурбинного, так и утилизационного контуров парогазовой установки. Он может служить критерием на уровне оптимизации параметров теплофикационной установки.

Для того чтобы выявить зависимость А(2топ

от у и Лкэс необходимо взять производные по этим параметрам.

50т

Производная

ду

всегда положительна:

ЭДтоп Л(1->0 3 0 Ф (у + А ) '

(12)

гдеу4 = ^^, А<\.

Лвк

При дифференцировании было принято, что Литт= Лвк- Это допущение позволяет получить наглядное выражение и не приводит к качественному изменению результата.

Положительное значение производной (12) означает, что чем выше удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, тем больше относительная экономия топлива по сравнению с раздельной выработкой.

Производная всегда отрицательная:

5Лкэс

dQT

1 + у

5Лкэс

1 +

1 Лкэс У Лвк

\2'

(13)

Следовательно, чем выше эффективность базовой конденсационной электростанции икэо тем ниже экономия топлива при комбинированной выработке.

Полученные результаты не зависят от типа базовой электростанции, паротурбинная она или парогазовая. Общее требование к базовой КЭС — равенство количества электроэнергии, производимой ею и рассматриваемой установкой, ее режим работы (базовый, полупиковый), тип топлива. В качестве базовой установки, если ставится задача выявления оптимальной доли теплофикационных парогазовых установок в мощной энергосистеме, целесообразно рас-

сматривать серийную, наиболее распространенную. Если решается вопрос о целесообразности комбинированной выработки электроэнергии на конкретной ТЭЦ, базовой установкой может служить конденсационная парогазовая.

Если в качестве базовых установок рассматривать серийные блоки на сверхкритические параметры пара (типа К-300-240), имеющие в условиях эксплуатации КПД порядка 40 %, то экономия топлива при использовании теплофикационных парогазовых установок в энергосистеме составит 37—38 % в зависимости от типа ГТУ и структуры утилизационного контура (рис. 2). По величине коэффициента выработки электроэнергии на тепловом потреблении график на рис. 2 может быть разбит на отдельные зоны. Диапазон у< 0,7 характерен для теплофикационных паротурбинных установок. К этому же диапазону относятся и теплофикационные ГТУ. Условная зона теплофикационных парогазовых установок на графике соответствует значениям 1,1<_у<1,4. Причем левая граница относится к парогазовым установками с паровым контуром одного давления, а правая — к установкам с паровым контуром трех давлений и промежуточным перегревом. Показатели всех установок, соответствующих линии Лкэс = const > могут сравниваться между собой, так как экономия топлива при их использовании отнесена к единой базе.

Цифрой 2 на графике отмечены показатели наиболее распространенной в России теплофикационной установки на базе V94.2 (ГТЭ—160) с паровым контуром двух давлений. Экономия топлива при ее использовании в энергосистеме по сравнению с раздельной выработкой составляет 37,7 %, а по сравнению с серийным блоком теплофикационным блоком Т-250-240 — около 10 %.

Теплофикационные ГТУ имеют относительно небольшую экономию топлива по сравнению с паротурбинными теплофикационными блоками (менее 1 %). Они могут работать с тем же коэффициентом теплофикации и обладают более низкими удельными капитальными вложениями. Однако, как правило, это установки небольшой электрической мощности. Применение теплофикационных ГТУ большой мощности, а также строительство мощных ТЭЦ на базе газотурбинных установок небольшой мощности требует специального обоснования.

0,5

Б / ■ * 1 3 ................ * 1 Лкэс=40% Пкзс_=45%_.

★ * Теплофикацио иная ПТУ; ГТУ с ПСВ Теплофикационная ПГУ Пкэс=50%__ Пкэс=55%_ _ 1,эс=60%

___--------

0,6 0,8 1 1,2 1,4

У

Рис. 2. Влияние коэффициента выработки электроэнергии на тепловом потреблении на относительную экономию топлива в теплофикационных установках различного типа (иИтт= 86 %): 1 — ПГУ на базе У94.2 с паровым контуром одного давления; 2 — ПГУ на базе У94.2 с паровым контуром двух давлений; 3 — ПГУ на базе У94.3А с промежуточным перегревом пара; 4— Т-250-240; 5— ГТУ с ПСВ)

С повышением эффективности базовых конденсационных станций в результате совершенствования паротурбинных установок и ввода в эксплуатацию новых парогазовых установок с КПД на уровне 55—60 % экономия топлива в результате комбинированной выработки энергии будет снижаться. Но даже при увеличении КПД базовых КЭС до уровня 50 % она будет составлять 25—28 %.

В задачах оптимизации параметров теплофикационных парогазовых установок величина относительной экономии топлива по сравнению с раздельной выработкой энергии может использоваться также, как в задачах оптимизации конденсационных установок применяется коэффициент полезного действия.

Как и для теплофикационных паротурбинных установок, эффект от использования теплофикационных парогазовых установок в энер-

госистемах тем больше, чем выше коэффициент выработки электроэнергии на тепловом потреблении и чем ниже эффективность базовых конденсационных блоков.

Применение парогазовых ТЭЦ обеспечивает экономию топлива 35—40 % по сравнению с раздельной выработкой энергии при КПД базовых блоков на уровне 40 %.

По сравнению с серийными теплофикационными блоками они обеспечивают экономию топлива на уровне 10 %. Примерно такая же экономия топлива достигается и по сравнению с газотурбинными ТЭЦ.

Экономия топлива от комбинированной выработки энергии в теплофикационных ПГУ будет снижаться по мере повышения КПД конденсационных электростанций. При КПД базовых КЭС на уровне 50 % экономия топлива по-прежнему будет составлять значительную величину на уровне 25-28 %.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Энергетическая стратегия России на период ем Правительства Российской Федерации от 13 до 2030 года [Текст] // Утверждена распоряжени- ноября 2009 г. № 1715-р.

2. Оопырин, Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок |'[сксг| / Л.С. Попырин.— М.: Энергия, 1978,- 416 с.

3. Малинина, Т.В. Экономика отраслей топливно-энергетического хозяйства [Тексту учебное пособие / Т.В. Малинина, В.А. Таратин.— СПб.: Изд-во СПбГПУ, 2005,- 127 с.

4. Мелентьев, Л.А. Избранные труды: Методология системных исследований в энергетике |Текс^ / Л.А. Мелентьев // Сост. Г.М. Беляева, Л. С. Попырин.— М.: Наука. Физматлит, 1995.— 302 с.

5. Системные исследования проблем энергетики |Текст| / Под. ред. Н.И. Воропая.— Новосибирск: Наука. Сиб. изд. фирма РАН, 2000.— 558 с.

6. Основное оборудование строящихся и действующих ПГУ. Газотурбинные технологии [Тексту Каталог газотурбинного оборудования.— 2009,- С. 135-142.

7. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов [Тексту вторая редакция / М-во экон.РФ, М-во фин. РФ, ГК по стр-ву, архит. и жил. политике.— М.: Изд-во «Экономика», 2000.— 421с.

УДК 621.31 1.22:621.577.42

МЛ. Молодки на

ТЕПЛОВОЙ НАСОС В ЗАМКНУТОЙ СИСТЕМЕ ВОЗДУШНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ ТУРБОГЕНЕРАТОРА

В процессе эксплуатации для надежной и бесперебойной работы электрогенераторов необходимо обеспечивать надлежащий отвод выделяющейся теплоты. В частности, для турбогенератора с воздушным охлаждением ТЗФГ- 160-2МУЗ номинальная температура холодного воздуха внутри корпуса составляет 40 °С, соответственно при превышении температуры мощность генератора должна быть уменьшена до величины, при которой температуры обмоток статора и ротора, а также сердечника статора не будут превышать наибольшие допустимые в эксплуатации значения. Если при разгрузке генератора температура холодного воздуха не снижается до 50 °С, его следует отключить от сети не более чем через 5 минут после поступления сигнала.

С ростом мощности электрических машин условия отвода теплоты ухудшаются, соответственно возникает необходимость применения достаточно интенсивных способов охлаждения [2].

На рис. 1 представлена упрощенная схема системы охлаждения генератора ТЗФГ-160-2МУЗ. Воздух, циркулирующий в генераторе, охлаждается четырьмя воздухоохладителями (ВО), расположенными по бокам корпуса статора; отвод теплоты от них производится обессоленной водой, циркулирующей по замкнутому контуру. Обессоленная вода охлаждается технической во-

дой в водоводяном теплообменнике (ВВТО) типа МЗО-FG фирмы Alfa Laval. Схема предусматривает возможность перехода на разомкнутый цикл охлаждения с подачей технической воды непосредственно в воздухоохладитель.

Один из серьезных недостатков существующей схемы — существенное влияние технической воды невысокого качества на режим отвода теплоты от генератора. При повышении темпе-

Сливной технический водовод

нхь

t

Обессоленная вода

Напорный технический водовод

Рис. 1. Схема охлаждения генератора: 1 — воздухоохладитель генератора; 2 — насос замкнутого контура системы охлаждения генератора; 3 — водоводяной теплообменник