ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ КЭС С ВЫБОРОМ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ДЛЯ УСЛОВИЙ КОТ Д’ИВУАРА
advertisement
ФГБОУ ВПО НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ» На правах рукописи Эсмел Гийом ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ КЭС С ВЫБОРОМ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ДЛЯ УСЛОВИЙ КОТ Д’ИВУАРА Специальность: 05.14.14 – Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент заведующий кафедрой. ТЭС В.Д. Буров Москва – 2014 2 Содержание ВВЕДЕНИЕ ........................................................................................................................................................5 ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО СОЗДАНИЮ ПГУ-КЭС И РАБОТ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ И ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПАРОГАЗОВЫХ БЛОКОВ.......................................................................................................................9 1.1. ОБЗОР СОВРЕМЕННЫХ ТИПОВ ПГУ КЭС С КУ .......................................... 9 1.2. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ И РЕГУЛИРОВАНИЯ НАГРУЗКИ НА ПГУ КЭС С КУ В УСЛОВИЯХ КОТ Д’ИВУАРА.................................................................................. 27 1.3. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ И ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПГУ КЭС С КУ ...................................................................................... 42 1.4. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ ..................................................... 44 ГЛАВА 2. ПАРОГАЗОВАЯ ТЭС С КУ В УСЛОВИЯХ КОТ Д’ИВУАРА........................ 46 2.1. ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ПГУ КЭС ..................................................................... 46 2.2. СОСТАВ И ХАРАКТЕРИСТИКИ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЕ ПГУ КЭС AZITO 527 2.3. ВЛИЯНИЕ КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ КОТ Д’ИВУАРА НА ХАРАКТЕРИСТИКИ ГТУ 561 2.4. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ НАРУЖНОГО ВОЗДУХА НА ВЫРАБОТКУ .... ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ОТ ГТУ.................................................................................... 61 2.5. ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 2 ....................................................................................... 63 ГЛАВА 3: МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ ПГУ КЭС ПРИ ПОКРЫТИИ СУТОЧНЫХ ГРАФИКОВ НАГРУЗОК ДЛЯ УСЛОВИЙ КОТ Д’ИВУАРА ............... 64 3.1. СХЕМА ТЕПЛОВЫХ ПОТОКОВ ПГУ УТИЛИЗАЦИОННОГО ТИПА ................. 64 3.2. СПОСОБЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАГРУЗОК НА ПГУ КЭС С КУ В УСЛОВИЯ КОТ Д’ИВУАРА ................................................................................................................ 76 3.3. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАГРУЗОК НА ПГУ КЭС В УСЛОВИЯХ КОТ Д’ИВУАРА .................................................................................... 80 3.4. ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3 ....................................................................................... 87 3 ГЛАВА 4: РАСЧЕТНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПГУ КЭС ПРИ ПОКРЫТИИ СУТОЧНЫХ ГРАФИКОВ НАГРУЗОК ДЛЯ УСЛОВИЙ КОТ Д’ИВУАРА ............... 88 4.1. РАСЧЕТНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА THERMOFLOW 22.0 ..................................................................... 88 4.2. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПГУ КЭС ПРИ НОМИНАЛЬНОЙ НАГРУЗКЕ ЭНЕРГОБЛОКА ......................................................................................................... 90 4.3. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПАРОГАЗОВОГО БЛОКА ПРИ ПЕРЕМЕННЫХ НАГРУЗКАХ .............................................................................................................. 96 4.4.СРАВНЕНИЕ СПОСОБОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАГРУЗОК НА ПГУ КЭС ....... 107 4.5. ВЫВОДЫ ГЛАВЕ 4 ........................................................................................... 116 ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ .......................................................................................................117 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ. ....................................................... 118 4 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ Б – Барабан; ГПК – Газовый подогреватель конденсата; ГТ – Газовая турбина; ГТУ – Паротурбинная установка; И – Испарительная поверхность котла-утилизатора; К – Компрессор; КН – Конденсатный насос; КС – Камера сгорания газотурбинной установки; К-р – Конденсатор; КУ – Котел-утилизатор; КЭС – Конденсационная электрическая станция; ГТЭС – Газотурбинная электрическая станция; ПГУ КЭС – Парогазовая установка конденсационного типа; ПЕ – Пароперегревательная поверхность котла-утилизатора; ПП – Премежуточный перегрев пара ПН – питательный насос; КПД – Коэффициент полезного действия ПСУ – Паросиловая установка; ПТ – Паровая турбина ПТУ – Паротурбинная установка; ТЭС – Тепловая электрическая станция; ЦН – циркуляционный насос; ЭК – Экономайзерная поверхность котла-утилизатора; ЭГ – Электрогенератор; ЦВД – Цилиндр высокого давления паротурбинной установки ЦНД – Цилиндр низкого давления паротурбинной установки ПТС – Принципиальная тепловая схема 5 ВВЕДЕНИЕ В современных условиях развития электроэнергетики в Кот д‘Ивуаре, при переходе к рынку электроэнергии и мощности, крайне актуальным является внедрение высокоэкономичных генерирующих установок, созданных на базе прогрессивных технологий. Значительное наращивание доли газовой генерации требует масштабного внедрения современных парогазовых и газотурбинных технологий, обеспечивающих повышение среднего КПД ТЭС на газе до уровня не менее 53 %. В настоящее время при существующих нагрузках и значительной долей использования природного газа на ТЭС удается соблюдать установленные нормативы вредных выбросов. Однако, повышение уровня нагрузок на ТЭС при наличии большого парка устаревшего и низкоэффективного оборудования приведет к возникновению критической с точки зрения установленных природоохранных требований ситуации. Таким образом сформировались условия, требующие с одной стороны строительства новых электростанций с высокими энергетическими и экологическими показателями, а с другой, - экономию затрат на это строительство. Многие проблемы теплоэнергетики могут быть решены за счет ускоренного и крупномасштабного внедрения новых технически прогрессивных газотурбинных и парогазовых технологий. Анализ мировой энергетики показывает, что развитие теплоэнергетики на базе указанных технологий является общемировой тенденцией и обеспечивает повышение эффективности тепловых электростанций и снижение их негативного воздействия на окружающую среду. Внедрение газотурбинных и парогазовых технологий в энергетику является одним из способов осуществить качественные изменения в отрасли и повысить общий уровень эффективности выработки электрической и тепловой энергии. 6 Развитие энергетики в Кот-д‘Ивуаре имеет свои особенности, так как в течение сорока лет основным источником энергии были гидроэлектрические станции. Но электрическая мощность этих установок имеет свои недостатки особенно в сухие сезоны. В настоящее время в Кот-д‘Ивуаре четыре ТЭС в открытом цикле эксплуатируются. гидроэлектростанции (ГЭС) Их приходится доля составляет только 28%. Кроме 72%. того, На с экономическим и демографическим развитием спрос на электроэнергию в стране стал увеличиваться. Поэтому стратегия энергетической политики государства является создание новых типов тепловых электрических станций, в том числе, и за счет тех перевооружения существующих ГТУ ТЭС по парогазовому циклу с пристройкой котла-утилизатора и паровой турбины для повышения общей экономичности и надежности ТЭС, а также с целью сокращения удельных расходов топлива. В направлении снижения себестоимости электрической требуется повышать надежность, эффективность использования установленной мощности. Поэтому в настоящее время основными производителями электроэнергии являются теплоэлектростанции (ТЭС). Энергетическая стратегия была одобрена потому что, в настоящее время сложилась довольно напряженная обстановка в энергетике, что явилось результатом совместного действия целого ряда факторов, среди которых можно выделить следующие: замедление темпов ввода новых энергетических мощностей, вызвавшее рост доли устаревшего и физически изношенного оборудования, находящего в эксплуатации; отставание в сфере освоения новых технологий производства и распределения электрической и тепловой энергии; длительные сроки сооружения тепловых и гидроэлектростанций; относительно низкая эффективность использования природного газа на существующих тепловых электростанциях; низкая инвестиционная привлекательность электроэнергетики. 7 Из многих факторов, влияющих на масштабы и направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике, важным является структура топливного баланса. В тоже время эффективность использования природного газа чрезвычайно низка, вследствие физического и морального износа энергогенерирующего оборудования и технологий. Проблема повышения эффективности использования природного газа переросла собственно из отраслевой в государственную. Использование оборудования, установленного на этих объектах, имеющего изначально достаточно невысокие показатели тепловой экономичности, и в связи с износом еще более ухудшившее их, привело к значительному снижению эффективности использования топлива и увеличению себестоимости производимой на этих объектах энергии, что в свою очередь отразилось на увеличении себестоимости выпускаемой продукции. Упомянутому масштабному внедрению газотурбинных технологий, препятствует дефицит инвестиций в энергетическую отрасль. Вместе с этим, на фоне проявившегося в последние годы экономического роста, стали появляться инвесторы, готовые финансировать проекты создания и реконструкции газотурбинных энергообъектов, что может стать первым этапом распространения уже более эффективных парогазовых технологий в Кот д‘Ивуаре. Настоящая работа посвящена исследованию тепловых схем ПГУ КЭС с выбором оптимальных режимов работы для условий Кот д‘Ивуара. Научная новизна диссертационного исследования состоит в том, что проводится анализ и расчеты вариантов ПГУ КЭС С КУ. В результате расчетов предлагается тепловая схема по расширению ТЭС Azito. Получена характеристика изменения расхода топлива ГТУ в зависимости от ее электрической мощности. Предложены оптимальные режимы работы парогазового блока в рабочие и выходные дни с минимальными затратами топлива. Практическая ценность результаты работы заключается в разработке методики, и критерия оптимизации режимов работы тепловой схемы ПГУ по критерию суммарного расхода топлива по блоку в течение суток. Даны 8 развернутые рекомендации, предлагающие использование в первую очередь на ТЭС «Azito». Основные части работы посвящены выбору наиболее рационального с технико-экономической точки зрения типа тепловой схемы ПГУ КЭС для условий Кот д‘Ивуара, исследованию различных способов регулирования нагрузок на ПГУ КЭС с КУ и разработке наиболее рационального способа регулирования для условий энергосистемы Кот д‘Ивуара. В работе разработана методика исследования ПГУ КЭС при покрытии суточных графиков нагрузок и алгоритм оптимизации режимов работы ПГУ КЭС. Проанализировано влияние неравномерности характеристик ГТУ на показатели парогазовых КЭС и их элементов. Проведена оценка экономической эффективности предложенных оптимизационных решений на примере модернизации ТЭС Azito. Работа выполнена под руководством кандидата технических наук, доцента кафедры ТЭС НИУ МЭИ, зав. каф. ТЭС Бурова В.Д.. Автор выражает руководителю работы проф. Бурову В. Д. , с.н.с. каф. ТЭС, кандидату технических наук профессору Цаневу С. В. и зам. зав.каф. ТЭС доцент Дудолин А. А. особенную благодарность и признательность за участие, и постоянную поддержку. Автор работы благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» за помощь, а также сотрудников кафедры Тепловых электростанций МЭИ за ряд сделанных важных замечаний и полезных рекомендаций. 9 ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО СОЗДАНИЮ ПГУ-КЭС И РАБОТ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ И ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПАРОГАЗОВЫХ БЛОКОВ 1.1. ОБЗОР СОВРЕМЕННЫХ ТИПОВ ПГУ КЭС С КУ Наиболее перспективной и широко распространенной в энергетике парогазовой установкой, отличающейся простотой и высокой эффективностью производства электрической энергии, является парогазовая установка утилизационного типа (с котлом-утилизатором: ПГУ с КУ). Эти ПГУ – единственные в мире энергетические установки, которые при работе в конденсационном режиме могут отпускать потребителям электроэнергию с КПД до 55-61% [1]. Эксплуатационные издержки мощной современной ПГУ вдвое ниже по сравнению с издержками пылеугольной ТЭС. Сроки строительства ПГУ с КУ, в особенности при поэтапном вводе в эксплуатацию, намного короче, чем сроки строительства мощных тепловых электростанций других типов. Одной из главных факторов перспективности ПГУ является использование природного газа – топлива, мировые запасы которого очень велики. Газ является лучшим топливом для энергетических ГТУ – основного элемента установки. Природный газ хорошо транспортируется на дальние расстояния по магистральным газопроводам. ПГУ с КУ классифицируется по: числу контуров давления (одного, двух или трех давления); разным сочетаниям ПТ и ГТ ( моноблочный и дубль-блочный ) 10 На рис. 1.1 показана принципиальная схема простейшей парогазовой установки с котлом-утилизатором [1]. Т К ЭГ ЭГ ГТУ 1 ПТ К-р КУ 2 Н Q Рис. 1.1. Простейшая тепловая схема и Q.T-диаграмма теплообмена ПГУ с КУ. ЭГ— электрогенератор; К —компрессор; ГТ — газовая турбина; КУ —котелутилизатор; К-р — конденсатор; Н — насос; ПТ — паровая турбина; 8 — подъемные трубы испарителя; 1 – температура газов; 2 – температура пароводяного рабочего тела. Уходящие газы ГТУ поступают в котел-утилизатор – теплообменник противоточного типа, в котором за счет тепла горячих газов генерируется пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину. Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения, в которой размещены поверхности нагрева, образованные оребренными трубами. Внутрь них подается рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трех элементов: экономайзера, испарителя и пароперегревателя. Центральным элементом является испаритель, состоящий из барабана, нескольких опускных труб и достаточно плотно установленных вертикальных труб собственно испарителя . Испаритель работает на принципе естественной конвекции. 11 Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные. В них вода нагревается, частично испаряется и поэтому становится легче и поднимается вверх, в барабан. Освободившееся место заполняется более холодной водой по опускным трубам из барабана. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя. Расход пара из барабана компенсируется подводом воды из экономайзера. При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котел-утилизатор называется котлом с естественной циркуляцией. Под схемой котла-утилизатора на рис. 1.2 показано изменение температур газов и рабочего тела при их движении навстречу друг другу в барабанных КУ. Температура газов плавно уменьшается от значения температуры уходящих газов УХ Г на входе до значения . Движущаяся навстречу питательная вода повышает в экономайзере свою температуру до температуры кипения (точка а). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает в испаритель, в котором происходит испарение воды. При этом ее температура не изменяется (процесс а – b). В точке b рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения t 0 . Т Б ПН ЭК ЦН 1 И 2 ПЕ ТПЕ В ПТ Тк.т Газы ГТУ Q Рис. 1.2. Тепловая схема и Q, Т-диаграмма теплообмена барабанного КУ докритического давления пара. 12 ПН – питательный насос; ЦН – циркуляционный насос; ЭК – экономайзер; И испаритель; ПЕ – пароперегреватель; Б – барабан; 1- температура газов; 2 – температура пароводяного рабочего тела. Прямоточные КУ имеют простую конструкцию, сформированную в виде пакета труб, в один конец которого поступает вода, а из другого выходит перегретый пар. Прямоточные КУ необходимо при сверхкритическом давлении пара, но их можно применять и при докритическом давлении. Очевидно, что прямоточная схема КУ (рис.1.3) обеспечивает большую полноту утилизации теплоты выходных газов. ПН Т ЭК ДЗ 1 ВЗ ПЕ С ТПЕ В ПТ Тк.т Газы ГТУ 2 Q Рис. 1.3. Тепловая схема и Q, Т-диаграмма теплообмена прямоточного КУ сверхкритического давления пара. ПН – питательный насос; ЦН – циркуляционный насос; С - сепаратор; ВЗ, ДЗ – соответственно встроенная и дроссельная задвижки (клапаны); 1- температура газов; 2 – температура пароводяного рабочего тела. Использование прямоточного КУ с несколькими давлениями генерируемого пара позволяет снизить температуру уходящих газов ГТУ, т.е. прямоточный принцип работы КУ можно реализовать и при докритических параметрах пара. Температура пара на выходе из прямоточного КУ может быть обеспечена двумя способами: 13 воздействием на количество подводимой теплоты с выходными газами ГТУ; и изменением расхода питательной воды. Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный пар поступает в конденсатор, конденсируется и с помощью питательного насоса, повышающего давление питательной воды, направляется снова в котелутилизатор. Таким образом, принципиальное отличие паросиловой установки (ПСУ) ПГУ от обычной ПГУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для работы ПСУ ПГУ теплота берется от уходящих газов ГТУ. Однако сразу же необходимо отметить ряд важных технических отличий ПСУ ПГУ от ПСУ ТЭС: 1. Температура уходящих газов ГТУ практически однозначно определяется температурой газов перед газовой турбиной и совершенством системы охлаждения газовой температура уходящих турбины. газов В большинстве составляет современных 450-550°С (хотя ГТУ имеются отдельные ГТУ с температурой вплоть до 640°С). По условиям надежности работы трубной системы экономайзера при работе на природном газе температура питательной воды на входе в котел-утилизатор не должна быть меньше 60°С. 2. Далее, КПД паротурбинной установки рассмотренной ПГУ существенно ниже, чем КПД ПТУ обычной ТЭС. Это связано не только с тем, что параметры пара, генерируемого котлом-утилизатором, ниже, но и с тем, что ПТУ ПГУ не имеет системы регенерации. А иметь ее она в принципе не может, так как повышение температуры питательной воды перед КУ приведет к еще большему снижению КПД котла-утилизатора. 14 Объединение ГТУ и ПТУ осуществляют различными технологичными схемами [51], разным составом оборудования и при этом получают различные энергетические, экономические и экологические характеристики. В идеальном обратимом цикле Карно парогазовой установки в координатах Т-S для конденсационной установки показан на рис. 1.4, где газовая часть цикла изображена контуром a-b-c-d-a, а паровая часть – контуром 1-2-3-1. Кривая 1-2 совпадает с кривой a-b, соответствует процессу передачи тепла от газовой части к паровой в идеальном случае. Т b c d 2 a 1 3 S Рис. 1.4. Идеальный парогазовый цикл конденсационной установки. Основными составляющими элементами парогазовой установки являются: газотурбинная установка, котел-утилизатор - теплообменный аппарат, где утилизируется часть теплоты уходящих газов и паротурбинная установка. В парогазовых установках теплота подводится к рабочему телу (газу) при высокой температуре продуктов сгорания органического топлива, которая 15 совпадает с температурой горячего источника 1 Тгор, а отвод теплоты происходит в области низких температур конденсации водяного пара. При использовании водяного пара в качестве рабочего тела в паротурбинных установках температура отвода тепла примерно постоянна и максимально приближается к температуре холодного источника Т2 = Тхол. Эти особенности, вытекающие из свойств рабочего тела, используются в парогазовых установках путем применения продуктов сгорания в области высоких температур, водяного пара – в области низких температур. Термический КПД такого цикла равен термическому КПД обратимого цикла Карно, и зависит только от значений температур подвода тепла в газовой части и отвода тепла в паровой. . Реальные цикли парогазовых установок отличаются от идеальных рядом особенностей, среди которых можно отметить возрастание энтропии в процессах сжатия и расширения рабочих тел, возможность теплообмена лишь при наличии температурного напора, ограниченное число ступеней подвода теплоты к газовой турбине и др. [1]. 1.1.1. ПГУ КЭС с КУ одного давления Выше на утилизационная рис.1.1 ПГУ. рассмотрена Через так поверхности называемая нагрева одноконтурная котла-утилизатора (экономайзер, испаритель, пароперегреватель) такой ПГУ проходит одинаковое количество рабочего тела (воды и пара). При этом, обнаруживается его серьезный недостаток, связанный с необходимостью удовлетворения двух противоречивых требований. С одной стороны, КУ должен генерировать пар высоких параметров, 16 в первую очередь высокой температуры, для того чтобы обеспечить высокую экономичность ПТУ. Но запас тепловой энергии, содержащийся в выходных газах ГТУ, может обеспечить эти параметры при малых расходах питательной воды. Тогда этот расход не может охладить газы, поступающие в котел, до низкой температуры (ниже 150 С). С другой стороны, пропуск большого количества питательной воды, хотя и обеспечивает низкую температуру уходящих газов котла и его высокую экономичность, не позволяет получить высокие параметры пара за ним, что приводит к снижению КПД ПТУ [11]. На рис.1.5. приведена тепловая схема ПГУ с одноконтурным КУ, а на рис. 1.6 – соответствующая Q-Т-диаграмма теплообмена между выходными газами ГТУ и пароводяным рабочим телом[1]. Т КС К ГТ ГТУ ЭГ ЭГ ПТ КУ ПЕ К-р Б И ЭК Д КН ПН ГПК Рис. 1.5. Тепловая схема ПГУ с одноконтурным КУ. ГПК – газовый подогреватель конденсата; Д – деаэратор; ПН, КН – питательный и конденсатный насосы; 1 5 – температура газов 17 Т, υ Q Рис. 1.6. Q-Т-диаграмма теплообмена в КУ ПГУ. В качестве иллюстрации рассмотрим пример ПГУ (рис. I.2), в которой в качестве ГТУ принята установка типа V64.2 (Siemens). Ее основные технические данные приведены в табл. 1.1 и 1.2 [1]. Таблица 1.1. Технические данные энергетической ГТУ [1]. Показатель Давление, МПа Температура, оС Энтальпия, кДж/кг Избыток воздуха Газовая постоянная, кДж/(кг. К) Массовый расход рабочего тела, кг/с Перед Перед осевым камерой компрессором сгорания Перед газовой турбиной 0,1013 15 15,15 0,28798 1,0686 323,6 332,3 0,28798 1,042 1050 1206,8 3,21 0,29199 На выходе газовой турбины 0,1043 551,8 601,9 3,21 0,29199 1 1 1,01793 1,011793 18 Таблица 1.2. Технические данные паровой ступени и всей ПГУ (КУ одного давления) [1]. Состояние и место рабочего тела в тепловой схеме Перегретый пар за КУ Пар на входе в паровую турбину Отбор пара из ПТ в деаэратор Подача пара в конденсатор Конденсат после конденсаторного насоса Подача рабочего тела в деаэратор Питательная вода после деаэратор Питательная вода Рабочее тело на линии насыщения в испарителе Р, МПа Т, оС 0,13433 0,13433 0,0025 0,13183 0,13183 6 5,7 0,121 0,006 0,189 525 523,6 106,5 36,2 36,2 h, кДж/кг 3480,8 3480,8 2663,2 151,5 151,7 0,13183 0,13433 0,13433 0,13433 0,151 0,121 7,2 6,32 95 105 107,2 279 398 440,2 449,4 1231,8 Данные таблиц показывают, что в рассматриваемой ПГУ с одноконтурным КУ удается охладить выходные газы ГТУ до температуры 162°С и получить невысокое значение КПД производства электроэнергии. Вместе с тем тепловая схема такой установки проста в эксплуатации и характеризуется низкими удельными капиталовложениями. Выбор данного типа ПГУ экономически обоснован в тех случаях, когда применяется дешевое топливо, а электростанция рассчитана на работу с пиковыми нагрузками. ПГУ с одноконтурным КУ применяется на электростанциях малой мощности до 30 МВт. Дальнейшее повышение экономичности ПГУ с КУ возможно при более глубоком охлаждении выходных газов ГТУ. 19 1.1.2. ПГУ с двухконтурным КУ Базовой схемой ПГУ с двухконтурным КУ для расчета рассматривается широко распространенная схема, представленная на рис. 1.7 и 1.8, отличающаяся следующими особенностями. Т К С ГТ К ЭГ ЭГ ГТ У ПТ КУ К-р ПЕ ВД И ВД КН ЭК ВД ПЕ НД Д И НД ГПК ПН ВД ПН НД Рис. 1.7. Принципиальная тепловая схема ПГУ с двухконтурным КУ. К – компрессор; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; КУ – котел-утилизатор; ДПВ – деаэратор питательной воды; ЦВД;ЦНД – части высокого и низкого давления паровой турбины; К-р – конденсатор; КН - конденсационный насос; ПН ВД ;ПН НД: – питательный насосы соответственно высокого и низкого давления; НРц – насос рециркуляции; ЭК ВД – экономайзер высокого давления; ПЕ ВД, ПЕ НД– перегреватели высокого и низкого давления; И ВД, И НД– испарительные поверхности высокого и низкого давления; ГПК – газовый подогреватель конденсата. Контуры КУ не связаны между собой и питаются от вынесенного деаэратора, в который подается недеаэрированная вода из ГПК и пар из ПЕНД [1]. 20 Тепловая диаграмма для КУ, представляющая зависимость температур греющих газов ГТУ и нагреваемых воды или пара от тепловой мощности, передаваемой газами рабочему телу (пару или воде), в отдельных элементах КУ показано на рис. 1.8. Т,υ Q Рис. 1.8. Q-T- диаграмма теплообмена в двухконтурном котле-утилизаторе без ЭКНД. i – температуры продуктов сгорания по тракту КУ; Ti – температуры пара и воды по тракту КУ; i – температурные напоры. В тепловых схемах имеют некоторые различия. Экономайзер контура ВД выполняются одно или двухступенчатым в зависимости от конструктивных особенностей котла. Для питания водой контуров НД и ВД предусмотрены два самостоятельных питательных насоса. В некоторых ПГУ устанавливают один насос с отбором воды НД из его промежуточной ступени. В тепловую схему КУ может быть добавлен насос рециркуляции конденсата для поддержания необходимой температуры на входе в котел. Вместо него в схеме ПТУ можно 21 использовать один подогреватель низкого давления (ПНД), который включается в работу по мере необходимости. Для ПГУ с КУ двух давлений выполнен расчет характеристик пароводяного контура (таб. 1.3) [1]. Выполненный расчет показывает, что использование в схеме ПГУ КУ двух давлений приводит к усложнению тепловой схемы, но повышает экономичность установки по сравнению с использованием котла-утилизатора одного давления. Таблица 1.3 Технические данные паровой ступени и всей ПГУ (КУ двух давлений) [1]. Состояние и место рабочего тела в Р, МПа Т, оС тепловой схеме h, кДж/кг Пар ВД после КУ 0,13208 8 525 3459,5 Пар ВД на выходе в паровую турбину 0,13208 7,9 523,3 3459,5 Пар после ЧВД паровой турбины 0,13208 0,646 - 2808,6 Пар НД после КУ 0,03007 0,488 213,1 2883,8 турбине 0,03007 0,464 - 2883,8 Пар перед частью НД паровой турбины 0,16214 0,464 - 2882,5 на деаэратор 0,00308 0,127 - 2614,1 Пар на выходе паровой турбины 0,15906 0,006 36,2 2263,1 Конденсат после конденсатного насоса 0,15906 0,189 36,2 151,7 Питательная вода перед деаэратором 0,15906 0,151 95 398 Питательная вода после насоса ВД 0,13208 9,6 105 447,2 Питательная вода после насоса НД 0,03007 0,586 105 440,5 0,13208 8,4 298,4 1336,5 0,03007 0,51 152 643 Пар НД перед точкой смещения в паровой Обзор пара из части НД паровой турбины Параметры на линии насыщения в испарителе ВД Параметры на испарителе НД линии насыщения в 22 В настоящее время в лучших современных энергетических ГТУ значение начальной температуры газа приблизилось к 1500 оС, а соответствующее давление газа (по ISO) составляет 1,8 – 3,0 МПа. При этом температура выходных газов превысила 600 оС. Данное обстоятельство позволило перейти к дальнейшему совершенствованию паровой ступени ПГУ с КУ и осуществить тепловую схему с тремя контурами генерации пара и его промежуточным перегревом. ПГУ с двухконтурным КУ применяется для электростанций среднего класса мощности от 25 до 230 МВт, и для крупных дубль-блочных схем мощностью 450 МВт. 1.1.3. ПГУ с КУ трех давления Тепловая схема трехконтурной ПГУ КЭС С КУ с промежуточным перегревом показана на рис. 1.9. 14 17 4 15 1 0 3 A 2 B C 5 D 16 Газы от ГТУ 0 13 A 8 21 2 2 20 12 11 1 0 C B 9 7 D 6 18 19 23 24 Рис. 1.9. Принципиальная тепловая схема ПГУ КЭС с КУ трех контурных давлении с промежуточным перегревом пара и деаэратором повышенного давления. 23 1 – Барабан высокого давления; 2 – пароперегреватель высокого давления; 3 – барабан среднего давления; 4 – барабан низкого давления; 5 – газовый подогреватель конденсата; 6 – испаритель низкого давления; 7 - экономайзер высокого и среднего давления; 8 – пароперегреватель низкого давления; 9 – испаритель среднего давления; 10 – экономайзер высокого давления; 11 - пароперегреватель среднего давления; 12 – испаритель высокого давления; 13 – промежуточный пароперегреватель; 14 – деаэратор; 15 – питательный электронасос низкого давления; 16 - питательный электронасос высокого и среднего давления; 17 – насос рециркуляции; 18 питательный электронасос высокого давления; 19 – электрогенератор; 20 – цилиндр низкого давления; 21 - цилиндр среднего давления; 22 - цилиндр высокого давления; 23 – конденсатор; 24 – конденсатный электронасос. КУ представленный на рис.1.9 имеет три контура генерации пара: ВД, СД и НД. Из конденсатора ПТ конденсат попадается в ГПК, перед которым в точке Р вводится расход рециркуляции Dр для обеспечения требуемой температуры перед КУ. В ГПК конденсат нагревается до температуры tкд, несколько меньшей температуры насыщения tдs, соответствующей давлению в конденсаторе Рд. Для нагрева конденсата, поступающего в деаэратор, до насыщения в него вводится насыщенный пар из барабана контура НД (том случае это может быть и перегретый пар НД).Из деаэратора электронасосами ПЭНВД/СД и ПЭННД питательная вода разводится по соответствующим контурам. ПЭННД снабжает питательной водой НД, а ПЭНВД/ПЭНСД – общий экономайзер СД ЭкВД/СД контуров ВД и СД, питающий БСД и контур ВД [12]. Подобные установки имеют большую электрическую мощность свыше 370 МВт. Если стандартные ПГУ представляют собой простое сочетание двух независимых энергетических установок, то при соединении компрессора с паровой турбиной образуется новый единый энергетический комплекс, характеристики которого принципиальным образом отличаются от характеристик стандартной ПГУ. Тепловая диаграмма для КУ, представляющая зависимость температур греющих газов ГТУ и нагреваемых воды или пара от тепловой мощности, передаваемой газами рабочему телу (пару или воде), в отдельных элементах КУ 24 показано на рис. 1.10. Величина QКУ представляет собой полезную тепловую мощность КУ. Т 0 9 A 1 1 10 8 7'' 7 7' B C 5 '' 6 6 ‘ D 6 '' 4 4' [3 2 0 A B C D 1 Q Рис. 1.10. Q, Т-диаграмма для трехконтурного ПГУ КЭС с КУ с промежуточным перегревом пара и деаэратором повышенного давления. - тепловая мощность ГПУ; - тепловая мощность ИНД; - тепловая мощность ЭВД/СД; - тепловая мощность ППНД; - тепловая мощность ИСД; - тепловая мощность ЭВД; - тепловая мощность ППСД; - тепловая мощность ИВД; - тепловая мощность ППП.; 1 – 2 – процесс нагрева конденсат в ГПК; 2 – 3 – нагрева конденсата в деаэраторе; 3 – 4‘ – 4‘‘ – догрев питательной воды до температуры и ее испарение в ИНД; 3 – 6 – нагрев воды в ЭВД/СД; 6 – 6‘ – 6‘‘ – догрев питательной воды до температуры и ее испарение в ИСД; 4‘‘ – 5 – перегрв пара НД в ППНД; 6 – 7 – перегрев в ЭВД; 7 – 7‘ – 7‘‘ – догрев питательной воды до температуры и ее испарение в ИВД; 6‘ – 8 – перегрев пара НД в ППСД; 7‘‘ – 9 – перегрев пара в ППВД; 10 – 11 – промежуточный перегрев пара в ППП. 25 В зависимости от сочетание ПТ и ГТ существуют моноблочные (1×ГТУ + 1×КУ + 1×ПТУ) и дубль-блочные (2×ГТУ + 2×КУ + 1×ПТУ) и n-блочные ПГУ. Известные блоки ПГУ-325 и ПГУ-800 скомпонованы по схеме 2×ГТУ + 2×КУ + 1×ПТУ и поэтому относятся к дубль-блокам. На рис 1.11 представлено тепловая схема дубль-блочный ПГУ [45]. бнд бвд Воздух Топливо к Дт вна энд инд ппнд эвд инд ппвд кс броу роу цнд цвд К-р бнд бвд Воздух Топливо к Дт вна энд инд ппнд эвд инд ппвд кс Рис 1.11. Тепловая схема дубль-блочный ПГУ. Благодаря наличию двух ГТУ малые нагрузки (не более 50%) на таких блоках могут быть поддержаны в режиме полублока т.е. 1×ГТУ + 1×КУ + 1×ПТУ. На рис I.12 представлено тепловая схема моноблочный ПГУ 26 бнд бвд Воздух Топливо к Дт вна энд инд ппнд эвд инд ппвд кс броу роу цвд цнд К-р Рис 1.12. Тепловая схема моноблочный ПГУ. Экономичность ПТУ по сравнению с ПГУ более устойчива к изменению нагрузки энергоблока, так, на относительной нагрузке 60% КПД моноблока ПГУ с ГТУ производства Alstom и Siemens снижаются на 3,5….5% от значения при номинальной нагрузке, в то время как КПД паротурбинного блока снижается на 1,5% [43]. Главная причина более резко падения КПД ПГУ со снижением нагрузки – уменьшение КПД ГТУ из-за падения ее полезной мощности. Снижение нагрузки ПГУ путем параллельного уменьшения мощности обеих ГТУ экономически оправдано до относительной нагрузки ГТУ, именно поэтому для условий Кот д‘Ивуара предлагается дубль-блочный вариант тепловой схемы ПГУ. 27 1.2. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ И РЕГУЛИРОВАНИЯ НАГРУЗКИ НА ПГУ КЭС С КУ В УСЛОВИЯХ КОТ Д’ИВУАРА Краткое описание республики Кот д’Ивуар Общие сведения. Республика Кот д'Ивуар (прежнее название - Берег Слоновой Кости) - бывшая колония Франции. В 1958 г. обрела статус Республики в рамках Французского сообщества, 7 августа 1960 г. стала независимым государством. Член ООН с 20 сентября 1960 г.Расположенный в тропиках западной Африки (рис.1.13). Рис. 1.13. Географическое положение государство республики Кот-д‘Ивуар. 28 Главные статьи экспорта: какао-бобы (первое место в мире) и кофе (третье место в мире), тропические фрукты, хлопок, пальмовое масло, акажу, древесина и пиломатериалы, каучук, сахарный тростник, табак, цемент, удобрения. В товарной структуре импорта преобладают топливо, машины и оборудование, электроника, товары ширпотреба, продовольствие, медикаменты [60]. Население - около 22млн. чел. (оценка на июль 2009), 26% из которых иммигранты, в своем большинстве выходцы из соседних стран. Уровень урбанизации – 51,3 %. Самой крупной диаспорой является буркинийская - более 2 млн. человек. Основные группы: бауле (23%), бете (18%), манде (18%), сенуфо (15%), малинке (11%), акан (31%), кру (9,4%). Всего насчитывается 61 народность. Значительна ливанская община (примерно 130 тыс. чел.). Традиционно крупная французская колония в Кот д'Ивуаре насчитывает порядка 9-10 тыс. человек [61]. Численность населения — 22 млн. (оценка на июль 2009). Официальная столица (с 1983 г.) - г. Ямусукро, главный город страны — Абиджан (экономическая cтолица). Имеются запасы нефти, газа, золота, никеля, алмазов, бокситов, железной руды, марганца, кобальта, меди, тантала, кремнезема Географическое положение государство показано на рис. 1.14 [5]. Страна лежит в двух климатических поясах – субэкваториальном на севере и экваториальном на юге. Климат на юге страны относительно влажный, тропический. Сезон дождей (апрель - середина июля, сентябрь-ноябрь) чередуется с сухими сезонами (середина июля - сентябрь, декабрь - март). На севере климат более сухой и жаркий. Средняя максимальная и минимальная температуры февраля-марта +35°С и +22°С, июля-августа +29°С и +21°С. В январе-феврале ветер с Сахары (харматтан) приносит песчаную пыль, которая в отдельные годы доходит до г.Абиджана. 29 Рис. 1.14. Карта Кот д‘Ивуара. Республика Кот-д'Ивуар, государство в Западной Африке, самая богатая страна из бывших колоний, входивших в состав Французской Западной Африки. На юге омывается водами Гвинейского залива, на востоке граничит с Ганой (668 км.), на севере - с Буркина-Фасо (584 км.), и Мали (532 км.). , на западе - с Гвинеей (610 км.) и Либерией (716 км.). Площадь 322,5 тыс. кв. км. Развитие энергетики в Кот д’Ивуаре Развитие энергетики в условиях Кот д‘Ивуара имеет свои особенности, связанные с ростом производства. Так в 1960 г.было произведено с помощью ГЭС 30 6,7 ГВт.ч., а в 2005 - 6571 ГВт. ч. Планируется увеличить производство электроэнергии к 2020 г. до 14328 ГВт. ч а к 2030 г. до 26895 ГВт. ч. [6]. Более чем 70% населения обеспечены электроэнергией. Кот д‘Ивуар опирается в своем развитии на Африканский Банк Развития, Европейский Союз (ЕС) и Всемирный Банк. Начиная с 1980г. в мире произошли три события, которые изменили условия функционирования и планирования рынка энергетики Кот д‘Ивуар. Первое – практически одновременно в разных странах начался процесс реформировании энергетического сектора и других важных сфер, таких как транспорт, водоснабжение, телекоммуникации. Это событие оказало большое влияние на цены и тарифы на энергетические продукты. Второе – это повышение внимания к экологическим вопросам. Третье – это возросший процесс интегрирования экономик различных стран, что потребовало учет спроса и предложения энергоресурсов. Эти события оказали непосредственное влияние на энергетический сектор Кот д‘Ивуар, который является открытым для внешнего рынка, и имеет свою специфику в связи с особенностями географического местоположения. В начале 70х годов в Кот д‘Ивуар проводились исследования по выявлению наличия нефтяных ресурсов на территории государства. Нефть была найдена, и добычи составляла 28000 баррелей. Дополнительные исследования, проведенные компанией PETROCI, выявили существенные запасы, которые на сегодня составляют более 6 миллиардов баррелей нефти. Нефтяная промышленность Кот д'Ивуара начала производство в 2001 году от ING, в период гражданской войны. В 2007 году экспорт нефти составил 28% от экспортных поступлений правительства. Основными источниками производства электроэнергии республики ―Котд'Ивуар‖ являются теплоэлектростанции (ТЭС) и гидростанции (ГЭС): электроэнергия вырабатывается на ТЭС - 72%. электроэнергия вырабатывается на ГЭС - 28%. 31 Общая установленная мощность электроэнергии республики ―Кот-д'Ивуар‖ в 2010г. составляет 5883,3 ГВт.ч. Установленная мощность тепловых электростанции (ТЭС) составляет 4257 ГВт.ч и обеспечивается за счет работы четыре тепловых электростанции. Таблица 1.4 Прогноз производства и потребления электроэнергии республики―Кот-д'Ивуар‖ на период 2005 – 2030 гг. Год 2005 2010 2015 2020 2025 2030 Производство электроэнергии, ГВт.ч 5571 5883 10457 14328 16630 26895 Национальное потребление, ГВт.ч 3995 5473 7499 10274 14077 19287 16900 19592 22712 26330 30523 35385 Население (*1000 чел. ) кол. При этом 25 % электроэнергии экспортируется в соседние страны (Гана, Буркина-Фасо, Мали Гвинея). Проблема покрытия неравномерных графиков электрической нагрузки характерна для любой энергосистемы мира. Она решается, как правило, тремя основными путями: генерирующих созданием в энергосистеме оптимальной мощностей, использованием перетоков с структуры соседними энергосистемами и привлечением потребителей к выравниванию графика нагрузки энергосистемы за счет административных (ограничивающих) и экономических (стимулирующих) мер. Описание ТЭС “AZITO Площадка под строительство электростанции находиться в промышленной зоне города Абиджан, район Юпугон Куте на расстоянии 10 км от города 32 Абиджан на берегу Атлантического океана. Электростанция занимает площадь 25 га. С одной стороны территория станции ограничена заливом Атлантического океана, а с другой — автомобильной дорогой на город Абиджан. Вдоль автомобильной трассы на Абиджан в 3,5 км от намеченной площадки под станции находиться площадка под строительство полипропиленового завода. Между строительными площадками электростанции и полипропиленового завода располагается завод по очистке и транспортировке природного газа. Очищенный природный газ, вырабатываемый данным заводом, планируется использовать в качестве основного топлива для электростанции. Характеристики существующей ТЭС “AZITO” На первом этапе строительства ТЭС ―AZITO‖ еѐ мощность должна достигнуть 300 МВт, а в дальнейшем 450 МВт. В этом случае ТЭС ―AZITO‖ становится самой мощной ТЭС на западе Африки и третьей ТЭС в самом крупном городе страны Кот д‘Ивуар в Абиджан. Чтобы обеспечить строительство ТЭС ―AZITO‖ был привлечен банковский капитал Всемирного банка развития. Реализация проект началась в июле 1998г. со строительства первой очереди ТЭС мощностью 150 МВт. Первый газотурбинный агрегат вступил в строй 15 января 1999г. Вторая очередь станции была осуществлена тем же блоком 150 МВт вступившим в строй в феврале 2000г. Основными агрегатами ТЭС являются ГТУ типа GT 13 E2 производства фирмы ALSTOM (рис.1.15) [57]. Этот газотурбинный агрегат состоит из компрессора, который имеет 21 ступень и газовой турбины с 5-ю ступенями. Достоинством ГТУ GT 13 E2 является малый выход окислов азота (NOx) после ГТУ в атмосферу. 33 Третий этап развития существующей ТЭС ―AZITO‖ заключался в дальнейшем наращивании еѐ мощности. За счет пристройки к двум ГТУ GT 13 E2 котла утилизатора и паровой конденсационной и создания парогазовой установки. Характеристики газотурбинного агрегата существующей ТЭС ―AZITO‖: 1 – Мощность турбины при температуре наружного воздуха 30 ˚С составляет N ÃÝ = 147 МВт. 2 – Расход газа на турбину составляет GÊÒ = 499 кг/с. 3 – Температура газа после камеры сгорания на входе в газовую турбину ÒÍÒ = 1116 ˚С. 4 - Температура уходящих газов за ГТУ равна ÒÊÒ = 538 ˚С. 5 – Число оборотов турбины 3000 об/мин, что соответствует частоте в системе Кот д‘Ивуар 50Гц. 4- электрогенератор; 5- камера сгорания; 6- выход газов Рис.1.15: общий вид энергетической ГТУ ( GT 13 E2 фирмы Alstom) 1- осевой компрессор; 2- газовая турбина; 3- забор воздуха; 34 35 Графики нагрузки используют для анализа работы электроустановок, для составления прогнозов электропотребления, планирования ремонтов оборудования, а также в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы. Для построения полного суточного графика электрической станции или электрической системы необходимо кроме промышленной учесть также, потери электроэнергии в электрических сетях системы и расход электроэнергии на собственные нужды. Прогнозные значения суточных графиков электрической нагрузки на ТЭС ,,Azito‖ представлены на рис. 1.16 и 1.17. Рис. 1.16.Суточный график нагрузки ТЭС ‗‗Azito‘‘ рабочих дней. Из графика видно, что в рабочие дни максимум нагрузки достигается с 19ч до 22ч. Небольшой спад нагрузки как правило, отмечается в часы обеденного перерыва (14ч – 18ч). Снижение нагрузки от установленной мощности до заданной диспетчерским управлением производится в 23ч – 8ч, а подъем в 9ч – 13ч. 36 Рис. 1.17.Суточный график нагрузки ТЭС ‗‗Azito‘‘ выходных дней. В выходные дни максимум нагрузки достигается с 18ч до 22ч. Снижение нагрузки от установленной мощности до заданной диспетчерским управлением производится в 23ч – 8ч, а подъем в 9ч – 17ч. Анализ недельных графиков нагрузок показывает, что максимальная разгрузка происходит в выходные дни. Типовой суточный график электрической нагрузки, отражающий суточные ритмы жизни общества и характерный для многих энергосистем (графики различных энергосистем отличаются не столько формой, сколько уровнем нагрузки), приведен на рис.1.17 и 1.18. На этих графиках выделяют три временные зоны: зону минимальной нагрузки (ночные часы, или ночной провал) с мощностью не более Рмин (50 %), зону средней, или полупиковой нагрузки с мощностью Рпп (75 %), такой, что Рмин Рпп Рмакс, и зону максимальной (90 % рабочих дней и 75% выходных дней ), или пиковой нагрузки с мощностью не более Рмакс. Полупиковая зона характеризуется однократным в течение суток значительным возрастанием нагрузки в утренние часы и ее глубоким спадом в конце суток, а пиковая - рядом относительно небольшой подъем (до уровня 37 максимальной нагрузки) и спад (до уровня полупиковой зоны) нагрузки в дневные часы суток. В ней присутствует один максимум потребления электроэнергии: вечерний пик. Это представляет собой совмещение потребления вечерней смены предприятий с потреблением электроэнергии в жилом секторе и сфере бытового обслуживания населения. В общем случае суточный график электрической нагрузки ТЭС ‗‗Azito‘‘ имеет чередующиеся между собой провалы, подъемы, спады и пики, которые определяют в целом его неравномерный (неровный) характер. Современные условия работы парогазовых ТЭС отличаются ужесточением требований к предельно допустимым выбросам в атмосферу, введением платы за выбросы, повышенной концентрации выбрасываемых вредных веществ в окружающую среду. В Кот д‘Ивуаре до сих пор при эксплуатации электростанций не уделялось внимания энергоблоками. ТЭС оптимальному Кот д‘Ивуара распределению работают с нагрузки между неоптимизированным распределением нагрузки между энергоблоками (ГТУ), что приводит к перерасходу топлива и низкой экономичности при равной суммарной мощности электростанции. Необходимость оптимизации режимов работы парогазовой ТЭС является важным вопросом. При эксплуатации электрических станций в Кот д‘Ивуаре обычно учитываются следующие основные требовании: 1. Производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии; 2. Подача и отпуск заданной мощности в соответствии с заданным графиком нагрузки; 3. Обеспечение качества электроэнергии у потребителей. Но все эти требование не всегда соблюдаются, так как работники ТЭС не очень квалифицированы. Кроме того, на станции нет оборудования в состоянии 38 резерва, поэтому в случае аварии значительно снижается количество вырабатываемой энергии. Еще ремонт оборудования происходит на открытом воздухе, и погодные условия могут затруднить его, или вовсе отложить на неопределенное время. Внутристанционная задача особенно актуальна на стадии оперативного планирования и управления режимом станции, она позволяет получить экономию топлива и надежность работы агрегатов за счет выбора их состава. В Кот д‘Ивуаре задачу управления энергосистемой выполняет ―SOGEPIE‖, компания, управляющая собственным ивуарийским электричеством, которая через дистанционное управление регулирует спрос электроэнергии по времени. В настоящее время энергосистема Кот д‘Ивуара состоит из пяти гидроэлектрических станций (Аяме I: 102,4 ГВт∙ч, Аяме II: 164 ГВт∙ч, Косу: 50,2 ГВт∙ч, Таабо 511,7 ГВт∙ч , Быо 783,2 ГВт∙ч и Фае 6,1 ГВт∙ч), установленная мощность которых по производству электроэнергии составляет 1618,4 ГВт∙ч и четыре тепловые электростанции, (Азито, Сипрэл, Вриди и Агреко) с установленной энергетической мощностью 4257 ГВт∙ч Таким образом, суммарная установленная энергетическая мощность энергосистемы Кот д‘Ивуара составляет 5883,3 ГВт∙ч. При модернизации ГТЭС по парогазовой схеме необходимо учитывать взаимосвязь между отдельными элементами тепловой схемы, трубопроводами, смесителей; задвижек, клапанов и др. Параметры наружного воздуха, забираемого компрессором, постоянно изменяются, и в результате существенно изменяются основные параметры и характеристики ГТУ: электрическая мощность, КПД производства электроэнергии, потребление топлива, количество и параметры выходные газов. Энергетические ГТУ большую часть времени работают на нерасчетных (переменных) режимах [1]. Изменение электрической нагрузки ГТУ при ее эксплуатации осуществляют изменением расхода засасываемого компрессором воздуха (количественное регулирование) либо изменением удельной полезной работы газов в ГТ 39 (качественное регулирование). В обоих случаях воздействуют на топливные клапаны, изменяя расход топлива в КС ГТУ. При переходе к частичным нагрузкам целесообразно так организовать работу установки, чтобы максимально возможно сохранить ее экономичность. Это удается при количеством регулировании, для чего все современные энергетические ГТУ снабжены ВНА и ПНА первых ступеней компрессора. Применение эти устройств позволяет изменять проходное сечение проточной части компрессора и осуществлять работу ГТУ при параметрах, охватывающих всю приемлемую зону универсальной характеристики компрессора. Для наиболее распространенных ПГУ КЭС характерным является поддержание постоянства температуры газов на входе в котел-утилизатор (КУ) в диапазоне нагрузок 60 ’ 100% от номинальной. Для ПГУ КЭС регулирование частоты и мощности осуществляется ГТУ с учетом соотношения газотурбинной и паротурбинной частей мощности ПГУ и динамических характеристик ГТУ, КУ и паровой турбины (ПТ) как объектов регулирования. Поддержание контролируемого значения температуры газов за газовой турбиной, поступающих в КУ, производится путем автоматического изменения положения входного направляющего аппарата (ВНА) ГТУ, установленного перед первой ступенью компрессора. ВНА служит для управления расходом воздуха, необходимого для поддержания заданной температуры за газовой турбиной. Нагрузка ГТУ в диапазоне 100 - 60% от номинальной мощности и температура газов на выходе из газовой турбины регулируются путем изменения расхода воздуха через компрессор с помощью ВНА и расхода топлива регулирующим топливным клапаном (РКТ) при примерно постоянной температуре выхлопных газов газовой турбины. Этот диапазон нагрузок является наиболее экономичным и безопасным, так как в нем незначительно изменяется КПД ГТУ. Однако, все это справедливо для температур наружного воздуха близких к расчетному значению (tв = 15 °С), на которые ГТУ рассчитываются и проектируются. 40 Парогазовые установки, выполненные по дубль-блочной или трипл-блочной схеме, проигрывают одновальным ПГУ при работе на частичных нагрузках. Мощность энергетической ГТУ зависит от расхода рабочего тела G и удельной полезной работы НГТУ. Изменения электрической нагрузки можно осуществить изменением расхода G или удельной полезной работы НГТУ, т.е. если применить количественный или качественный способ регулирования. Наиболее выгодно количественное регулирование при практически неизменных температуре и давлении рабочего тела. Полностью такой способ регулирования можно реализовать когда при снижении нагрузки из рабочего контура удаляют часть воздуха. При качественном регулировании расход рабочего тела и изменение удельной полезной работы считают постоянными. При количественно-качественное регулирование мощности, уменьшение нагрузки сопровождается снижением начальной температуры газов Тн.т. (воздействием на топливные клапаны системы топливоподачи) и степени повышения давления воздух πк при небольшом изменении расхода рабочего тела рис.1.18 [1]. 1,1 0,9 0,7 0,5 0,4 0,6 0,8 1,0 Рис.1.18. Режимные характеристики одновальной энергетической ГТУ. 41 Экономичность работы ГТУ при частичных нагрузках (N<1,0) зависит от того, насколько резко уменьшается удельная полезная работа Нгту при незначительном изменении расхода газов в ГТ Gг. При переходе к частичным нагрузкам целесообразно использовать технические средства, позволяющие уменьшать расход газов и в меньшей степени воздействовать на Нгту. Это позволяет проектировать энергетические ГТУ с высокой экономичностью работы при частичных нагрузках. В газотурбинных энергетических установках электрическая нагрузка может быть снижена при уменьшении расхода топлива и снижении начальной температуры газов. Это свою очередь приводит к снижению сопротивления газового тракта и давления газов перед ГТУ и к некоторому увеличению расхода газов. Работа сжатия в компрессоре уменьшается, но в большей мере снижается работа расширения газов в турбине, и, как следствие, падает значение Нгту. Такое снижение возможно до тех пор, пока значение Нгту не приблизится к нулю, т.е. установка перейдет в режим холостого хода. При этом происходит значительное уменьшение экономичности ГТУ. Другой подход к снижению нагрузки используется в современных энергетических ГТУ. Снижение нагрузки при незначительном колебании начальной температуры газов и использовании ВНА компрессора связано с переходом компрессора на новую изодрому при его работа. Применение ВНА и поворотных направляющих аппаратов (ПНА) первых ступеней компрессора позволяет изменить проходное сечение начала проточной части компрессора и осуществить работу установки при параметрах, охватывающих всю приемлемую зону характеристик компрессора. В этом случае каждое значение нагрузки будет достигаться не при однозначной взаимосвязи расхода, температуры, давления рабочего тела и приведенной частоты вращения компрессора, а при произвольно выбранной, например, температуре газа и соответствующих этой температуре прочих параметрах. Выполнение современных компрессора с ВНА и ПНА в определенных условиях дает значительное преимущество по экономичности ГТУ и при 42 частичной нагрузке улучшает показатели работы при изменении параметров наружного воздуха, позволяет не допустить режимы неустойчивой работы компрессора, облегчает запуск установки [1]. 1.3. В ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ И ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПГУ КЭС С КУ последние время большой объем исследований, касающихся перспективных типов ПГУ с КУ, выполнен сотрудниками НИЛ МЭИ (ТУ) «ГТУ и ПГУ ТЭС» под руководством Бурова В.Д. [1]. В работах имеет место глубокий анализ технических решений и их экономической эффективности для парогазовых установок на базе мощных высокотемпературных ГТУ. Тем не менее, использование в составе ПГУ газотурбинных агрегатов с умеренными температурами газов обуславливает свои особенности при формировании тепловых схем и выборе параметров рабочих тел установок. На стадии формировании тепловых схем парогазовых установок в первую очередь возникает вопрос о тепловой экономичности и экономической целесообразности тех или иных технических решений. Учитывая широкий спектр характеристик газотурбинных агрегатов, задача оптимального сочетания параметров элементов, входящих в состав ПГУ, должна решаться индивидуально с учетом конкретных технических и экономических особенностей проекта. Тем не менее, существует необходимость уж на стадии предпроектных разработок обеспечить специалиста рядом методических положений и рекомендаций, позволяющих без выполнения трудоемких расчетов такой системы как ПГУ заведомо неэффективные решения и формировать наиболее оптимальные варианты для дальнейшей детальной проработки. На данный момент фактически отсутствуют четкие методики и рекомендации по выбору профиля и оптимальных параметров тепловой схемы, 43 которые бы учитывали особенности основного оборудования ПГУ КЭС с КУ в условиях Кот д‘Ивуара и его технологических связей. При реализации проектов параметры генерируемого энергетическим модулем пара приходится принимать, ориентируясь на проекты-аналоги, а также на параметры существующих паротурбинных установок, что не всегда является наиболее оптимальном вариантом. Зачастую в подобных случаях решения принимаются, исходя из попыток провести аналогии с традиционными паросиловыми установками, при этом не учитываются особенности взаимосвязи различных параметров, присущих ПГУ. Это в результате приводит к занижению показателей тепловой и как следствие экономической эффективности установки. Необходимость оптимизации режимов работы парогазовой ТЭС является важным вопросом [47]. Эта внутристанционная задача особенно актуальна на стадии оперативного планирования и управления режимом станции, ее решение позволит получить экономию топлива и надежность работы агрегатов за счет выбора их состава [8]. Специалистами, занимающимся исследованиями в области ПГУ, затрагивался вопрос режимов работы ПГУ КЭС с КУ. Одной из самых ранних является работа Андрющенко А.И. и Лапшова В.Н. [15]. Авторы отмечают необходимость оптимизации параметров рабочее тел ПГУ: «…нахождение их термодинамические наивыгоднейших значений является первым и важнейшим этапом общего технико-экономического исследования циклов и схем парогазовых установок», а также работа Аракелян Э.К., и Болонов В. О. [16]. Авторы отмечают что, наиболее важной составляющей критерия оптимальности в отношении эффективности работы станции является экономическая составляющая, которая характеризует суммарный расход топливо по блоку. Для этого задаются расходные характеристики оборудования ТЭС. Одной из особенностей установок базирующихся на использовании газотурбинных и парогазовых технологий является зависимость режима работа их основного элемента – ГТУ от изменения внешних условий. Анализ характеристик большинства газотурбинных агрегатов, указывает на значительные изменения 44 параметров выхлопных газов ГТУ, которые неизбежно повлияют на характеристики пара, генерируемого в котле-утилизаторе, и работу ПГУ в целом. По этой причине следует при выборе параметров рабочих тел, а также тех или иных технических решений, учитывать указанные изменения, принимая во внимание климатологию рассматриваемого региона. В литературе отсутствует в достаточном объеме работы, в которых бы количественно анализировалась взаимосвязь между параметрами рабочих тел ПГУ в зависимости от их возможного изменения. В условиях рыночных отношений выбор различных технических решений неизбежно зависит от экономической контуры. Окончательными критериями при выборе того или иного варианта регулирования являются критерии экономической эффективности проекта. Поэтому существует необходимость наряду с оптимизацией с точки зрения тепловой экономичности провести исследование экономической эффективности различных оптимизационных решений. 1.4. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ Вопрос выбора оптимальных режимов работы парогазовой установки с наилучшими технико-экономическими показателями возникает на стадии подготовки предложения при сооружение новых ПГУ и реконструкции существующих ТЭС. Определение оптимального режима работы парогазовой ТЭС позволит сократить топливные издержки на ПГУ ТЭС, улучшить экологические характеристики и финансово-экономические показатели станции и всей энергосистемы в целом. Это еще раз подчеркивает важность выбора и актуальность данной работы. 45 Выбор параметров должен быть проведен в короткие сроки и учитывать специфику расположения нового блока ПГУ, режим его работы и рыночную ситуацию с учетом цен на топливо и на электроэнергию. Выбор оптимальных параметров должен осуществляться с помощью программ расчета, дающих надежные результаты. Исходя из вышесказанного, в диссертационной работе ставятся следующие задачи: 1. Провести выбор наиболее рациональной для условий Кот д‘Ивуара типа тепловой схемы парогазовой ТЭС с КУ. 2. Разработать методические основы оптимизации режимов работы парогазовых КЭС. На основе разработанных методических подходов провести исследования и выполнить анализ влияния режимов работы и способа регулирования, а также структурных особенностей схемы ПГУ на оптимизацию указанных параметров. 3. Выработать обобщенные рекомендации по выбору способа регулирования при прохождении графика суточных нагрузок. 4. Исследовать влияние неравномерности характеристик ГТУ на показатели энергетического модуля «ГТУ-КУ» и парогазовой установки в целом при прохождении графиков электрических нагрузок. Выполнить анализ годовых показателей работы ПГУ-КЭС с учетом неравномерности характеристик ГТУ, суточных графиков электрической нагрузки. 5. Провести оценку тепловой экономичности создания ПГУ-КЭС на базе действующей газотурбинной электростанции Azito с учетом полученных оптимизационных решений. 46 ГЛАВА 2. ПАРОГАЗОВАЯ ТЭС С КУ В УСЛОВИЯХ КОТ Д’ИВУАРА 2.1. Тепловая схема ПГУ КЭС Как показал обзор типов ПГУ-ТЭС с КУ выполненный в главе 1, они могут быть реализованы по различным схемам, иметь несколько контуров давления пара, блочное и многоблочное исполнение, иметь разные типы котлов утилизаторов. Исследования проведенные ведущими энергетическими фирмами «Альстом», «Сименс», «Дженерал электрик» и др. показали, что наилучшими показателями на конденсационном режиме обладают ПГУ с КУ трех давлений. Однако, принимая во внимание повышенную сложность схемы, высокую стоимость, издержки по обслуживанию и эксплуатации, при сравнительно не высоком росте КПД (менее 2% по отношению к двухконтурным схемам ПГУ КЭС), а также учитывая тот факт, что в Кот д‘Ивуаре стоимость природного газа не столь высока по мировым меркам (цена природного газа, используемого на производство электроэнергии на ТЭС Azito составляет 111050,36 франков за 1 тыс. кубометров (211 долларов за 1 тыс. кубометров)) все преимущества данного типа схем нивелируются и использование их для реконструкции ТЭС Azito будет не оправданным с технико-экономической точки зрения. В силу этого исследования с трехконтурными схемами ПГУ-ТЭС в данной работе не проводились. Парогазовые энергоблоки с котлом-утилизатором двух уровней давления отличаются высокими показателями тепловой экономичности и гибкостью в режимах работы при прохождении графика тепловых нагрузок. Схемы ПГУ-ТЭС с КУ одного давления характеризуются большей простотой схемы, но более низким КПД по сравнению с другими типами схем, что объясняется невозможностью значительного снижения температуры уходящих газов за КУ на всем диапазоне изменения температур наружного воздуха в годовом разрезе. 47 Выбор структуры тепловой схемы и распределение в ней теплового потока, зависит в первую очередь от типа ГТУ, условий работы, графика нагрузок, а также финансовых условий. Для выбора наиболее предпочтительного варианта создания ПГУ ТЭС для условий Кот д‘Ивуара был проведен сравнительный анализ характеристик ПГУ с одним и двумя контурами давлений в котле утилизаторе. За основу была принята одна и также газотурбинная установка типа GT13E2 фирмы Alstom, которая в настоящее время и находится в эксплуатации на ТЭС. Характеристики ГТУ приведены в таблице 2.1. (для температуры наружного воздуха Тнв=300С) [46]. Таблица 2.1 Характеристики ГТУ типа GT13E2 фирмы Alstom. Наименование Электрическая мощность ГТУ КПД производства электроэнергии ХарактерисМассовый расход тики выходных газов ГТУ энергетичесТемпература кой ГТУ выходных газов ГТУ Избыток воздуха в выходных газах ГТУ Давление перегретого пара ВД Давление перегретого пара НД Характерис- Недогрев на горячем конце тики паровой пароперегревателя части ПГУ ВД Температура перегретого пара НД Температурный Обозначение Размерность Значение N ГЭ,АВТ кВт 147,064 % 34,26 Кг/с 9,275 С 538 - 3 ВД РПЕ МПа 7,2 НД РПЕ МПа 0,66 Э,АВТ Г GКТ Т КТ 0 КТ ВД ПЕ 0 С 25 НД Т ПЕ 0 С 220 0 С 8 1 48 напор на холодном конце испарителя ВД Температурный напор на холодном конце испарителя НД Температура конденсата на входе в КУ 0 С 10 0 С 60 2 t в.вх Основные результаты расчета тепловой схемы ПГУ КЭС на базе GT13E2 (Alstom) при 100% нагрузке блока с использованием программного комплекса ―Thermoflow‖ приведены в табл. 2.2 -2.4. Таблица 2.2 Результаты расчета тепловой схемы ПГУ КЭС при температуры наружного воздуха 30 0С с прямоточной системой технического водоснабжения. Параметр Температура наружного воздуха, Электрическая мощность ГТУ, брутто КПД ГТУ по производству электроэнергии брутто Расход топливного газа, (Qнр=46,280 МДж/кг) Температура газов за газовой турбиной ГТУ Расход уходящих газов за газовой турбиной ГТУ С одноконтурным КУ 30 С двухконтурным КУ 30 МВт 147,058 147,058 % 34,29 34,29 кг/с 9,267 9,267 °С 538,4 538,4 кг/с 499 499 Разм. 0 С ГТУ КУ Контур высокого давления (ВД) паропроизводительность кг/с 120,2 давление пара МПа 7,365 температура пара °С 503,8 121,8 7,365 503,8 49 Контур низкого давления (НД) паропроизводительность кг/с 27,95 давление пара МПа 0,539 температура пара °С 260 Температура уходящих газов °С 108,2 ПТУ Электрическая мощность ПТУ МВт 136,246 154,308 Номинальное давление пара в МПа 0,00864 0,00864 конденсаторе Параметры контура высокого давления на входе в ЦВД турбины Давление пара высокого давления МПа 7,15 7,15 Темпер. пара высокого давления °С 501,7 501,7 Расход пара высокого давления кг/с 120,2 121,8 Параметры контура низкого давления на входе в ЦНД турбины Давление пара низкого давления МПа 0,508 Температура пара низкого °С 258,3 давления Расход пара низкого давления кг/с 27,95 Показатели ПГУ Электрическая мощность блока МВт 430,361 448,423 брутто мощность ГТУ МВт 147,058 147,058 мощность ПТУ МВт 136,246 154,308 Электрическая мощность блока МВт 419,061 436,067 нетто Расход топлива на ПГУ-ТЭЦ кг/с 18,534 18,534 Общий расход электроэнергии на МВт 11,3 12,356 СН КПД электрический брутто % 50,17 52,28 КПД электрический нетто % 48,86 50,84 Далее были определены энергетические показатели одноконтурный и двухконтурный ПГУ с КУ, результаты которые приведены в табл. 2.3. Таблица 2.3 Энергетические показатели схемы ПГУ с одноконтурным и двухконтурным КУ. Наименование и размерность С одноконтурным С двухконтурным 50 Мощность паровой турбины, кВт Мощность газовой турбины, кВт Общая электрическая мощность ПГУ (нетто), кВт Общая электрическая мощность ПГУ (брутто), кВт Расход топлива, кг/с КПД ПГУ по производству электроэнергии (брутто), % КПД ПГУ по производству электроэнергии (нетто), % КУ 136246 147058 КУ 154308 147058 419061 436,067 430361 448,423 18,534 18,534 50,17 52,28 48,86 50,84 Сравнение потребителей собственных нужд в ПГУ блоках 1-ого давления и 2-х давлений приведены в табл. 2.4. Таблица 2.4 Сравнение потребителей собственных нужд в ПГУ блоках 1-ого давления и 2-х давления. Параметр Температура наружного воздуха, Топливный компрессор ГТ Питательный насос КУ Конденсатный насос Циркуляционный насос Теплоснабжение, вентиляция кондиционирование и освещение Включенные приводы собственных нужд (от модуля ―PEACE‖) Собственные нужды газовой турбины Собственные нужды парового цикла Собственные нужды электростанции Программа оценила полные вспомогательные оборудования станции Разм. 0 С кВт кВт кВт кВт С одноС двухконтурным контурным КУ КУ 30 30 3554 3554 1779,6 1749,4 72,24 592,9 1165,3 1541,8 кВт 265 275 кВт 1142 1183,2 кВт кВт кВт 664,8 290 215,2 664,8 328,4 224,2 кВт 9148 10114 51 Фактические (введенные пользователем) полные собственные нужды электростанции Потери трансформатора Полные собственные нужды и потери трансформатора кВт 9148 10114 кВт 2151,8 2242,1 кВт 11300 12356 Далее были определены энергетические показатели одноконтурный и двухконтурный ПГУ с КУ [46]. Окончательный выбор числа контуров в ПГУ с котлом-утилизатором для республики Кот д‘Ивуара может быть сделан с учетом местных условий и выбора соответствующего оборудования. Анализ сравнения результатов расчета тепловой схемы ПГУ с одноконтурном и двухконтурным котлом–утилизатором с использованием программного комплекса «Thermoflow» позволяет предложить схему ПГУ с двухконтурным КУ. В качестве иллюстрации данных технических решений и дальнейших исследований была взята тепловая электростанция в Кот Д‘Ивуаре ТЭС - Azito. Установленная электрическая мощность расширяемой части ТЭС ―AZITO‖ предусмотрена путем применения парогазового энергоблока мощностью 450 МВт. В целях обеспечения надежности электроснабжения внешних потребителей, парогазовый энергоблок предусматривается с конфигурацией основного оборудования 2ГТ+2КУ+1ПТ. Выдача электрической мощности предусматривается на напряжении 220 кВ и 11кВ. Режим работы электростанции - базовый, по графику электрических нагрузок. Основное топливо - природный газ. Аварийное топливо — жидкое (дизельное). В настоящее время программа развития энергетики Кот д‘Ивуар базируется в основном на ускоренном строительстве парогазовых установок, что связано с достаточно высокими значениями электрического кпд этих установок и относительно небольшим сроком ввода их в эксплуатацию. 52 В связи с увеличением спроса на электроэнергию был предложен проект «Расширение ТЭС ‖AZITO‖ блоком ПГУ КЭС Значительный интерес энергетика страны проявляют к применению на ТЭС парогазовый технологии. На рис. 2.1 представлена тепловая схема ПГУ КЭС с КУ. Рис. 2.1. Представлена тепловая схема ПГУ КЭС. 1 – компрессор; 2 – камера сгорания; 3 – газовая турбина; 4 – генератор ГТ; 5 – котелутилизатор; 6 – деаэратор; 7 – ЦВД; 8 – ЦНД; 9 – генератор ПТ; 10 – конденсатор паровой турбины; 11 – конденсационный насос; 12 – конденсатор пара уплотнений; 13 – питательный насос ВД; 14 – питательный насос НД; 15 – насос рециркуляции; 16 – барабан НД; 17 – барабан ВД; 18 – перегреватель ВД; 19 – испаритель ВД; 20 – экономайзер ВД; 21 – перегреватель НД; 22 – испаритель НД; 23 – ГПК; 24, 25 – стопорные и регулирующие клапаны; 26 – сепаратор ПТ; 27 – дымовая труба 2.2. Состав и характеристики основного оборудование ПГУ КЭС Azito 53 Возможным решением создания блочная схема парогазового блока является дубль - (2 ГТУ типа GT-13E2, 2 котла – утилизатора, 1 паровая конденсационная турбина). Парогазовая установка выполняется по бинарной схеме с полной утилизацией тепла уходящих газов ГТУ в котлах-утилизаторах и выработкой электроэнергии в паровом турбоагрегате. Состав блока ПГУ-450: - Две газотурбинные установки тип GT-13E2 фирмы «Alstom» с мощностью 2×147 МВт с электрогенераторами и воздушным охлаждением; - Два котла-утилизатора (КУ); - Одна паровая турбина типа с электрогенератором и воздушным охлаждением, монтируемая на общем с турбиной фундаменте. GT-13E2 представляет собой одновальную однокорпусную конструкцию с единым валом турбины и компрессора и непосредственным приводом турбины. Основные характеристики этой ГТУ в условиях ISO 2314 приведены в табл. 2.5. [56]. Таблица 2.5 Технические данные энергетический ГТУ типа GT-13E2. Размернос Топливо ть природный газ Частота Гц 50 Электрическая мощность МВТ 164,3 Электрическая мощность, пиковая МВТ 175,6 Электрический КПД % 37,5 Тепловая мощность кДж/кВ.ч 9558 Скорость вращения вала (частота) об/мин 3000 Степень сжатия компрессора – 15,0 о Температура уходящих газов С 525 Расход уходящих газов кг/с 525 Выброс NOх (приведено к 15% О2, сух) (ppm) 25 ГТУ типа GT13Е2 имеет газовой турбине 5 ступеней, в компрессоре 21 ступеней. Типа камера сгорания – одноступенчатая кольцевая. 54 ГТУ типа GT13E2 имеет высокий КПД и низкие выбросы. На характеристики ГТУ практически не оказывая влияние изменение время года, так как температура наружного воздуха практически постоянная в течение всего года. Два котла-утилизатора двухконтурные горизонтального профиля, барабанного типа с естественной циркуляцией среды в испарительных контурах высокого и низкого давления. Котлы-утилизаторы не связаны между собой. К каждому котлу подводится газ от выхлопа одной газовой турбины. Пар от обоих котлов подводится к одной паровой турбине. Котел оснащается системой автоматического регулирования технических параметров, технологическими защитами и блокировками, дистанционным управлением, системой технического контроля параметров. Конструкцией КУ предусматривается дренирование поверхностей нагрева и трубопроводов и возможность проведения пусковых и эксплуатационных промывок. Рабочий диапазон изменения нагрузки КУ 100-50% от номинальной. Изменение нагрузки достигается изменением расхода топлива и воздуха в ГТУ. Паровая турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат, состоящий из ЦВД и ЦНД. Пар высокого давления подводится к турбине через два блока стопорно-регулирующих клапанов по двум трубопроводам. Пар низкого давления подается в проточную часть ЦВД из коллектора одним трубопроводом. Достоинством ПГУ утилизационного типа является простота и относительно высокая экономичность. Важным достоинством ПГУ с большой долей газотурбинной мощности является почти вдвое меньшая потребность в охлаждающей воде. Повышение давления в конденсаторе паровой части значительно меньше влияет на показатели таких ПГУ. Стоит отметить компактность таких установок и сравнительно невысокую их удельную стоимость. Паровая часть ПГУ бинарного типа эксплуатируется обычно на скользящем давлении; на установившихся режимах регулирующий клапан паровой турбины полностью открыт и пропускает расход пара, который, как и его параметры, 55 полностью определяется режимом работы ГТУ. Схема работы и система оказываются при этом простейшими, а надежность ПГУ - наивысшей. Вполне вероятно, что схемы нескольких давлений появились как альтернатива циклов, теплоносителями в которых являются низкокипящие вещества. При заданной конструкции парогенератора и заданных температурах теплоносителя давление пара, получаемого в парогенераторе, для цикла одного давления зависит от температурного перепада между теплоносителем и кипящей водой. Причем даже при неограниченно большой поверхности парогенератора температура пара не может быть больше температуры теплоносителя на выходе из парогенератора. Следовательно, какой бы высокой ни была температура теплоносителя на входе в парогенератор, давление пара в парогенераторе определяется температурой теплоносителя на выходе из него. Таким образом, необходимо стремиться к получению возможно большей температуры теплоносителя на выходе из парогенератора. Этого можно добиться либо увеличением температуры на входе и выходе из парогенератора, либо уменьшением температурных напоров между теплоносителем и кипящей водой. В первом случае увеличение температуры ограничивается возможностями конструкционных материалов и их стоимостью. Эта операция требует, как правило, применения высоко качественных материалов с высокими прочностными характеристиками. Расчеты по определению оптимальных параметров показывают, что температура теплоносителя должна быть ниже температур, которых позволяет достичь имеющиеся в настоящее время материалы. Для уменьшения температурного напора между теплоносителем и кипящей водой желательно применять в качестве теплоносителя материалы с возможно большими теплоемкостями, либо увеличить расход рабочей среды через парогенератор. Двухцилиндровые турбины без промежуточного перегрева пара, предназначенные для работы в составе парогазовых установок (ПГУ). Турбины могут использоваться как при строительстве новых электростанций, так и при реконструкции по парогазовому циклу действующих паротурбинных 56 ТЭС. Возможны модификации турбин в соответствии с потребностями конкретного заказчика. 2.3. Влияние климатических условий Кот д’Ивуара на характеристики ГТУ Как показали исследования количество производства электроэнергии гораздо более важно для тепловых электростанций в течение пиковых нагрузок т.к., благодаря высоким ценам продажи в течение пиковых периодов увеличиваются доходы и растет прибыль. Однако, количество производства электроэнергии не постоянно на парогазовых электростанциях и обуславливается окружающими условиями, (температурой, давлением и относительной влажностью), а так же зависит от заводских характеристик ГТУ. Поскольку окружающий воздух используется непосредственно как рабочее тело, в газовых турбинах наибольшее влияние оказывает температура наружного воздуха. Колебания давления наружного воздуха на действующих установках происходят в ограниченных пределах, что определяет небольшое их влияние на работу ГТУ. Еще меньшее влияние оказывает изменение влагосодержание рабочего тела. Другие показатели оказывают и вовсе на порядок меньшее влияние [48, 50]. Среднемесячные температуры наружного воздуха для условий Кот д‘Ивуара колеблется от +25 С до +30 C, но количество осадков и их режим различны. Климат в южной части страны, в зоне экваториального климата, жаркий и влажный с сильными дождями. Электрическая мощность газовой турбины зависит от эффективности достигнутой в компрессоре ГТУ. С увеличением температуры наружного воздуха уменьшается его плотность, что соответственно приводит к уменьшению электрической мощности всей ГТУ. Эффект окружающей температуры на производство электроэнергии и потребление топлива в простом цикле обычно приводится для температуры в условиях ISO. Помимо этого на мощность ГТУ 57 влияет также и температура перед первыми ступенями газовой турбины с учетом системы охлаждения [60]. Существует несколько методов и технологий, которые позволяют сократить потерю внутренней мощности в ГТУ, но это влечет за собой дополнительную установку оборудования, и как следствие дополнительные эксплуатационные затраты [61]. Использование увлажнения воздуха в компрессоре газовой турбины увеличивает плотность основного потока воздуха и воздуха системы охлаждения, что приводит к увеличению эффективности работы компрессора. Однако, влажность до системы фильтрации влияет на мощность газовой турбины [63]. Аналитические исследования проведенные применительно к оценки мощности газовой турбины показали влияние входных данных, связанные с испытанием эксплуатационных характеристик газовой турбины GT13E2. На рис.2.2 показано фактическое изменение тепловой эффективности в течение проведения испытаний эксплуатационных характеристик, когда исследовалось влияние температуры наружного воздуха при изменении нагрузки ГТУ на 60%, 80% и 100%. При более высоких нагрузках потеря экономичности в зависимости от температуры наружного воздуха происходит менее явно, в то время как при низких нагрузках падение термического КПД более существенно. Вероятная причина состоит в том, что, когда ГТУ работает на номинальном режиме со 100% нагрузкой ВНА находится в полностью открытом положении и внутренние потери ГТУ при этом минимальны. Поэтому, важно обратить внимание на эту особенность ГТУ при изменении температуры наружного воздуха при работе на частичных и номинальных нагрузках. Анализ данных показывает, что на полной нагрузке отклонение величины термического КПД меньше, при 60%, где падение КПД происходит быстрее Рис. 2.2 показывает фактическое изменение тепловой экономичности и полезной мощности ГТУ GT13E2, в зависимости от температуры наружного воздуха при номинальном режиме работы в течение года. Каждая точка на рис. 2.2 соответствует среднемесячному значению исследуемого показателя, что позволяет получить непрерывную визуальную перспективу результатов. При этом 58 температура наружного воздуха в течение года меняется приблизительно от 39 С до 21 С. [53]. Рис. 2.2. Изменение характеристик ГТУ в зависимости от изменения среднемесячных температур наружного воздуха в номинальном режиме. Электрическая мощность ГТУ GT13E2 изменяется от приблизительно 132 МВт до 147 МВт в зависимости от снижения температуры наружного воздуха. Исследования, приведенные на рис. 2.3 показывает, что фактическое изменение тепловой экономичности ГТУ в зависимости от изменения температуры наружного воздуха при номинальной нагрузке составляет порядка 11 % от номинала, в течение годового диапазона [53]. Из результатов также видно, что в номинальном режиме, отклонение значений тепловой экономичности и электрической мощность менее явно по сравнению с переменными режимами. 59 Рис. 2.3. Изменение характеристик ГТУ от нагрузки. Влияние температуры наружного воздуха на основные показатели тепловой экономичности ГТУ GT13E2 приведены в табл. 2.6. Таблица 2.6 Влияние температуры наружного воздуха на основные показатели тепловой экономичности ГТУ GT13E2. Показатель Температура наружного воздуха, оС Электрическая мощность ГТУ, МВт КПД ГТУ по производству электроэнергии, % Снижение электричкой мощности ГТУ по отношению к условия ISO 2314, % Величина +15 +20 +25 +30 +35 +40 164 159,3 152 147 142,1 139,7 135,8 37,5 35,3 34,6 34,3 33,87 32,38 32,26 0 2,9 7,90 11,5 15,4 17,4 +45 20,7 60 Уменьшение термического КПД при условии ISO 2314 Температура наружного воздуха 15 о C, % 0 6,2 6,9 7,8 10,7 15,1 16,24 Значительная потеря электрической мощности ГТУ (более 20%) происходит вследствие возрастания затрат на внутреннюю мощность компрессора при сжатии воздуха с более высокой температурой. 2.4. Анализ влияния температуры наружного воздуха на выработку электроэнергии от ГТУ Проведенные исследования показывают значительное влияние температуры наружного воздуха на величину электрической мощности и экономичность ГТУ. Для газовой турбины GT13E2 выявлено, что для каждого повышения градуса температуры наружного воздуха будет происходить падение тепловой экономичности на 0.07% и электрической мощности на 1,47 МВт, по отношению к данным при условии ISO 2314. Аналитическая зависимость позволяющее определить любое текущее значение КПД ГТУ GT13E2 для условий Кот д‘Ивуара определяется по формуле: (0,1)(t) где (2.1) значение КПД ГТУ при условиях ISO. Аналитическая зависимость позволяющее определить любое текущее значение электрической мощности ГТУ GT13E2 для условий Кот д‘Ивуара определяется по формуле: (1,47)(t) (2.2) 61 где значение КПД ГТУ при условиях ISO 2314. Таким образом, для среднегодовой температуре наружного воздуха 30оC снижение электрической мощности ГТУ равно 44 МВт и а тепловой экономичности на 2.1%. Влияние температуры наружного воздуха на выработку электроэнергии Производство электроэнергии изменяется в зависимости от влияния температуры наружного воздуха на характеристики ГТУ. Для среднемесячных температур наружного воздуха может быть определено ежемесячное производство электроэнергии (МВт) следующим образом [47]: (2.3) где LF - это ежемесячный фактор нагрузки, G - это число дней в специфическом месяце и N – электрическая мощность. Ежегодное производство электроэнергии E может быть написано как: (2.4) где i – месяц, в котором произведена электрическая мощность. Для учета влияния изменения электрической мощности ГТУ в зависимости от атмосферного давления Ратм можно воспользоваться поправочным коэффициентом К(К = 1,0 для условий ISO 2314) который, представлен на рис.2.4 [1]. 62 К 1,00 0,95 Р = 0,1013 МПа 0,90 0,85 0,80 , МПа 0,75 0,08 0,085 0,095 0,09 Рис.2.4. Определение изменения электрической мощности ГТУ при номинальной нагрузке в зависимости от атмосферного давления Ратм с помощью поправочного коэффициента К(К = 1,0 для условий ISO 2314). Дополнительные потери давления воздуха на входе в компрессор также воздействуют на работу установки. К таким потерям следует относить не только потери в воздушных фильтрах, шумоглушителях, но и потери в испарительных охладителях, подогревателях воздуха на входе в компрессор. К 1 0,99 2 0,98 3 0,97 0,96 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 ΔРвх, кПа Рис.2.5. Влияние потери давления воздуха на входе компрессора ГТУ на изменение ее электрического КПД (1), массового расхода выходных газов (2) и электрической мощности (3), определяемое с помощью поправочного коэффициента К. 63 Повышение влагосодержания воздуха в ГТУ небольшой мощности обычно не учитывают, хотя оно уменьшает его плотность. С увеличением размеров установок и их мощности и при использовании воды/пара в целях подавления оксидов азота в виде впрысков влияние влагосодержания становится существеннее. Влияние климатических условий сказывается на характеристиках ГТУ, при этом показатели экономичности снижаются в сравнении с базовым режимом. В тоже время сезонные факторы оказывают небольшое влияние на эти показатели. 2.5. Выводы по главе 2 1. Проведенный анализ различных схем ПГУ показал, что при реализации проекта реконструкции ТЭС для условий Кот д‘Ивуара наилучшие показатели тепловой экономичности обеспечиваются в ПГУ с КУ двух давлений. 2. Проведенные исследования показывают значительное влияние температуры наружного воздуха на величину электрической мощности и экономичность ГТУ. Для газовой турбины GT13E2 выявлено, что для каждого повышения градуса температуры наружного воздуха будет происходить падение тепловой экономичности на 0.07% и электрической мощности на 1.47 МВт, по отношению к данным при условии ISO 2314. 3. Исследования, приведенные в данной главе показывают, что отклонение значений тепловой экономичности и электрической мощности в зависимости от температуры наружного воздуха носит более пологий характер при номинальном режиме работы. При режимах работы с разгрузкой происходит более резкое падение КПД и электрической мощности ГТУ, что необходимо учитывать при выборе оптимальных режимов работы. 64 ГЛАВА 3: МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ ПГУ КЭС ПРИ ПОКРЫТИИ СУТОЧНЫХ ГРАФИКОВ НАГРУЗОК ДЛЯ УСЛОВИЙ КОТ Д’ИВУАРА 3.1. Схема тепловых потоков ПГУ утилизационного типа Принципиальная тепловая схема (ПТС) является основой для проектирования, оптимизации и расчета номинальных и переменных режимов парогазовых установок (ПГУ). Газотурбинные установки являются основными элементами тепловой схемы любой парогазовой установки и определяют характеристики всего остального оборудования. В частности, котел-утилизатор генерирует пар в количестве и с параметрами, соответствующими потенциалу теплоты уходящих газов ГТУ. Известно, что на характеристики работы ГТУ (мощность, КПД, температура и расход уходящих газов ГТУ т др.) оказывают существенное влияние параметры воздуха на входе в компрессор газовой турбины. Кроме этого, на характеристики работы газовой турбины оказывает влияние аэродинамическое сопротивление котла-утилизатора. Сопротивление газовоздушного тракта приводит к снижению мощности ГТУ и росту температуры уходящих газов ГТУ. [1,2] Согласно общепринятым представлениям, математическая модель — это приближенное описание какого-либо класса явлений или объектов реального мира на языке математики. Основной целью математического моделирования является исследование этих объектов и предсказание результатов их поведения при изменении параметров процессов. Для решения поставленной в работе задачи, т.е. для определения термодинамической и технико-экономической эффективности ПГУ утилизационного типа, необходимо найти пути получения аналитических зависимостей, связывающих между собой выбранные критерии эффективности и основные параметры процессов. Кроме того необходимо также найти и сами 65 зависимости. С этой целью в работе применен метод математического моделирования. При выполнении работы предполагалось выполнение следующих основных этапов математического моделирования. Разработка математической модели, которая состоит из 1) первоначального построения «нематематической» модели, т.е. некоторого умозрительного объекта (в данном случае таким объектом является схема установки), и последующей разработки уже непосредственно самой математической модели. 2) Решение математической задачи, к которой приводит модель. На этом этапе большое внимание уделяется разработке алгоритмов и численных методов решения задачи на ЭВМ либо использование специально адаптированного программного , при помощи которых результат может быть найден с необходимой точностью и за допустимое время. 3) Интерпретация полученных следствий из математической модели. Следствия, выведенные из модели на языке математики, интерпретируются на языке, принятом в данной области. 4) Проверка адекватности модели. На этом этапе выясняется, согласуются ли результаты эксперимента с теоретическими следствиями из модели в пределах определенной точности. 5) Модификация модели. На этом этапе происходит либо усложнение модели, чтобы она была более адекватной действительности, либо ее упрощение ради достижения практически приемлемого решения. 66 В данном разделе будут разработаны математические модели. Алгоритмы решения задач будут разработаны в последующих разделах работы. Там же будут проведены интерпретация полученных следствий из математической модели, проверка адекватности и модификация модели. При этом для проверки адекватности модели будет использован программный комплекс. В главе 2 была выбрана наиболее рациональная с технико-экономической стороны схема ПГУ с КУ двух давлений, таким образом было осуществлено построение «нематематической» модели. Дальнейшие действия должны состоять в разработке математической модели. При разработке математической модели установки будем исходить из того, что основной составной частью этой модели будет система уравнений, описывающая режимы работы ПГУ и распределение нагрузки по агрегатам. После добавления к этим уравнениям условий и ограничений, учитывающих особенности схемы и предполагаемые режимы работы, может быть получена математическая модель установки в целом. В качестве параметров процессов рассматриваются: - температура наружного воздуха; -требуемая электрическая нагрузка. Принятые ограничения: - по графику электрической нагрузки потребителя; - по пропускной способности электросети; -по конструктивным характеристикам существующего оборудования; Принятые условия: - вид расчета – конструкторский; - недогревы в теплообменниках задаются в качестве условий расчета; - потери давления теплоносителей и рабочих тел в теплообменниках и трубопроводах малы; - потребление электроэнергии насосами не учитывается; 67 - нагрев теплоносителей в насосах не учитывается; - КПД, учитывающие потери энергии во всех теплообменниках, одинаковы; - процесс дросселирования в дросселирующем устройстве теплонасосной установки адиабатический; Принятые сокращения: ЦВ – циркуляционная вода; Г – газ; П – пар; В - воздух Математическая модель ПГУ утилизационного типа представляет из себя объект-заместитель объекта-оригинала, обеспечивающий изучение некоторых свойств оригинала «Замещение одного объекта другим с целью получения информации о важнейших свойствах объекта-оригинала с помощью объектамодели». Под математическим моделированием ПГУ утилизационного типа будем понимать процесс установления соответствия данному реальному объекту некоторого математического объекта, называемого математической моделью, и исследование этой модели, рассматриваемого реального позволяющее получать характеристики объекта. Вид математической модели ПГУ утилизационного типа зависит как от природы реального объекта (ТЭС), так и задач исследования объекта и требуемой достоверности и точности решения этой задачи». По Самарскому и Михайлову, математическая модель— это «эквивалент объекта, отражающий в математической форме важнейшие его свойства — законы, которым он подчиняется, связи, присущие составляющим его частям, и т. д.» Существует в триадах «модель-алгоритм-программа». «Создав триаду „модель-алгоритм-программа―, исследователь получает в руки универсальный, гибкий и недорогой инструмент, который вначале отлаживается, тестируется в пробных вычислительных экспериментах. После того, как адекватность (достаточное соответствие) триады исходному объекту установлена, с моделью 68 проводятся разнообразные и подробные „опыты―, дающие все требуемые качественные и количественные свойства и характеристики объекта». Итак, первым этапом математического моделирования ПГУ утилизационного типа является формализация процессов и влияющих факторов на эффективность работы всей схемы. С этой целью используется набор переменных, чтобы представлять входы, выходы и внутренние состояния, а также множества уравнений и неравенств для описания их взаимодействия. Объектом для разработки математической модели ПГУ утилизационного типа являются тепловая схема разработанная в разделе 2. Одним из важнейших элементов данных ПГУ является газотурбинная установка. Параметры и расход газов за газовой турбиной являются определяющими как для собственно профиля тепловой схемы ПГУ, так и для параметров потоков рабочих сред и их распределения в схеме. Помимо этого на режим работы ПГУ-КЭС будет оказывать влияние график изменения электрической нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха. Поэтому разработка математических моделей парогазовой установки должен начинаться с моделирования расчета ГТУ, из которого определяются расход, параметры и состав продуктов сгорания на выходе из газовой турбины. При этом необходимо учитывать, что работа ГТУ в составе ПГУ имеет свои особенности. В частности, одно из отличий характеристик ГТУ при работе ее в составе любой ПГУ по сравнению с автономной ГТУ заключается в увеличении аэродинамического сопротивления выхлопа турбины РВ. В состав ГТУ входят компрессор, сжимающий атмосферный воздух, камера сгорания для сжигания топлива и собственно газовая турбина, где происходит процесс расширения продуктов сгорания топлива. Хотя эти элементы и составляют единое целое, расчет каждого из них представляет собой самостоятельную задачу. Также необходимы получение и анализ характеристик ГТУ путем расчета ее тепловой схемы в широком диапазоне изменения режимных параметров. Для расчета тепловых схем и проточных частей выпускаемых ГТУ каждый завод-изготовитель газовых турбин, каждая фирма, используют собственные методики и программные продукты. Поэтому 69 целесообразно при расчете схем ПГУ в целом использовать базы данных по газотурбинным установкам и их характеристики, представленные фирмамиизготовителями. Вторым этапом математического моделирования режимов работы ПГУ утилизационного типа является разработка алгоритма расчета. Расчет рассматриваемых парогазовых установок отличается от традиционного расчета тепловых схем паросиловых установок. Поэтому для расчета тепловых схем ПГУ-КЭС предлагается использовать методику расчета основанную на обобщенной схеме тепловых потоков, которая приведена на рис.3.1. Эта схема разработана с целью описания и анализа тепловых потоков в схеме ПГУ-КЭС на основе принятых обозначений, даны оценки показателей отдельных элементов этой тепловой схемы. Парогазовая установка с котлом-утилизатором (КУ) является наиболее распространенной парогазовой установкой в энергетике. Методика определения показателей тепловой экономичности для различных типов ПГУ в основном разработана ранее в Московском энергетическом институте. Однако появление в разработанных схемах ПГУ с КУ новых исследуемых параметров (нагрузка ГТУ, зависимость основных характеристик ГТУ от нагрузки и др.) вызывает необходимость в корректировке и уточнении этой методики применительно к данным целям исследования. Схема тепловых потоков ПГУ с КУ представлена на рис.3.1. 70 Г N 2,Э ДК QТРГ ПОТ,1 QПОТ,1 Г Q С,1 ДК №1 N ЭП Г N 1,Э ДК ГТУ QГ,1 QГ,1 ГТУ №1 QКТ,1 QГ,1 QГТУ ПОТ,1 Q ТРП ПОТ,1 КУ №1 Q ПТУ,1 QКУ,1 КУ QПОТ ,2 ПТУ ДК ТРГ QПОТ,2 QПОТ,2 Г Q С,2 ДК №2 ДК ГТУ Q Г,2 QГ,2 ГТУ №2 QГТУ ПОТ,2 QКТ,2 Q Г,2 ТРП Q ПОТ,2 КУ №2 Q ПТУ ,2 QКУ,2 КУ QПОТ Q ПТ ПОТ Рис.3.1. Схема тепловых потоков ПГУ с КУ 2х давлений. N1,эГ, N2,эГ, NЭП - электрическая мощность на клеммах электрогенераторов ГТУ и паротурбинной установки; QКТ,1; QКТ,2 - теплота уходящих газов ГТУ №1 и №2, направляемых в КУ №1 и №2; QГ - теплота продуктов сгорания ГТУ №1 и 2; QГ, 1 и 2ГТУ –теплота сжигаемого топлива в КС ГТУ; QГ,1 и 2ДК –теплота сжигаемого топлива за ДК; Qс,1 и 2г –теплота сжигаемого в ПГУ топлива, QКУ,1 и 2 - теплота, сообщаемая от котла-утилизатора №1 и 2 с паром на паротурбинную установку ; QПТУ - теплота, подводимая к ПТУ с учетом потерь теплоты при транспорте пароводяного рабочего тела - QПОТТР.П. (индекс 1 и 2 относятся соответственно к первому и второму блоку); QТ –теплота, отпускаемая от ПТУ; QПОТКУ, QПОТГТУ, QПОТПТУ, QПОТДК - потери теплоты соответственно в котлеутилизаторе, ГТУ и ПТУ, в том числе с уходящими газами КУ и в конденсаторе ПТУ, в дожимном компрессоре (индекс 1 и 2 относятся соответственно к первому и второму блоку). Как следует из рис. 3.1, при покрытии заданного графика электрических нагрузок возможны различные сочетания режимов работы ГТУ и другого 71 основного оборудования, что будет отражаться как на количестве потребляемого энергий с топливом, так и на величине генерируемого пара и потерях. Алгоритм расчета тепловой схемы ПГУ с КУ двух давлений Расчет рассматриваемых тепловых схем парогазовых установок отличается от расчетов традиционных паротурбинных тепловых схем. Основной трудностью при проведении конструкторских расчетов тепловой схемы ПГУ КЭС с КУ заключается в решении системы уравнений тепловых балансов. Алгоритм состоит из следующих блоков: Расчет газотурбинной установки; Расчет котла-утилизатора; Расчет паротурбинной установки; Расчет показателей тепловой экономичности установки. Используя схему тепловых потоков разработан принципиальный алгоритм проведения расчетов тепловой схемы ПГУ КЭС с КУ (рис.3.2) и алгоритм расчета принципиальной тепловой схемы ПГУ КЭС с КУ для машинного счета (рис.3.3). Параметры генерируемого пара Параметры уходящих газов Расчет Расчет параметров параметро работы КУ в работы ГТУ Аэродинамическо е Сопротивление КУ Параметры Расчет параметров работы ПТУ конденсата Рис.3.2. Принципиальный алгоритм проведения расчетов тепловой схемы ПГУ КЭС с КУ. 72 Ввод исходных данных Расчет режима работы ГТУ Корректировка исходных данных для Расчет КУ расчета ГТУ Корректировка исходных данных для расчета КУ Расчет ПТУ Изменение нагрузки ГТУ Полученная нагрузка блока равна заданной? Не т Да Вывод результатов расчета Рис. 3.3. Алгоритм расчета принципиальной тепловой схемы ПГУ КЭС с КУ. Особенностью принципиальных тепловых схем является то, что на них показывается только оборудование и связи, участвующие в процессе преобразования энергии. На ПТС показывают основное и вспомогательное оборудование, входящее в состав пароводяного тракта ПТУ, трубопроводы пара, а также воды и конденсата с регулирующей арматурой и валопроводы передачи механической мощности, связывающие оборудование в единую схему. Однотипное оборудование на схеме показывается одним элементом, а многониточные трубопроводы одной линией. В зависимости от вида ТЭС состав оборудования и структура связей существенно отличаются. Для всех видов ТЭС основу ПТС составляют турбины, котел-утилизатор, компрессор, конденсатор, конденсатный и питательный 73 насосы, деаэратор питательной воды и регенеративные подогреватели высокого и низкого давления, с линиями острого и отборного пара, основного конденсата, питательной воды. Таким образом, ПТС представляет единый технический комплекс разнородного оборудования со сложной системой технологических связей. Многообразие элементов оборудования и их структурных соединений, сложные процессы в оборудовании с большим числом режимных и технических ограничений, особенно при выработке энергии, определяют сложность и многообразие режимов работы ПГУ. Детально исследовать эти режимы без применения компьютеров практически невозможно. Тепловые схемы ПГУ относятся к классу сложных технических систем. Основным способом изучения их внутренней структуры функционирования и внешних связей с окружающей средой в настоящее время является математическое моделирование. Математическая модель какой-либо технологической схемы - это математическое описание для ЭВМ комплекса взаимосвязанных физических процессов, происходящих в составляющих данную систему отдельных элементах. Расчет тепловой схемы на компьютере заключается в решении системы уравнений, с помощью которых описываются физические процессы в элементах схемы, а также термодинамическое состояние теплоносителей. Расчет параметров работы ГТУ Расчет параметров работы ГТУ проводится по имеющимся исходными данным: тип газотурбинной установки, параметры окружающей среды, тип и характеристики сжигаемого топлива. В результате расчета газотурбинной установки [28] определяются следующие величины: параметры дымовых газов на 74 выходе из газовой турбины; расход топлива на ГТУ; электрическая мощность на клеммах генератора. На практике, каждый производитель газовых турбин предоставляет численные или графические зависимости характеристик ГТУ от указанных высшее исходных данных. Расчет параметров котла-утилизатора Расчет параметров котла-утилизатора проводится по имеющимся данным по температуре, расходу и составу уходящих газов, а также по параметрам нагреваемой среды (воды или пара). Температура перегретого пара для каждого из контуров КУ определяется температурой газов на температурным напором ( входе в пароперегревательную поверхность и ): (3.1) Из опыта проектирования парогазовых установок следует, что для пароперегревателей экономически оправданное значение температурного напора лежит в интервале 15-30 0С [20]. Одним из основным параметров КУ, определяющим эффективность утилизации теплоты уходящих газов ГТУ, является минимальный напор в испарительной поверхности ( ). Согласно последним технико-экономическим исследованиям и опыту проектирования парогазовых установок минимальный температурный напор лежит в интервале 5-150С [21,22]. Расчет параметров работы ПТУ 75 Расчет параметров работы паротурбинной установки проводится по данным расчета котла-утилизатора с учетом потерь давления в паропроводах, а также давления пара в конденсаторе. Определение показателей тепловой экономичности ПГУ с котламиутилизаторами КПД по производству электроэнергии (брутто) ПГУ КЭС с котламиутилизаторами в общем случае определяется по формуле [1]: = (3.2) Основным элементом любой ПГУ с котлом-утилизатором, определяющим режим работы всей установки в целом, является газотурбинная установка. Коэффициент полезного действия ГТУ при работе в автономном режиме: = Снижение мощности и КПД (3.3) ГТУ происходит при повышении сопротивления перед компрессором ГТУ. Эти изменения можно определить с помощью коэффициента снижения мощности ГТУ [1]: = (3.4) В парогазовых установках с котлами-утилизаторами большое значение имеет соотношение мощностей газотурбинной Коэффициент относительной мощности ПГУ: и паротурбинной части. 76 = (3.5) 3.2. Способы регулирования нагрузок на ПГУ КЭС с КУ в условия Кот д’Ивуара Влияние нагрузки ПГУ можно осуществлять двумя способами. При первом способе мощность обеих ГТУ уменьшается синхронно (рис.3.а) вплоть до минимума регулировочного диапазона ГТУ (в рассматриваемом случае – 40 %) а при втором способе мощность ГТУ уменьшается не синхронно (рис 3.б)[35]. Рис.3.4. а) Синхронное разгружение ГТУ парогазовой установки, включающей две 77 ГТУ; Б) Несинхронное разгружение ГТУ парогазовой установки, включающей две ГТУ. Это позволяет разгрузить ПГУ примерно вдвое, затем остановить одну из ГТУ (ГТУ-2) с соответствующим котлом-утилизатором, а мощность ГТУ-2 увеличить до номинальной. После этого начинается разгрузка ГТУ-1 вплоть до минимума с одновременным снижением мощности ПТУ. При этой нагрузке температура за ней получается такой, что работа ПТУ становится невозможной исходя из требований к надежности паровой турбины. Поэтому в этот момент котел-утилизатор отключают от ГТУ-1 шиберными заслонками, ее мощность уменьшают до технического минимума, а затем отключают полностью. Именно такой способ рассмотрен в одной из немногих работ [16], в которых затронуты режимы ПГУ. При втором способе (рис.3.4.б) мощность ГТУ снижают не синхронно . Сначала ГТУ-1 работает при постоянной 100 %-ной нагрузке, а мощность ГТУ-2 остается неизменной, а ГТУ-1 уменьшается до минимума . Затем мощность ГТУ-2 остается неизменной, а ГТУ-1 уменьшается минимума. Дальше осуществляются остановка ГТУ-2, перевод ГТУ-1 на полую мощность и ее последовательное разгружение до минимума так, как это описано выше. Выбор схемы разгружения имеет два аспекта. Первый связан с ее реализацией средствами автоматики. С этой точки зрения схема с синхронным разгружением ГТУ более проста и потому более предпочтительна. Второй связан с изменением параметров газов на входе в котлыутилизаторы и соответственно параметров пара, генерируемого контурами ВД и НД отдельных котлов. С этой точки зрения выбор схемы разгружения ГТУ неочевиден, и именно он является предметом анализа, рассмотренного ниже. В этой случае при снижении мощности ГТУ со 100 до 50 % температура газов уменьшается с 530 до 400 . 78 В табл. 3.1. представлены параметры пара в ПТУ для синхронного и последовательного разгружения ГТУ для двухконтурной ПГУ при отсутствии средств поддержания температуры газов на выходе из ГТУ [16]. Таблица 3.1 Параметры пара в паротурбинной части двухконтурной ПГУ при синхронном и последовательном разгружениях ГТУ при отсутствии средств регулирования температуры газов за газовыми турбинами. Параметр пара Нагрузка Контур высокого Контур низкого ,% давления давления ГТ ГТ Расход Темп- Давле- Расход Темп- ДавлеУ-1 У-2 кг/с ние, кг/с ние, ра, ра, МПа МПа 501,5 5 19,56 232,7 0,49 100 100 88,43 82,65 482,5 4,52 19,99 230,4 0,46 100 80 82,07 479,3 4,48 19,9 230,1 0,46 90 90 76,05 468,4 4,11 20,3 228,0 0,43 100 60 75,75 459,9 4,08 20,58 227,1 0,43 80 80 72,82 462,8 3,92 20,27 226,8 0,41 100 50 72,40 450,0 3,87 20,60 225,7 0,41 75 75 69,25 446,7 3,7 20,51 224,6 0,40 90 50 69,40 439,4 3,68 21,10 224,1 0,40 70 70 63,33 429,3 3,31 20,98 220,8 0,37 70 50 63,29 418,1 3,3 21,10 220,7 0,37 60 60 57,45 396,3 2,95 20,79 217,0 0,34 50 50 47,28 502,6 2,62 8,28 202,0 0,25 100 0 Давление в конденсаторе, кПа 4,81 4,54 4,51 4,24 4,24 4,10 4,12 3,95 3,99 3,72 3,72 3,48 2,81 На рис. 3.5. представлена зависимость температуры пара контура ВД от относительной мощности ГТУ. Видно, что последовательное разгружение ГТУ обеспечивает в зоне 75 %-ной нагрузки температуру пара на 10….13 при синхронном нагружении [16]. выше, чем 79 , 480 440 400 360 50 ,% 75 Рис. 3.5. Зависимость температуры свежего пара от мощности ГТУ при последовательном (сплошная) и синхронном (штриховая) их разгружении. 88,5 87,5 86,5 50 ,% 75 Рис. 3.6. Зависимость конечной сухости от мощности ГТУ при последовательном (сплошная) и синхронном (штриховая) их разгружении. Вслед за начальной температурой следует конечная сухость (Рис. 3.6). Хотя выигрыш в сухости не превышает 0,5%, тем не менее последовательного разгружения ГТУ имеет некоторое преимущество. Аналогичное преимущество последовательного разгружения имеется для 80 средневзвешенного КПД ГТУ, а также для КПД паротурбинной установки. Итоговый выигрыш в КПД ПГУ показан на рис. 3.7. Ƞ ПГУ, % 53, 5 51, 5 49,5 47,5 60 40 80 ,% Рис. 3.7. Зависимость КПД ПГУ от мощность ГТУ при последовательном (сплошная) и синхронном (штриховая) их разгружении. При суммарной нагрузке ГТУ 75% он не превышает 0,4%, что дает экономию топлива около 0,8%. Полученный вывод о преимуществах последовательного разгружения ГТУ справедлив в тем большей степени, чем сильнее уменьшается температура газов за ГТУ при снижении их нагрузки. При наличии средств поддержания температуры газов за ГТУ преимущества в экономии топлива уменьшается, и более целесообразным будет использование синхронного разгружения как более простого. 3.3. Разработка вариантов регулирования нагрузок на ПГУ КЭС в условиях Кот д’Ивуара Разгружение ГТУ до различной степени является одним из наиболее распространенных способов регулирования. Экономичность и надежность работы 81 турбоагрегатов и энергоблоков при различных режимах работы с частичными нагрузками хорошо исследованы и широко освещены в литературе. Одним из наиболее важных вопросов, определяющих целесообразность применения разгрузочных режимов, является экономичность работы ПГУ КЭС на частичных нагрузках. Варианты регулирования нагрузок на ПГУ КЭС в рабочие дни определяется на базе суточного графика нагрузки [5]. Неравномерность потребления электрической энергии оказывает существенное влияние на формирование режимов работы энергетического оборудования. Статистический анализ суточных графиков электрической нагрузки электростанций показывает, что происходит их систематическое разуплотнение. Это объясняется как ростом бытовых нагрузок, так и уменьшением числа предприятий, работающих в ночное время. На рис. 3.8 представлен обработанный суточный график нагрузки ТЭС ‗‗Azito‘‘ в рабочие дни. Рис. 3.8. Обработанный суточный график нагрузки ТЭС ‗‗Azito‘‘ в рабочих дней. 82 Можно разделить этот график на 8 участков: 1 . С 23ч до 8ч : 8 часов. На этом участке электроустановка работает при нагрузке 50%: Вариант 1.: либо обе ГТУ работают при нагрузке 43,2%; Вариант 2.: либо одна ГТУ работает при 100% нагрузке, а другая отключена. 2. С 8ч до 9ч : 1 час. На этом участке электроустановка работает при нагрузке от 50% до 75%: Вариант 1.: либо одна ГТУ работает при нагрузке 40%, а другая ГТУ при 73,54% нагрузке; Вариант 2.: либо обе ГТУ работают при нагрузке 55,5%. 3. С 9ч до 13ч: 4 часа. На этом участке электроустановка работает при нагрузке 75%: Вариант 1.: либо обе ГТУ работают при нагрузке 69,3%; Вариант 2.: либо одна ГТУ работает при 65% нагрузке, а другая при нагрузке 75%; 4. С 13ч до 14ч: 1 час. На этом участке электроустановка разгружается от 75% до 60%: Вариант 1.: либо одна ГТУ работает при нагрузке 49,5%, а другая при 75% нагрузке; Вариант 2.: либо обе ГТУ работают при нагрузке 60,5%. 5. С14ч до 18 ч . На этом участке электроустановка работает при нагрузке 60%: 83 Вариант 1.: либо обе ГТУ работают при нагрузке 53%; Вариант 2.: либо одна ГТУ работает при 40% нагрузке, а другая при нагрузке 68%; 6. С 18ч до 19 ч: 1 час. На этом участке электроустановка работает c нагрузкой от 60% до 90%: Вариант 1.: либо одна ГТУ работает при нагрузке 65%, а другая при 75% нагрузке; Вариант 2.: либо обе ГТУ работают при нагрузке 69,3%; 7. С 19ч до 22 ч: . На этом участке электроустановка работает при нагрузке 90%: Вариант 1.: либо обе ГТУ работают при нагрузке 87%; Вариант 2.: либо одна ГТУ работает при 100% нагрузке, а другая при нагрузке 77%. 8. С 22ч до 23ч: 1 час. На этом участке электроустановка разгружается от 90% до 50%: Вариант 1.: либо одна ГТУ работает при нагрузке 40%, а другая ГТУ работает при 92% нагрузке; Вариант 2.: либо обе работают при нагрузке 63,5%; Суточный электрический график нагрузки рабочего дня имеет два пика нагрузки – утренний и вечерний и два провала – дневной и ночной. Нижнюю часть графика с постоянной нагрузкой принято называть базовой, верхняя часть делится на полупиковую и пиковую зоны. Варианты регулирования нагрузок на ПГУ КЭС в выходные дни также определяются на базе суточного графика нагрузки. На рис. 3.9 представлен обработанный суточный график нагрузки ТЭС ‗‗Azito‘‘ в выходные дней. Этот график показывает резкое снижение нагрузки и ее сглаживание в выходные дни, 84 что обусловлено перераспределением бытовой нагрузки в течение суток выходного дня. Рис. 3.9. Обработанный суточный график нагрузки ТЭС ‗‗Azito‘‘ в выходные дни. Можно разделить этот график на 6 участков: 1 . С 23ч до 8ч : 8 часов. На этом участке электроустановка работает при нагрузке 50%: - Вариант 1.: либо обе ГТУ работают при нагрузке 43,2%; - Вариант 2.:либо одна ГТУ работает при 100% нагрузке, а другая отключена. 2. С 8ч до 9ч : 1 час. На этом участке электроустановка работает c нагрузке 50% до 55%: 85 - Вариант 1.: либо одна ГТУ работает при нагрузке 40%, а другая при 52% нагрузке; Вариант 2.: либо обе ГТУ работают при нагрузке 45,7%. 3. С 9ч до 17ч: 8 часов. На этом участке электроустановка работает при нагрузке 55%: Вариант 1.: либо обе ГТУ работают при нагрузке 48,2%; Вариант 2.: либо одна ГТУ работает при 56% нагрузке, а другая при нагрузке 40%; 4. С 17 до 18ч: 1 час. На этом участке электроустановка разгружается от 55% до 75%: Вариант 1.: либо одна ГТУ работает при нагрузке 40%, а другая при 80% нагрузке; Вариант 2.: либо обе ГТУ работают при нагрузке 58%; 5. С18 до 22 ч На этом участке электроустановка работает при нагрузке 75%: Вариант 1.: либо обе ГТУ работают при нагрузке 69,3%; Вариант 2.: либо одна ГТУ работает при 65% нагрузке, а другая при нагрузке 75%; 6. С 22 до 23 ч: 1 час На этом участке электроустановка разгружается от 75% до 50%: Вариант 1.: либо одна ГТУ работает при нагрузке 40%, а другая при 73,54% нагрузке; 86 Вариант 2.: либо обе ГТУ работают при нагрузке 55,5%; Суточный электрический график нагрузки выходного дня имеет один пик нагрузки – вечерний и два провала – дневной и ночной. Нижнюю часть графика с постоянной нагрузкой принято называть базовой, верхняя часть делится на полупиковую и пиковую зоны. Для оценки степени неравномерности графиков нагрузки используют ряд показателей: коэффициент неравномерности суточной нагрузки (Кнер), равный отношению минимальной нагрузки (Nmin) к ее максимальному значению (Nmax): Кнер=Nmin/Nmax ; (3.6) коэффициент плотности (заполнения) графика нагрузки (Кзап), равный отношению суточного потребления электроэнергии (Эсут) к максимально возможному: Кзап=Эсут/(Nmax*24); коэффициент регулирования (Крег), равный (3.7) отношению разности максимальной и минимальной суточной нагрузки к максимальной: Крег = (Nmax - Nmin )/ Nmax. (3.8) В качестве критерия для выбора наиболее предпочтительного варианта предлагается использовать минимум суммарного расхода топлива ПГУ при различных сочетаниях нагрузок. 87 3.4. Выводы по Главе 3 Проведен анализ возможных режимов работы ПГУ блока с использованием схемы тепловых потоков. Впервые разработана методика анализа схем ПГУ при покрытии суточных графиков нагрузок для условий Кот д‘Ивуара. В качестве предлагаемого критерия оптимизации предлагается суммарный суточный расход топлива по блоку в целом. Данный подход позволяет более корректно оценить себестоимость продукции, а также экологическое воздействие ПГУ. Установлено, что при наличии в составе ПГУ нескольких ГТУ наибольшая экономичность при частичных нагрузках обеспечивается при их последовательном разгружении. Влияние этого фактора тем значительнее, чем сильнее изменяется температура газов за ГТУ при уменьшении их нагрузки. Газотурбинная установка для использования в составе ПГУ должна снабжаться средствами для поддержания температуры газов на ее выходе в возможно более широком диапазоне, это позволяет обеспечить высокую экономичность паровой турбины и. следовательно, ПГУ. 88 ГЛАВА 4: РАСЧЕТНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПГУ КЭС ПРИ ПОКРЫТИИ СУТОЧНЫХ ГРАФИКОВ НАГРУЗОК ДЛЯ УСЛОВИЙ КОТ Д’ИВУАРА 4.1. Расчетные исследования с использованием программного комплекса THERMOFLOW 22.0 Расчет показателей тепловой экономичности выполнен с использованием программного комплекса THERMOFLOW 22.0. Для расчета по разработанному программному продукту схемы ПГУ требуются следующие исходные данные: расчетная схема ПГУ (рассматривается ПГУ КЭС 2-х давлений); типоразмер газотурбинной установки (рассматривается существующая на ТС Azito ГТУ типа GT13E2), ее относительная нагрузка, а также состав газотурбинного топлива; типоразмер паротурбинной установки и ее параметры, требуемую электрическую мощность, а также относительную нагрузку (при расчетах переменных режимов); система технического водоснабжения – прямоточная, т.к. в работе [ 46 ] была показана целесообразность ее использования для условий Кот д‘Ивуара. . характеристики топлива (состав, влажность, избыток воздуха); температуры дымовых газов на выходе из основного экономайзера котла ЭК и уходящих газов УХ; ограничения и величины, регламентирующими расчет (расход питательной воды через ДЭВД, по максимальному расходу пара через ЦНД турбины и промперегреватель котла, по минимальному температурному напору в ДЭВД, по 89 способу поддержания температуры на выходе из дополнительных экономайзеров и т.д.). Математические модели, описывающие компрессоры ГТУ и собственно газовые турбины, достаточно сложны, требуют применения метода последовательных приближений или решения систем уравнений. К тому же методика расчета элементов ГТУ, имеющаяся в ряде литературных источников, не всегда применима к таким расчетам. Как показал анализ, в настоящее время каждый завод-изготовитель газовых турбин, каждая фирма, используют собственные методики и программные продукты для расчета тепловых схем и проточных частей выпускаемых ими турбин и компрессоров. В связи с этим, можно считать целесообразным при расчете схем ПГУ в целом использовать базу данных по газотурбинным установкам, созданную в НИЛ ―ГТУ и ПГУ ТЭС‖ на кафедре ТЭС МЭИ, а также с применением программного продукта THERMOFLOW 22.0, имеющей также обширную базу ГТУ и характеристики для проектирования основного оборудования. THERMOFLOW - программа, предназначенная для проектирования тепловых электростанций. Она основана на вводимых пользователем термодинамических критериях и встроенной аппаратной логике. Программа просчитывает тепловые балансы станции, программа строит принципиальную тепловую схему и производит предварительный подбор основного оборудования. Программа предназначена, прежде всего, для технико-экономических обоснований, это подчеркивает скорость, логическая автоматизация и простота использования, что облегчает оценку широкого диапазона вариантов. THERMOFLOW является эффективным средством для создания новых конструкций и поиска их оптимальной конфигурации и конструктивных параметров. Программа позволяет собирать модели, состоящие более чем из ста различных компонентов. Программа охватывает проектирование комбинированных циклов. всех типов электростанций, в том числе 90 4.2. Расчет тепловой схемы ПГУ КЭС при номинальной нагрузке энергоблока Результаты расчета показателей тепловой экономичности ПГУ на базе ГТУ типа GT13E2 при характерных температурах наружного воздуха и номинальной нагрузки приведены в таблице 4.1 и на рис. 4.1 – 4.3. Таблица 4.1 Основные результаты расчета тепловой схемы ПГУ КЭС на базе GT13E2 (Alstom) при 100% нагрузке блока. Параметр Температура наружного воздуха, ГТУ Электрическая мощность ГТУ, брутто КПД ГТУ по производству электроэнергии брутто Расход топливного газа, (Qнр=46,280 МДж/кг) Температура газов за газовой турбиной ГТУ Расход уходящих газов за газовой турбиной ГТУ 25 Величина 30 35 152,092 147,058 142,103 % 34,65 34,29 33,9 кг/с 9,49 9,267 9,057 кг/с 549,2 1016,5 538,4 997,9 489,6 979,2 кг/с МПа °С 122,2 8,5 495,1 121,5 8,5 475,3 121 8,5 455,2 кг/с МПа °С °С 27,82 0,508 258,3 118,4 26,9 0,508 258,3 115,9 26 0,508 258,3 113,5 0 С МВт °С КУ Контур высокого давления (ВД) паропроизводительность давление пара температура пара Контур низкого давления (НД) паропроизводительность давление пара температура пара Температура уходящих газов ПТУ 91 Параметры контура высокого давления на входе в ЦВД турбины Давление пара высокого давления МПа 8,3 Температура пара высокого давления °С 494 Расход пара высокого давления т/ч 336,88 Параметры контура низкого давления на входе в ЦНД турбины Давление пара низкого давления МПа 0,508 Температура пара низкого давления °С 258,3 Расход пара низкого давления т/ч 77,27 Электрическая мощность ПТУ МВт 151,292 Номинальное давление пара в конденсаторе МПа 0,0109 Показатели ПГУ Электрическая мощность блока брутто МВт 454,473 мощность ГТУ МВт 304,18 мощность ПТУ МВт 151,292 Электрическая мощность блока нетто МВт 439,194 Расход топлива на ПГУ-ТЭС Общий расход электроэнергии на СН КПД электрический брутто КПД электрический нетто кг/с МВт % % 8,3 8,3 473,3 337,7 454,1 338,6 0,508 0,508 258,3 74,72 146,88 258,3 72,2 142,691 0,013 0,017 441 426,897 294,11 146,88 284,2 142,693 424,907 411,023 18,98 18,55 18,134 15,279 51,88 50,02 16,096 51,41 49,54 15,87 50,92 49,03 92 Рис. 4.1. Результаты расчета тепловой схемы энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при температуре наружного воздуха +25 С и 100% нагрузки ПГУ. Рис. 4.2. Результаты расчета тепловой схемы энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при температуре наружного воздуха +30 С и 100% нагрузки ПГУ. 93 Рис. 4.3. Результаты расчета тепловой схемы энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при температуре наружного воздуха +35 С и 100% нагрузки ПГУ. На основании проведенных расчетов были построены зависимости изменения электрической мощности (брутто/нетто) рис. 4.4 и 4.5, и КПД парогазового энергоблока (брутто/нетто) рис. 4.6 и 4.7 в зависимости от температуры наружного воздуха при номинальной нагрузке. 94 455000 Plant gross output [kW] 445000 435000 425000 415000 24 28 32 36 Ambient temperature [C] Рис. 4.4. Зависимость электрической мощности (брутто) энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при 100% нагрузки ПГУ. Thermoflow Macro (GT PRO) 22.0 D:\Alex\Учебная работа\Александр\Кот д'Ивуар -30.MGP 435000 Plant net output [kW] 430000 425000 420000 415000 410000 24 28 32 36 Ambient temperature [C] Рис. 4.5. Зависимость электрической мощности (нетто) энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при 100% нагрузки ПГУ. Thermoflow Macro (GT PRO) 22.0 D:\Alex\Учебная работа\Александр\Кот д'Ивуар -30.MGP 95 50,45 Plant gross elec eff [%] 50,40 50,35 50,30 50,25 50,20 24 28 32 36 Ambient temperature [C] Рис. 4.6. Зависимость электрического КПД (брутто) энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при 100% нагрузки ПГУ. Thermoflow Macro (GT PRO) 22.0 D:\Alex\Учебная работа\Александр\Кот д'Ивуар -30.MGP 49,35 49,30 Plant net elec eff [%] 49,25 49,20 49,15 49,10 49,05 24 28 32 36 Ambient temperature [C] Рис. 4.7. Зависимость электрического КПД (нетто) энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при 100% нагрузки ПГУ. Thermoflow Macro (GT PRO) 22.0 D:\Alex\Учебная работа\Александр\Кот д'Ивуар -30.MGP Из результатов расчетов видно, что при номинальной нагрузке с ростом температуры наружного воздуха, как электрическая мощность, так и 96 экономичность блока в целом снижается. Этот факт стоит учитывать при прохождении графика электрических нагрузок в течении года. 4.3. Расчет режимов работы парогазового блока при переменных нагрузках Согласно существующим графикам электрической нагрузки на ТЭС «Аzito» рис.4.10 – 4.11 можно выделить наиболее характерные нагрузки ПГУ для «рабочий дней»: 50%, 60%, 75% и 90% и для «выходных дней»: 50%, 55%, 75% для которых соответственно и было проведено исследование режимов работы парогазового блока при переменных нагрузках. Рис.4.8. Обработанный суточный график нагрузки ТЭС «Аzito» в рабочие дни. 97 Рис.4.9. Обработанный суточный график нагрузки ТЭС «Azito» в выходные дни. Основные расчеты показателей тепловой экономичности вариантов ПГУ на базе ГТУ типа GT13E2 при характерных температурах наружного воздуха и при переменных нагрузках приведены на рис.4.12 – 4.21. Рис. 4.10. Основные расчетные показатели энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при температуре наружного воздуха +30 С и 50% нагрузки ПГУ (одна ГТУ отключена). 98 Рис. 4.11. Результаты расчета тепловой схемы энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при температуре наружного воздуха +30 С и 50% нагрузки ПГУ (две ГТУ разгружены равномерно до 40,2%). Рис. 4.12. Основные расчетные показатели энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при температуре наружного воздуха +30 С и 55% нагрузки ПГУ (две ГТУ разгружены равномерно до 48,2%). 99 Рис. 4.13. Результаты расчета тепловой схемы энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при температуре наружного воздуха +30 С и 55% нагрузки ПГУ (ГТУ загружены неравномерно - ГТУ№1 на 40% и ГТУ№2 на 71,8%. Рис. 4.14. Основные расчетные показатели энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при температуре наружного воздуха +30 С и 60% нагрузки ПГУ (две ГТУ разгружены равномерно до 53,1%). 100 Рис. 4.15. Результаты расчета тепловой схемы энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при температуре наружного воздуха +30 С и 60% нагрузки ПГУ (ГТУ загружены неравномерно - ГТУ№1 на 40% и ГТУ№2 на 71,8%. Рис. 4.16. Основные расчетные показатели энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при температуре наружного воздуха +30 С и 75% нагрузки ПГУ(две ГТУ разгружены равномерно до 69,3%). 101 Рис. 4.17. Результаты расчета тепловой схемы энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при температуре наружного воздуха +30 С и 75% нагрузки ПГУ. GT PRO 22.0 сотрудник Gross Power Net Power Aux. & Losses LHV Gross Heat Rate LHV Net Heat Rate LHV Gross Electric Eff. LHV Net Electric Eff. Fuel LHV Input Fuel HHV Input Net Process Heat 389983 kW 381111 kW 8872 kW 7303 kJ/kWh 7473 kJ/kWh 49,3 % 48,17 % 791110 kWth 875844 kWth 0 kWth Ambient 1,013 P 30 T 60% RH 7,15 p 501,7 T 133,2 M Stop Valve 131132 kW 5,081 p 258,3 T 1,028 M 1,013 p 104,1 T 918,7 M 32,37 T 134,3 M 0,0483 p 32,27 T 134,2 M to HRSG IP HP IPB 5,602 p 156,2 T 3,227 M HPB 7,622 p 168,4 T 133,2 M 176,1 T 169,2 T 456,3 T 183,4 T Natural gas 17,09 M 791110 kWth LHV 1,013 p 30 T 903,1 M 60%RH 1,003 p 30 T 903,1 M 1,035 p 550,2 T 918,7 M 2 x ALS GT13E2 (Physical Model #248) @ 88% load 258850 kW p [bar] T [C] M [kg/s], Steam Properties: IFC-67 1660 07-03-2012 16:11:23 file=D:\ALEX\УЧЕБНАЯ РАБОТА\АЛЕКСАНДР\ГИЙОМ\КОТ Д'ИВУАР +30.GTP GT PRO 22.0 сотрудник Рис. 4.18. Основные расчетные показатели энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при температуре наружного воздуха +30 С и 90% нагрузки ПГУ. 102 GT PRO 22.0 сотрудник Net Power 381111 kW LHV Heat Rate 7473 kJ/kWh 1,01 p 30 T 60 %RH 451,5 m 0 m elev. 459,4 m 1X ALS GT 13E2 (Physical Model #248) 12,74 p 374 T 12,23 p 1105 T 2 X GT 73,87 %N2 13,73 %O2 3,132 %CO2 8,372 %H2O 0,8884 %Ar 1,04 p 550 T 918,7 M 129425 kW 1p 30 T 451,5 m 131132 kW 0,7225 m Natural gas 8,547 m LHV= 395555 kWth 15T 72 T 32 T 134,3 M 91 T 7,15 p 502 T 133,2 M 0,0483 p 32 T 134,2 M 1,054 p 101 T 136,6 M 1,028 M 5,081 p 258 T V4 5,082 p 181 T 0 M 5,77 p 101 T 7,364 p 503 T 2,366 M 0,17 M 32 T 0,17 M FW 7,851 p 153 T LT E IPE2 IPB HPE2 IPS1 HPB1 HPS1 IPS2 HPS3 104 T 918,7 M 548 T 918,7 M 1,092 m^3/kg1,054 p 1003,6 m^3/s91 T 134,3 M 138 5,602 p 5,602 p 153 T 156 T 136,6 M 3,227 M 138 169 176 7,622 p 5,575 p 165 T 168 T 133,2 M 3,227 M 176 183 183 7,622 p 168 T 133,2 M 183 456 7,556 p 5,386 p 7,364 p 250 T 260 T 503 T 133,2 M 3,227 M133,2 M 456 480 481 2,328 m^3/kg 2138,8 m^3/s 548 p[bar], T [C], M[kg/s], Steam Properties: IFC-67 1660 07-03-2012 16:11:23 file=D:\ALEX\УЧЕБНАЯ РАБОТ А\АЛЕКСАНДР\ГИЙОМ\КОТ Д'ИВУАР +30.GT P Рис. 4.19. Результаты расчета тепловой схемы энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) при температуре наружного воздуха +30 С и 90% нагрузки ПГУ. Основные результаты расчета показателей тепловой экономичности вариантов ПГУ на базе ГТУ типа GT13E2 при характерных температурах наружного воздуха и при переменных нагрузках приведены в таблице 4.5. Таблица 4.2. Основные результаты расчета тепловой схемы ПГУ КЭС на базе GT13E2 при переменных нагрузках блока. (Tнв = 30оС). Параметр Нагрузка ПГУ ГТУ (2 установки) Электрическая мощность ГТУ, брутто КПД ГТУ по производству электроэнергии брутто Расход топливного газа, р (Qн =46,280 МДж/кг) % 50 55 Величина 60 75 90 100 МВт 147,065 141,796 156,204 221,61 256,202 294,12 % 34,26 25,644 26,754 29,892 32,6 34,26 кг/с 9,275 11,948 12,616 14,734 17,09 18,54 103 Температура газов за °С газовой турбиной ГТУ Расход уходящих газов за газовой турбиной кг/с ГТУ 493 510,3 527,4 550,2 550,2 550,2 499 776,6 777,3 826,5 914,3 997,9 КУ Контур высокого давления (ВД) паропроизводительность кг/с 60,96 82,44 88,14 102,1 113,1 121,9 давление пара МПа 8,549 8,549 8,549 8,549 8,549 8,549 температура пара °С 472,5 475,3 475,3 475,3 475,3 475,3 Контур низкого давления (НД) паропроизводительность кг/с 14,82 23,36 22 21,39 23,7 26,9 давление пара МПа 0,538 1,092 1,092 1,092 1,092 1,092 температура пара °С 260 260 299,1 260 260 260 Температура уходящих °С 104 130 127,4 123,7 123,7 123,7 газов ПТУ Параметры контура высокого давления на входе в ЦВД турбины Давление пара высокого МПа 7,15 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 давления Температура пара 471 473,3 473,3 473,3 473,3 473,3 высокого давления °С Расход пара высокого кг/с 60,96 82,44 88,14 102,1 113,1 119,8 давления Параметры контура низкого давления на входе в ЦНД турбины Давление пара низкого МПа 0,508 1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 давления Температура пара °С 258,3 257,9 257,9 257,9 257,9 257,9 низкого давления Расход пара низкого кг/с 13,45 21,43 20 19,14 21,2 21,4 давления Электрическая МВт 76,270 106,071 114,099 132,925 147,432 153,92 мощность ПТУ Номинальное давление МПа 0,00864 0,00864 0,00864 0,00864 0,00864 0,00864 пара в конденсаторе Показатели ПГУ 104 Электрическая мощность блока брутто мощность ГТУ (с двух установок) мощность ПТУ Электрическая мощность блока нетто Расход топлива на ПГУТЭС Общий расход электроэнергии на СН КПД электрический брутто КПД электрический нетто МВт 223,334 247,867 270,302 336,768 403,635 448,04 МВт 147,065 141,796 156,204 221,61 256,202 294,12 МВт 76,270 106,071 114,099 132,925 147,432 153.,92 МВт 217,379 239,389 261,355 326,512 392,133 435,91 кг/с 9,275 11,948 12,6 МВт 5,955 % 2,19 % 42,03 8,478 3,42 44,83 8,947 10,256 11,502 12,13 3,31 3,045 2,85 2,19 46,3 49,38 51,36 52,03 43,29 44,76 % 41,01 14,82 47,88 17,08 49,9 18,45 50,64 На основании полученных расчетных данных был проведен анализ покрытия суточных нагрузок ТЭС «Аzito» в рабочие и выходные дни. Результаты расчета режимов работы парогазового блока на базе GT13E2 (Alstom) при переменных суточных нагрузках в рабочие дни представлен на рис. 4.20 и 4.21. 105 Рис. 4.20. Изменение электрической мощности ГТУ, ПТУ и энергоблока ПГУ-450 (брутто и нетто) в течении суток в рабочие дни. Рис. 4.21. Изменение электрического КПД энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) в течении суток (брутто и нетто) в рабочие дни. 106 Результаты расчета режимов работы парогазового блока на базе GT13E2 (Alstom) при переменных суточных нагрузках в выходные дни представлен на рис. 4.22 и 4.23. Рис. 4.22. Изменение электрической мощности ГТУ, ПТУ и энергоблока ПГУ-450 (брутто и нетто) в течении суток в выходные дни. Рис. 4.23. Изменение электрического КПД энергоблока ПГУ-450 на базе GT13E2 (Alstom) в течении суток (брутто и нетто) в выходные дни. 107 4.4.Сравнение способов регулирования нагрузок на ПГУ КЭС Сравнение способов регулирования позволяет выбирать лучше вариант, который подходит для критерии оптимизации. Задача оптимизации режима работы электростанции включает две взаимосвязанные части [46]: 1. выбор состава генерирующего оборудования в данный момент времени; 2. распределение нагрузки между работающими энергоблоками. Если на станции используется одинаковый вид топлива, а потерями мощности в линиях электропередачи можно пренебречь, то в качестве критерия оптимальности достаточно взять суммарные затраты топлива на станции: (4.1 ) здесь – искомые активные нагрузки электростанций; n – количество энергоблоков; - зависимость расход топлива на i-ю энергоблок от ее нагрузки. При необходимости учета потерь мощности в линиях электропередачи ставится задача распределения не только активной, но и реактивной нагрузок. Для такой постановки критерий оптимальности изменяется. . Регулирование электрической нагрузки ГТУ с помощью изменения только начальной температуры газов (качественное регулирование) негативно сказывается на ее энергетических характеристиках. Несмотря на некоторое увеличение расхода газов, их температура на выходе газовой турбины заметно снижается. Из вышесказанного следует, что методы регулирования электрической мощности ГТУ оказывает влияние не только на ее экономичность, но и на параметры выходные газов. Это, в свою очередь, изменяет параметры и количество генерируемого пара, мощность ПТУ и всей ПГУ. 108 В тепловых схемах ПГУ, выполненных по дубль-блочной или трипл-блочной схеме, возможные различные варианты разгружения ГТ – параллельный (синхронно) или последовательный (не синхронно), - что сказывается на показателях ПГУ. В каждом конкретном случае необходимо выбирать оптимальную программу разгружения. При изменении электрической нагрузки экономичность ПГУ в многом зависит от параметров выходных газов ГТУ и от характера их изменения. Необходимо минимизировать затраты и учесть влияние других факторов для реализации существующих графиков электрической нагрузки, которые учитывали особенности работы ПГУ. При наличии в составе оборудования ПГУ КЭС помимо трех основных критериев оптимальности (экономичности, экологичности, и надежности) можно обратить внимания на маневренности, так как ПГУ имеют значительные отличия в скоростях нагружения и разгружения по сравнению с обычными паротурбинными блоками. Таким образом, имеем четыре критерия оптимальности [16]: (4.2) где x – вектор всех оптимизируемых параметров (электрических нагрузок), , , , - критерии оптимальности по расходу топлива (экономичности, надежности, экологичности, и маневренности), - энергетические характеристики энергоблока, - , , маневренные характеристики оборудования. Для учета влияния параметров работы газовых и паровых турбин на экономичность работы как ПГУ, так и станции в целом необходимо решить задачу оптимизации расходной характеристики ПГУ, 109 подобрав оптимальные значения режимных параметров для заданных сочетаний электрической нагрузок ПГУ при выбранных режимах работы установки. Наиболее важной составляющей критерия оптимальности в отношении эффективности работы станции является экономическая составляющая, которая характеризует суммарный расход топливо по блоку. Для этого задаются расходные характеристики оборудования ТЭС в качестве исходной информации для оптимизационной задачи [16]. В общем случае расходная характеристика ПГУ КЭС имеет вид: , (4.3) где B – расход топливо на ГТУ, кг/с; N – электрическая мощность, кВт. Нас рис. 4. 24 представлен изменения расхода топлива в зависимости от мощности ГТУ. Рис. 4.24. Изменение расхода топлива в зависимости от мощности ГТУ. Далее проведены расчетные исследования по выбору оптимального способа прохождения нагрузок для графика характерного для рабочих дней и выходных дней. 110 Определение суммарного расхода топлива при регулировании нагрузки в рабочих дней. Рис.4.25.Обработанный суточный график нагрузки ТЭС ‗‗Azito‘‘в рабочих дней. Можно разделить этот график на 8 участок. 1 . С 24ч до 8ч : 8 часов 2. С 8ч до 9ч : 1 час 3. С 9 до 13ч: 4 часа 4. С 13 до 14ч: 1 час 5. С14 до 18 ч 6. С 18 до 19 ч: 1 час 7. С 19 до 22 ч: 8. С 22 до 23ч: 1 час Определение суммарного расхода топлива при регулирования нагрузки в рабочие и выходные дни проводим по формуле: 111 (4.1) где i – участка графики нагрузки j – вариант разгрузки Результаты расчета суммарного расхода топлива при регулирования нагрузки в рабочих дней приведены в таблице 4.1. 112 Таблица 4.3 Основные результаты определения расхода топлива энергоблока ПГУ на базе GT13E2 (Alstom) при разных нагрузках в рабочих дней. № уч-ка 1 2 3 4 5 6 7 8 Нагр. блока ПГУ, % 50 62,5 75 67,5 60 75 90 70 Эл. Мощ. блока, МВт 225,2 281,4 336,7 303,7 270,3 336,7 403,6 315,5 Вар-ты разгрузки Нагр. ГТУ 1, % Вар-т 1 43,2 Вар- 2 Эл. Мощ. ГТУ№1, МВт Нагр. ГТУ№2, % Эл. Мощ. ГТУ№2, МВт Эл. мощность ПТУ, МВт Расход топлива, кг/с Сум. расход топлива по блоку, кг 63,5 43,2 63,5 98,2 11,2 322560 100 147 0 0 78,2 9,3 28809 Вар-т 1 55,5 81,6 55,5 81,6 118,2 12,9 46620 Вар-т 2 40 58,8 73,5 108 114,3 13,0 46800 Вар-т 1 69,3 101,9 69,3 101,9 132,9 14,7 212112 Вар-т 2 50 73 100 147 116,7 14,8 213120 Вар-т 1 60,5 125,7 13,6 49032 Вар-т 2 49,5 72,8 75 120,6 13,7 49320 Вар-т 1 53,1 78 53 114,3 12,6 181728 Вар-т 2 40 58,8 68 100 111,5 12,7 182880 Вар-т 1 69,3 101,9 69,3 101,9 132,9 14,7 53028 Вар-т 2 60 90,5 90 130,2 14,8 53280 Вар-т 1 87 128 87 128 147,6 16,9 183384 Вар-т 2 77 113,2 100 147 143,4 17,1 184680 Вар-т 1 63,5 93,4 63,5 93,4 128,7 14,00 50400 Вар-т 2 40 58,8 100 147 109,7 14,2 51120 89 60,5 89 110,3 78 116 113 Min допустимое разгружение ГТУ до 40% Критерии сравнение варианта разгружение: Тепловые электростанции (ТЭС) надежно работают десятилетиями при температурах и давлениях, близких к предельно допустимым для материалов, из которых изготовляется их оборудование. Постоянным стимулом для совершенствования циклов, схем и оборудования ТЭС, которое продолжается и в настоящее время, является снижение издержек производства путем экономии топлива [19]. Суточный расход топливо при прохождение графика электрических нагрузок. Вар-т 1 – синхронное (равномерное) разгружение ГТУ. Вар-т 2 – неравномерное разгружение ГТУ. Исходя из полученных в таблице 4.1 данных проведено сравнение двух характерных способов регулирования: Вариант 1 с одновременным разгружением двух ГТУ, за исключением 50% нагрузке ПГУ, которая достигалась путем полного останова одной из ГТУ и Вариант 2 с неравномерной нагрузкой газотурбинных установок блока ПГУ. В первом варианте суточный расход составил: В1 раб.дн.= Вобщ.раб.дн.=В1-2+ В2-1 + В3-1 + В4-1+ В5-1 + В6-1 +В7-1 + В8-1 =805119,275 кг/сут. Во втором варианте суточный расход блока составил: В2 раб.дн.= В1-1 + В2-2 + В3-2 + В4-2 + В5-2 + В6-2 =1103760 кг/сут. 114 Определение суммарного расхода топлива при регулировании нагрузки в выходные дни. Рис. 4.26.Обработанный суточный график нагрузки ТЭС ‗‗Azito‘‘в выходные дни. Можно разделить этот график на 6 участок. 1 . С 24ч до 8ч : 8 часов 2. С 8ч до 9ч : 1 час 3. С 9 до 13ч: 8 часа 4. С 13 до 14ч: 1 час 5. С14 до 18 ч 6. С 18 до 19 ч: 1 час. Результаты расчета суммарного расхода топлива при регулирования нагрузки в выходные дни приведены в таблице 4.2. 115 Таблица 4.4: Основные результаты определения расход топлива энергоблока ПГУ на базе GT13E2 (Alstom) при разные нагрузках в выходные дни. № уч-ка Нагр. блока ПГУ, % 1 50 2 3 4 5 6 52,5 55 65 75 62,5 Эл. Мощ. блока, МВт 225,2 236,5 247,8 293 336,7 281,4 Вар-ты разгрузки Нагр. ГТУ№ 1, % Эл. Мощ. ГТУ№1, МВт Нагр. ГТУ№ 2, % Эл. Мощ. ГТУ№2, МВт Вар-т 1 43,2 63,5 43,2 63,5 Вар-т 2 100 147 0 Вар-т 1 45,7 67,2 Вар-т 2 40 Вар-т 1 Эл. Мощ. ПТУ, МВт Расход топлива, кг/с Сумм. расход топлива по блоку, кг 98,2 11,2 322560 0 78,2 9,3 28809 45,7 67,2 102,1 11,6 41796 58,8 55 76,5 101,2 11,7 41961 48,2 70,9 48,2 70,9 106 11,9 344160 Вар-т 2 40 58,8 70 102 87 12 345600 Вар-т 1 58 85,3 58 85,3 122,4 13,3 47844 Вар-т 2 40 58,8 90 132 102,2 13,4 48240 Вар-т 1 69,3 101,9 69,3 101,9 132,9 14,7 212112 Вар-т 2 60 90,5 90 130,2 116 14,8 213120 Вар-т 1 55,5 81,6 55,5 81,6 118,2 12,9 46620 Вар-т 2 40 58,8 80 117,6 105 13 46800 116 Результаты расчета для выходных дней показали, что: в первом варианте суточный расход составил: В1вых.дн.= В1-2 + В2-1 + В3-1 + В4-1 + В5-1 + В6-1 =959652 кг/сут Во втором варианте суточный расход блока составил: В2вых.дн.=. В1-1 + В2-2 + В3-2 + В4-2 + В5-2 + В6-2 =1018280 кг/сут. Проведенные расчетные исследования показали, что как в случае с рабочими днями, так и с выходными днями с точки зрения топливной экономичности предпочтительно загружать блоки ГТУ равномерно, с одинаковой нагрузкой, при этом суточная экономия топлива на ПГУ ТЭС Azito в выходные дни составит порядка 15% и для рабочих дней порядка 37,5%. 4.5. Выводы главе 4 Проведен анализ графиков электрических нагрузок в условиях Кот д‘Ивуара. Разработаны типовые суточные графики электрических нагрузок в условиях Кот д‘Ивуара. Выработаны рекомендации по режимам работы парогазового энергоблока в рабочие и выходные дни в условиях Кот д‘Ивуара. Проведенные расчетные исследования показали, что как в случае с рабочими днями, так и с выходными днями с точки зрения топливной экономичности предпочтительно загружать блоки ГТУ равномерно, с одинаковой нагрузкой, при этом суточная экономия топлива на ПГУ ТЭС Azito в выходные дни составит порядка 15% и для рабочих дней порядка 37,5%. 117 ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ По диссертационной работе можно сделать следующие выводы: 1. Проведен анализ и расчеты вариантов ПГУ КЭС С КУ. В результате расчетов предложено тепловая схема по расширению ТЭС Azito. 2. Проведен анализ графиков электрических нагрузок ТЭС Azito. 3. Разработаны типовые графики электрических нагрузок в рабочие и выходных дни. 4. В качестве критерия выбора режима работы ПГУ при прохождении суточных графиков нагрузок предложен суточный расход топлива. 5. Проведена оценка влияния климатических условий на характеристики ГТУ. 6. Выполнен конструкторский расчет парогазового блока с использованием комплекса Thermoflow и определены характеристики оборудования (КУ) и параметры тепловой схемы. 7. Проведено расчетное исследование ПГУ в переменных режимах с различным сочетанием изменения мощности ГТУ. 8. Получена характеристика изменения расхода топлива ГТУ в зависимости от ее электрической мощности. 9. Предложены оптимальные режимы работы парогазового блока в рабочие и выходные дни с минимальными затратами топлива. 118 Список использованной литературы. 1. Цанев, С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / С. В. Цанев, В. Д. Буров, А. Н. Ремезов. – М. : Издательский дом МЭИ, 2009. –584 с. 2. Цанев, С. В. Методика расчета тепловых схем газотурбинных и парогазовых электростанций / С. В. Цанев, В. Д. Буров, и др. под общ. ред. С.В. Цанева – М. : Издательский дом МЭИ, 2004. – 48 с. 3. Цанев, С.В. Расчет показателей тепловых схем и элементов парогазовых и газотурбинных установок электростанций / С. В. Цанев, В. Д. Буров и др. под общ. ред. С. В.. Цанева – М. : Издательский дом МЭИ, 2000. – 72 с. 4. Цанев, С. В. Газотурбинные энергетические установки / С. В. Цанев, В. Д. Буров и др. под ред. С. В. Цанева. – М. : Издательский дом МЭИ, 2004. 5. Эсмел Г. Особенности парогазовых ТЭС и режимов их работы в условиях Кот д‘Ивуаре (Африка) / Г. Эсмел, В. Д. Буров // Тезисы докладов специализированной науч.-практ. конф. молодых специалистов – М. : «ВТИ» – 2012. – с. 195. 6. Эсмел Г. Проблема развития энергетики в государстве Кот д‘Ивуар / Г. Эсмел, Т. А. Кеке, В. Д. Буров, С. В. Цанев // Энергосбережение и Водоподготовка. – 2011. – №.3. – с. 71 – 73. 7. Эсмел Г. Сравнение характеристик ПГУ с одним и двумя контурами в котле-утилизаторе для условий республики Кот д‘Ивуар / Г. Эсмел, Т. А. Кеке, В. Д. Буров, С. В. Цанев // Энергосбережение и водоподготовка. – 2012. – № 4. – с. 57 – 61. 8. Эсмел Г. Режимы работы парогазовых ТЭС в условиях Кот д‘Ивуара / Г. Эсмел, В. Д. Буров // Тезисы докладов XIX Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электроника и энергетика». Том 4. – М.,2013. – с. 149. 119 9. Эсмел, Г. Выбор параметров паротурбинной части утилизационной ПГУ двух давлений с ГТУ GT13E2 / Г. Эсмел, А. В. Мошкарин // Региональная науч.-техн. конф. Студентов и аспирантов «Энергия 2009». – Иваново, 2009. – с.8 – 9. 10. Цанев, С. В. Тепловые электрические станции / С. В. Цанев, В. М. Лавыгин, А. С.Седлов – М. : Изд-во МЭИ, 2005. – 454 с. 11. Выбор начальных параметров пара конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами одного давления : учебное пособие / С. В. Цанев, В. Д. Буров, В. Е.Торжков. – М. : Изд-во МЭИ, 2004. –50 с. 12. Расчет тепловых схем трехконтурных утилизационных парогазовых установок : учебное пособие / А. Д. Трухний, Н. С. Паршина. – М. : Изд-во МЭИ, 2010. – 48 с. 13. Александров А. А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара / А. А. Александров, Б. А. Григорьев. – М. : Справочник ГСССД Р-77698. : Изд-во МЭИ, 2006. – с 168. 14. Ривкин С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара / С. Л. Ривкин, А. А. Александров. – М.: Энергия, 1980. – 424 с. 15. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций : учебное пособие / А. И.Андрющенко, Р. З. Аминов. – М. : Высш. школа, 1983. – 255 с. 16. Аракелян Э.К. Учет особенностей характеристик энергоблоков ПГУ при выборе режимов работы оборудования ТЭЦ / Э.К Аракелян, В. О. Болонов // Вестник МЭИ. – 2007. №2. С. 42-47. 17. Аракелян Э.К. Повышение экономичности и маневренности оборудования тепловых электростанций / Э. К. Аракелян, В. А Старшинов – М. : Изд-во МЭИ, 1993. – 326 с. 18. Григорьева В.А., Зорина В.М. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник 2-е изд. – М.: Энергоатомиздат,1989. 19. Ольховский Г.Г. Технологии для тепловых электростанций. – М.: 120 теплоэнергетика. №8 1999. С. 20-25. 20. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки. – М.: Энергоатомиздат, 1985. 21. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом. – М.: Теплоэнергетика,1999. 22. Грибов В.Б., Комисарчик Т. Н., Прутковский Е. Н. Об оптимизации схем и параметров ПГУ с КУ. – М.: Энергетическое строительство, 1995. - № 3. – с. 56-63. 23. Сойко Г.В. К вопросу об оптимизации параметров мощных парогазовых энергоблоков / Г. В. Сойко, Д. А. Ковалев, В. Д. Буров // Энергосбережение и водоподготовка – 2012. – №6. – с 6-11. 24. Сойко Г. В. Методика выбора оптимальных параметров тепловых мощных трехконтурных ПГУ / Г. В. Сойко, В. Д. Буров, А. В. Девянин, В. А. Девянин, С. В. Цанев // Энергосбережение и водоподготовка – 2011. – №4. – с. 25-32. 25. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. С.-П.: Изд-во СПБГТУ, 1997. – 295 с. 26. Иваненков В. В., Жуков Г. И. Котлы-утилизаторы для ПГУ и ГТУ. Тяжелое машиностроение. – М.: 1995. 27. Яблоков Л.Д., Логинов И.Г. Паровые и газовые турбоустановки. – М.: Энергоатомиздат, 1988. 28. Хоа, Л. К. Оптимальное управление режимами работы ТЭС Вьетнама с учетом экологических факторов: Дис. … канд. тех. наук : 05.13.06 / Хоа, Ле Куанг – М., 2003. – 157 с. 29. Будаков, И.В. Исследование и совершенствование режимов эксплуатации ПГУ - 325 : Дис. канд. тех. наук. 05.14.14 / И. В. Будаков – М., 2012. – 173 c. 30. Кудинов А.А. Тепловые электрические станции: Учеб. Пособие – Самара 2008. – 348 с 31. Ольховский Г.Г. Развитие теплоэнергетических технологий. 121 Газотурбинные и парогазовые установки / Г. Г. Ольховский // Развитие теплоэнергетики (Сб. науч. Ст.). – М.: «ВТИ»,1996. – с. 59-64. 32. Ольховский Г.Г. Перспективы совершенствования тепловых электростанции / Ольховский Г.Г. Тумановский А.Г. // Электрические станции. – 2000. – № 1. – с. 63-70. 33. Нгуен Чонг Хунг. Многоцелевая оптимизация режимов работы теплоэнергетических установок : Дис. канд. тех. наук : 05.13.07 / Чонг Хунг Нгуен – М., 1997. – 160 с. 34. Трухний А. Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Ч. 1. // Теплоэнергетика. 1999. № 1. – с. 27 – 31. 35. Трухний А. Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Ч. 2. / А. Д. Трухний // Теплоэнергетика. 1999. № 7.– с. 57 – 59. 36. Султанов М. М. Оптимизация режимов работы оборудования ТЭЦ по энергетической эффективности: Дис. канд. тех. наук : 05.14.14 / М. М. Султанов – М., 2010. – 173 с. 37. Режимы работы мощных утилизационных парогазовых установок в регулируемом диапазоне нагрузок : отчет о НИР / Трухний А. Д. – М : Издательский дом МЭИ, 1999. – 44 с. 38. Margon H. Combine Cycle Power for Load Cycling Duties / H. Margon, D. Bergman, H. Bruecken // American Power Conference. Chicago. Apr. 1992. № 9. – p. 22 – 27. 39. Исследование режимов работы трехконтурных утилизационных парогазовых установок в регулировочном диапазоне нагрузок : отчет о НИР / Трухний А. Д. – М : Издательский дом МЭИ, 2000. – 75 с. 40. Арсеньев Л. В. Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами / Л. В.Арсеньев, В. А. Черников. – СПб.:Изд-во СПБГТУ, 1996.–322 с. 122 41. Березинец П. А. Анализ схем бинарных ПГУ на базе перпективной ГТУ / П. А. Березинец, М. К. Васильев, Ю. А. Костин // Теплоэнергетика. 2001. – №5. – с 20. 42. Березинец П. А. Бинарные ПГУ на базе ГТУ средней мощности / П. А.Березинец, М. К. Васильев, Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1999. №1. с 25. 43. Сигидов Я. Ю. Оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизторами двух и трех давлений: Дис. … канд. тех. наук : 05.14.01 / Я. Ю. Сигидов – М., 2006. 206с. 44. Сигидов Я. Ю. Анализ и оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизторами двух и трех давлений / Я. Ю. Сигидов, В. Д. Буров // Энергосбережение и водоподготовка. – 2006. № 1. С.4-10. 45. Мельников Ю. В. Расчетная оценка энергетических показателей ПГУ-325 в режиме «полублока» / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин // Энергосбережение и водоподготовка. – 2009. № 2. С.32-36. 46. Кеке Т. С. А. Исследование водоснабжения на характеристики влияния парогазовой системы установки технического в условиях республики Кот д‘Ивуар: Дис. канд. тех. наук : 05.14.14 / Т. С. А. Кеке – М., 2013. 167 с. 47. Аракелян Э.К. Оптимизация и оптимальное управление / Э. К. Аракелян, Г. А Пикина – М. : Изд-во МЭИ, 2008 – 408 с. 48. Фаворский О. Н. Состояние и перспективы развития парогазовых установок в энергетике России / О. Н. Фаворский, В. И. Длугосельки , и др. // Теплоэнергетика. 2003. – № 2. – с. 9 – 15. 49. Арсеньев Л. В. Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами / Л. В. Арсеньев, В. Рисс, В. А. Черников. – Санкт Петербург: Издво СПБГТУ, 1996. – 124с. 50. Радин Ю. А. Определение допустимого регулировочного диапазона 123 нагрузок энергоблока ПГУ при работе в конденсационном режиме / Ю. А. Радин, А. В. Давидов, А. В. Чугин // Теплоэнергетика. 2004 - № 5 – с. 47 – 52 51. R.L. Loud. Gas Turbine Inlet Air Treatment / R. L. Loud, A.A. Slaterpryce // 37th GE Turbine State of the Art Technology Seminar – 1993. 52. M. Chaker. Inlet fogging of gas turbine engines detailed climatic analysis of gas turbine evaporation cooling potential in the USA / M. Chaker , C.B. MeherHomji, T. Mee, A. Nicholson // Journal of Engineering for Gas Turbine and Power 125 - 2003. P 300–309. 53. F. R. P. Arrieta. Influence of ambient temperature on combined-cycle powerplant performance / F.R.P. Arrieta, E.E.S. Lora /Applied Energy 80 – 2005. P. 261 – 272. 54. http://www.ansaldoenergia.com/ 55. http://www.gepower.com/ 56. http://www.directscience.com/ 57. http://www.power.alstom.com/ 58. http://www.alstom.com/ 59. http://www.elsevier.com/locate/apthermeng 60. http://www.cotedivoire.mid.ru/inf_Ivuar.html 61. http://www.africatime.com/ci 62. http://www.abidjan.net/ 63. H. Carniere. Raising cycle efficiency by inter cooling in air cooled gas turbine / A Willocx, E. Dick / Applied Thermal Engineering 26. – 2006 . P. 1780-1787. 64. K. Mathioudakis . Uncertainty Reduction of Gas Turbine Performance Diagnostics by Accounting for Humidity Effects, in: ASME Turbo EXPO 2001 e Land, Sea & Air, the 46th ASME International Gas Turbine & Aero Engine Technical Congress // K. Mathioudakis ,A.T. Salavoutas. – New Orleans, Louisiana, USA. – 2001. 124 65. Amell A.A.. Influence of the relative humidity on the air cooling thermal load in gas turbine power plant / A.A. Amell, F.J. Cadaies / Applied Thermal Engineering 22. – 2002. Р. 1529-1533. 66. Ashley De Sa. Gas turbine performance at varying ambient temperature / De Sa Ashley, Sarim Al Zubaidy / Applied Thermal Engineering 31. – 2011. Р. 27352739.
