WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

- остаточная стоимость дополнительных инвестиций в i-ый год эксплуатации, млн.руб.

Третья глава посвящена термодинамической оптимизации параметров тепловой схемы трехконтурной конденсационной ПГУ.

В силу того, что практически невозможно спрогнозировать не только тепловую нагрузку конкретной новой электростанции в зависимости от температуры наружного воздуха, но достаточно уверено предсказать тепловую нагрузку по годам для среднегодовой температуры, то единственным доступным достаточно хорошо прогнозируемым для тепловых расчетов режимом является конденсационный режим.

С учетом вышесказанного, наиболее приемлемым методом получения оптимальных параметров пароводяного цикла ПГУ является проведение оптимизационных расчетов паросиловой части ПГУ в конденсационном режиме при среднегодовой температуре. Параметры теплофикационной установки целесообразно выбрать на последнем этапе исследования путем оптимизационных расчетов совместно с оборудованием пароводяного цикла блока ПГУ, основные параметры которого были определены ранее при оптимизации конденсационного режима работы.

Критерием оптимизации служит электрическая мощность ПГУ нетто. Эффективность ПГУ с КУ обеспечивается рациональной организацией утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ. Очевидно, что при неизменной газотурбинной части, теплота отработавших в турбине газов будет практически неизменной при одной и той же температуре, давлении и относительной влажности наружного воздуха. Таким образом, максимальная электрическая мощность ПГУ нетто и соответственно максимум КПД парогазового цикла достигается при максимально возможной полезной работе утилизационной паросиловой части. Основными параметрами, определяющими термодинамическую эффективность парового цикла, являются начальные параметры пара - давление, температура. При росте давления в контурах КУ также возрастает энергопотребление насосного оборудования паросиловой части ПГУ, что оказывает непосредственное влияние на КПД нетто парогазовой установки.

При помощи многовариантных расчетов с использованием разработанного программного комплекса было проведено исследование характера и интенсивности изменения мощности ПГУ нетто в зависимости от параметров генерируемого в КУ пара.

Приведенные на рис.2 зависимости показывают влияние изменения давления пара горячего промперегрева на прирост электрической мощности нетто ПГУ при различных давлениях пара в контуре ВД. График построен относительно мощности ПГУ при давлениях пара перед цилиндрами высокого (контура ВД) и среднего давления (контура СД) ПТУ 10,0 и 2,2 МПа соответственно, температуре уходящих газов ГТУ - 570°С, температуре острого пара и промперегрева - 545°С, давление пара в конденсаторе во всех случаях равно 4 кПа, площадь выхлопа ПТУ составляет 2х7,5м2.

Данные, приведенные на рис.2 показывают, что для каждого принятого значения давления пара ВД существуют оптимальные значения давлений пара промперегрева. Рост же давления в первом контуре паросиловой части ПГУ при оптимальном давлении последующего контура приводит к росту тепловой экономичности установки.

Скорость прироста тепловой эффективности трехконтурной ПГУ с ростом давления в первом контуре замедляется, что объясняется противоположно направленным влиянием на мощность ПГУ срабатываемого в ПТУ теплоперепада и генерируемого КУ расхода пара. Общий прирост электрической мощности с ростом давления в первом контуре при прочих равных условиях в исследованном диапазоне параметров не превышает 2.5 - 3 МВт.

Важными параметрами тепловой схемы ПГУ, влияющим на термодинамическую эффективность ПГУ, являются температуры острого пара и пара горячего промперегрева. Для исследуемой схемы, в которой промежуточный пароперегреватель установлен параллельно с перегревателем высокого давления, температура острого пара и пара промперегрева определяются температурой дымовых газов на выхлопе ГТУ и температурным напором.

Проведенные исследования показали, что рост температуры пара при оптимальном давлении промперегрева приводит к увеличению мощности ПГУ нетто, причем температуры пара высокого давления и пара горячего промперегрева не оказывают существенного влияния на выбор оптимального давления пара горячего промперегрева.

Также не оказывают существенного влияния на оптимальное термодинамическое значение давление контура СД внутренние относительные КПД цилиндров паровой турбины.

Исследования влияния отдельных характеристик тепловой схемы на изменение тепловой экономичности ПГУ показали, что одними из основных факторов, оказывающими влияние на мощность ПГУ нетто, являются площадь выхлопа ЦНД ПТУ и давление в конденсаторе (). Зависимости изменения электрической мощности ПГУ нетто от указанных характеристик представлены на рис.3.

Рис. 3. Зависимость относительной мощности ПГУ нетто от при различных площадях выхлопа ЦНД.

Из графика следует, что:

  • Каждой площади выхлопа ЦНД соответствует свое оптимальное значение. При заданной площади выхлопа ЦНД чрезмерное снижение вакуума ведет к снижению тепловой экономичности и может привести к «запиранию» ЦНД ПТУ (достижению критической скорости выхлопа пара), что является недопустимым режимом работы ПТУ.
  • С повышением давления в конденсаторе при постоянном расходе пара в ЦНД выгоднее устанавливать ЦНД с меньшей площадью выхлопа, что повышает тепловую экономичность с одновременным уменьшением стоимости паровой турбины.

Проведенные термодинамические исследования не позволили однозначно выбрать все оптимальные параметры тепловой схемы ПГУ. В этой связи четвертая глава посвящена технико-экономическому выбору следующих основных параметров тепловой схемы трехконтурной конденсационной парогазовой установки:

  • давления и температуры острого пара и пара горячего промперегрева;
  • температурных напоров на холодном конце испарительных поверхностей Pinch Point () котла-утилизатора;
  • недогревов питательной воды в экономайзерах () до температуры насыщения в барабанах котла-утилизатора;
  • диаметров трубопроводов острого пара и пара промперегрева.

Изменение вышеперечисленных параметров ПГУ приводит, с одной стороны к изменению электрической мощности ПГУ, а с другой стороны, одновременно изменяются капитальные вложения в КУ, паропроводы и питательный насос. При этом, стоимости газотурбинной установки с ее вспомогательным оборудованием и паротурбинной установки, при неизменных и площади выхлопа ЦНД, в рассматриваемом диапазоне изменения параметров пара утилизационной части ПГУ не изменяются. Стоимость оставшегося оборудования, затраты на проектные изыскания, строительные работы и ряд других издержек остаются также неизменными или изменяются незначительно.

В результате проведенной пошаговой технико-экономической оптимизации отдельных параметров, в которой на следующем шаге исследования были использованы оптимальные параметры предыдущего шага, были получены оптимальные значения исследуемых параметров.

На рис.4 приведены изменения ЧДД в зависимости от давления пара промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД при различных давлениях острого пара для ПГУ на базе ГТУ типа SGT5-4000F производства фирмы Siemens при оптимальных параметрах тепловой схемы. Как хорошо видно из этого рисунка, существует экономический оптимум давлений пара контура ВД и контура СД, причем с ростом давления пара ВД возрастают оптимальные значения давления пара промперегрева. Это связано с тем, что с ростом давления пара ВД оптимальное отношение скоростей прироста электрической мощности ПГУ нетто и дополнительных инвестиций в строительство ПГУ смещаются в сторону более высокого давления пара промперегрева.

При сравнении оптимальных значений давлений контура СД, полученных при наибольшем приросте ЧДД, с данными рис. 3 видно, что значения давления СД сместились влево на 3 – 5 бар в зависимости от давления острого пара.

Наибольший экономический эффект при заданных условиях принесет ПГУ с давлением свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД 12 МПа и при давлении пара горячего промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД 2,9 МПа. Эти параметры хорошо согласуются с предполагаемыми параметрами ПГУ на ТЭЦ Мосэнерго для аналогичных газовых турбин.

Проведенные исследования показали, что оптимальные параметры значительно зависят от температуры уходящих газов ГТУ, цен на оборудование, ставки дисконтирования, режима эксплуатации ПГУ и цены на электроэнергию.

Пятая глава посвящена технико-экономической оптимизации параметров тепловой схемы трехконтурных теплофикационных ПГУ.

В отличии от программы расчета ПГУ, использованной в предыдущих главах, в которых проводился фактически термодинамический расчет котла-утилизатора (за исключением расчетов по выбору диаметров трубопроводов) и паровой турбины (за исключением ЦНД), в настоящей главе все результаты расчетов выполнены с помощью программ, в которых моделируются работы котлов-утилизаторов и паровых турбин с заданной геометрией, подобранной по данным оптимального базового режима работы.

Впервые проведенная технико-экономическая оптимизация схемы теплофикационной установки трехконтурной ПГУ показала, что:

  • экономически целесообразно оснащать каждый сетевой подогреватель собственным охладителем дренажа. Это позволит дополнительно получить в отопительный период 2,3 МВт электроэнергии, а в летний период - 0,26 МВт.
  • экономически целесообразно применять газовый подогреватель конденсата с увеличенной поверхностью теплообмена для использования рециркуляции конденсата в целях дополнительного подогрева сетевой воды. Это позволит дополнительно получить в отопительный период 13 Гкал/час тепла, а в летний период 0,6 МВт электроэнергии.

Основные показатели тепловой экономичности работы ПГУ приведены в табл. 1.

Таблица 1.

Показатели тепловой экономичности ПГУ.

Температура наружного воздуха, 0С

-3,6

15

4,1

Электрическая мощность ПГУ брутто, МВт

365,8

391,5

417,6

Электрический КПД брутто, %

50,5

56,1

57,7

Тепловая мощность ПГУ, Гкал/ч

237,2

41,8

-

Коэффициент использования тепла топлива, %

88,5

64,1

57,7

Анализ экономической эффективности инвестиций в строительство ПГУ показал, что комбинированная выработка тепла и электроэнергии теплофикационной ПГУ экономически почти в 2 раза выгоднее выработки электроэнергии конденсационной ПГУ.

В сложившихся экономических условиях особенно актуальным стал вопрос снижения капитальных затрат в строительство энергоустановок. Одним из вариантов снижения удельной стоимости энергоблока является модернизации существующих паросиловых энергоблоков с использованием парогазовой технологии, которая может осуществляться с последующим использованием части старого оборудования, путем сооружения во временном торце ТЭС газотурбинного отделения с котлами-утилизаторами, пар от которых будет направляться в существующую паровую турбину.

Среди паросиловых установок значительный интерес для реконструкции представляют теплофикационные газо-мазутные энергоблоки, включающие паровые турбины на сверхкритические начальные параметры пара Т-250/300-240 ТМЗ.

Исходя из особенностей тепловой схемы (наличие промежуточного перегрева пара), номинальных параметров и расходов пара данной турбоустановки, в работе была разработана схема перевода существующего паросилового энергоблока в ПГУ по дубль-блочной схеме трех давлений пара с промежуточным перегревом. В состав парогазовой надстройки будут входить две ГТУ типа SGT5-4000F производства Siemens и два трехконтурных котла-утилизатора с промперегревом.

Основные показатели тепловой экономичности модернизированного парогазового энергоблока приведены в табл. 2.

Таблица 2.

Показатели тепловой экономичности ПГУ на базе паровой турбины Т-250/300-240.

Температура наружного воздуха, 0С

-3,6

15

4,1

Электрическая мощность ПГУ брутто, МВт

756,4

757,7

783

Электрический КПД брутто, %

52,2

55,1

55,3

Тепловая мощность ПГУ, Гкал/ч

379

64,7

-

Коэффициент использования тепла топлива, %

82,6

60,5

55,3

Таким образом, электрическая мощность блока на тепловом потреблении при этом возросла почти в 3 раза. Для повышения экономичности ПГУ, каждый сетевой подогреватель в тепловой схеме оборудуется охладителем дренажа, что позволяет увеличить тепловую мощность блока в зимнем режиме на ~ 37 Гкал.

Анализ экономической эффективности инвестиций показал, что модернизация существующих теплофикационных паросиловых энергоблоков с турбинами Т-250-240 по парогазовой технологии приводит к значительному увеличению Чистого Дисконтируемого Дохода, чем продолжение эксплуатации существующих энергоблоков.

ВЫВОДЫ

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»