Портал по тригенерации, когенерации и мини-ТЭЦ

Оптимизация теплофикационных ТЭУ различных типов с учётом переменного режима работы

 

Международная научно- практическая конференция « Малая энергетика-2008»

 

Клер А.М., Маринченко А.Ю., Потанина Ю.М., Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентъева СО РАН, г. Иркутск, Россия

 

Методика исследований

Теплофикационные теплоэнергетические установки (ТЭУ) предназначены для комбинированного производства электрической и тепловой энергии. Наиболее типичной является ситуация, когда ТЭЦ, на которой располагаются эти установки, имеет электрическую связь с электроэнергетической системой и в то же время снабжает теплом потребителей, которые не могут получать энергию от «глобальной» системы теплоснабжения. Альтернативой получению тепла от ТЭЦ для таких потребителей является получение энергии от котельной.

В этих условиях энергоснабжение от ТЭЦ будет экономически более эффективным (по сравнению с производством электроэнергии в электроэнергетической системе, а тепла в котельной) если, при приемлемом уровне экономической эффективности ТЭЦ может поставлять электрическую энергию по цене не выше цены установленной в электроэнергетической системе, а тепло потребителям по цене более низкой, чем цена тепла от котельной, имеющей тот же уровень экономической эффективности, что и ТЭЦ.

Следует отметить, что большинство перспективных теплофикационных установок основано на газотурбинных технологиях. Это газотурбинные установки (ГТУ) с газовыми экономайзерами, предназначенными для нагрева горячей воды для систем отопления и горячего водоснабжения, а так же теплофикационные паро-газовые установки (ПТУ) различных типов (со смешением рабочих тел (STIG), с котлом-утилизатором и отпуском тепла из отборов паровой турбины и др.) Причем имеется несколько типоразмеров газовых турбин, которые могут использоваться в составе данных установок. Поскольку теплофикационные ТЭУ имеют, как правило, существенно переменный характер тепловой нагрузки, обусловленный изменением нагрузки отопления с изменением температуры наружного воздуха, то в их состав включаются пиковые источники тепла, предназначенные для покрытия пиковой части тепловой нагрузки. В качестве таких источников наиболее часто используются пиковые водогрейные котлы.

В связи с переменным графиком тепловых нагрузок теплофикационных ТЭУ при их оптимизационных исследованиях необходимо помимо номинального режима (с расчетной для систем отопления температурой наружного воздуха и расчетной тепловой нагрузкой) рассматривать и другие представительные режимы с более высокой температурой наружного воздуха и меньшей тепловой нагрузкой. Для каждого представительного режима должна быть задана его продолжительность в году.

Задача схемно-параметрической оптимизации указанных теплофикационных ТЭУ состоит в том, чтобы построить наиболее эффективную комбинированную энергоустановку на основе принятой ГТУ. Для этого нужно определить:

  • оптимальную расчетную нагрузку теплового потребителя «подключенного» к данной установке;
  • оптимальную долю тепла, отпускаемого в расчетном (при номинальной тепловой нагрузке) режиме на основе комбинированного производства тепла и электроэнергии т.е. коэффициент теплофикации и долю тепла отпускаемого от пикового источника;
  • оптимальные доли тепла отпускаемого в режимах с частичными тепловыми нагрузками на основе комбинированного производства тепла и электроэнергии;
  • оптимальные электрические мощности установки в номинальном режиме и режимах с частичными нагрузками;
  • оптимальные конструктивные характеристики термодинамические параметры и расходы рабочих тел в элементах установки (газовых экономайзерах, теплообменниках котла-утилизатора, теплофикационной паротурбинной установки и др.).

Отметим, что в качестве критерия экономической эффективности ТЭУ целесообразно принять цену отпускаемой тепловой энергии при заданной цене электрической энергии и заданном значении внутренней нормы возврата капиталовложений (IRR). Приемлемое значение IRR задавать гораздо проще, чем приемлемое значение другого, часто используемого критерия, чистой дисконтированной прибыли. Это связано с тем, что приемлемый уровень внутренней нормы возврата капиталовложений, в отличие от приемлемого уровня чистой дисконтированной прибыли практически не зависит от масштабов производства тепла и электроэнергии.

На основании приведенных выше соображений задача оптимизации теплофикационной ТЭУ может быть сформулирована следующим образом.

Требуется минимизировать цену тепла Степ, отпускаемого от ТЭУ при заданных значениях внутренней нормы возврата капиталовложений (IRRz) заданной цене электроэнергии в электроэнергетической системе Сэл, и заданной цене топлива Стоп.

При решении этой задачи независимыми оптимизируемыми параметрами являются: расчетная тепловая нагрузка подключенных к ТЭУ потребителей Qрасч, электрические мощности ТЭУ в представительных режимах Ni конструктивные параметры установки, ее термодинамические параметры и расходы рабочих тел в номинальном режиме Хном и в режимах с частичными нагрузками Хir.

При этом для расчета элементов установки в номинальном режиме должна использоваться математическая модель, ориентированная на конструкторский расчет, а в остальных режимах (при частичных тепловых нагрузках) модель, ориентированная на поверочный расчет элементов. Во всех режимах должны учитываться ограничения сверху на мощность принятой газовой турбины, температуру газа после ее камеры сгорания, температуру металла труб теплообменников котла-утилизатора и др.

где Nном - электрическая мощность ТЭУ в номинальном режиме; Nir -электрическая мощность ТЭУ в /-том режиме при частичных нагрузках; Степ - цена тепла; Сэл - цена электроэнергии; Стоп - цена топлива; Qpacч - расчетная тепловая нагрузка потребителей; Хном - вектор оптимизируемых параметров в номинальном режиме; Xir - вектор оптимизируемых параметров в /-ом режиме при частичных нагрузках; R - число представительных режимов при частичных нагрузках; IRRz -заданное (требуемое) значение внутренней нормы возврата капиталовложений; Bгод, Nгод, Qгод годовой расход топлива, годовые отпуски электроэнергии и тепла; eэк - заданные экономические параметры, используемые при определении IRR ; ставка налога на прибыль, проценты на кредит и депозит, доля условно-постоянных годовых издержек от капиталовложений и др.; Куст - капиталовложения в установку; Вном -часовой расход топлива в номинальном режиме; Тном - продолжительность работы ТЭУ в номинальном режиме; Bir - часовой расход топлива в /-ом режиме с частичной нагрузкой; Tir - продолжительность работы ТЭУ в /-ом режиме при частичной нагрузках; Qгод- годовое теплопотребление внешними потребителями; Нном - векторная функция ограничений-равенств (уравнения энергетических и материальных балансов элементов установки, уравнения процессов расширения и сжатия рабочих тел и др.) в номинальном режиме; Yном - вектор зависимых (вычисляемых из системы равенств Нном) переменных; аном - вектор задаваемых исходных данных номинального режима (характеристики газовой турбины, характеристики используемых металлов и т.д.). Gном - вектор ограничений-неравенств номинального режима; SK - вектор конструктивных характеристик установки (номинальные мощности отсеков турбомашин, площади поверхностей нагрева подогревателей и др.); Суд - вектор

удельных стоимостей элементов ТЭУ; Hir - векторная функция ограничений-равенств в /-ом режиме; Yir- вектор зависимых переменных в /-ом режиме; Gir - вектор ограничений-неравенств в /-ом режиме; αir - вектор задаваемых исходных данных /-ого режима; tнвi - температура наружного воздуха в /-ом режиме; eтепл - вектор параметров системы теплоснабжения (расчетная температура прямой и обратной воды, доля нагрузки горячего водоснабжения и др.).

Решая задачу (1 - 19) при различных значениях цены электроэнергии можно построить зависимость (при заданных значениях внутренней нормы возврата капиталовложений - IRRz и цены топлива - Стоп) минимальной цены тепла ТЭУ от цены электроэнергии вида СТЭЦтеп = F(Cэл).

Кроме того, при тех же значениях внутренней нормы возврата капиталовложений и цены топлива можно определить цену тепла котельной Скоттеп.

Очевидно, что для всех значений цены электроэнергии, отвечающих условию Cкоттеп > СТЭЦтеп=F(Cэл) комбинированное производство является более эффективным чем производство тепла в котельной и производство электроэнергии в энергосистеме. Назовем цену электроэнергии удовлетворяющую равенству Cкоттеп = СТЭЦтеп=F(Cэл) граничной ценой. Если цена электроэнергии в системе больше граничной, то комбинированное производство электроэнергии и тепла оправдано.

Если сравнивать эффективность различных теплофикационных ТЭУ, то наиболее эффективной будет та установка, которая обеспечит более низкую цену тепла при заданной цене электроэнергии.

Следует отметить, что решение указанной задачи оптимизации параметров представляет значительные вычислительные трудности, связанные с необходимостью согласованного использования двух видов математических моделей, ориентированных на конструкторский и поверочные расчеты установок и большой размерностью решаемых задач нелинейного математического программирования. В Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИЭСМ СО РАН) в течение достаточно длительного времени велись работы в направлении создания методов решения таких задач [1 - 4] и к настоящему времени создан достаточно эффективный метод, алгоритм и программные средства для решения задач оптимизации ТЭУ с учетом переменного графика их работы.

 

Технико-экономические исследования перспективных теплофикационных ТЭУ

Рассматриваются теплофикационная ПТУ работающая по схеме STIG, технологическая схема которой представлена на рис. 1, а и ГТУ с пиковым водогрейным котлом (рис. 1, б). Для обеих ТЭУ нагрев сетевой воды осуществляется последовательно уходящими газами ГТУ в газоводяном теплообменнике и в водогрейном котле, сжигающем тоже топливо, что и ГТУ. Так же рассмотрена теплофикационная ПТУ с паровым котлом, работающем на природном газе, и с противодавленческой паровой турбиной (рис. 2).

 

 

 

Для технико-экономических оптимизационных расчетов была принята следующая исходная информация. Температура газа перед газовой турбиной - 1100 °С; внутренний относительный КПД газовой турбины - 90%; внутренний относительный КПД воздушного компрессора - 85%; низшая теплота сгорания газа - 11953 ккал/кг. Удельная стоимость труб теплообменников сделанных из перлитной стали - 10 тыс. дол./т, теплообменников сделанных из углеродистой стали - 7 тыс. дол./т. Удельная стоимость газовой турбины принята 70 дол./кВт, воздушных компрессоров - 50 дол./кВт, паровой турбины - 60 дол./кВт, насосов - 70 дол./кВт. Доля затрат на монтаж оборудования принята равной 30% от стоимости его изготовления. Доля стоимости неучтенного оборудования принята 40% от стоимости основного оборудования. Цена топлива - 100 дол./т у.т. Удельная стоимость (изготовление и строймонтаж) парового котельного агрегата (со всем вспомогательным оборудованием и техническими системами котельной) принята равной 120 тыс. дол./Гкал. Удельная стоимость паровой турбины с противодавлением (со всем вспомогательным и электротехническим оборудованием, а так же строительно-монтажными работами) принята 400 дол./кВт.

С помощью разработанного в ИСЭМ СО РАН ПВК «Система машинного построения программ» [4] были сформированы единые расчетные программы, позволяющие провести согласованный оптимизационный расчет конструктивных и режимных параметров рассмотренных установок. В каждой программе сначала проводится конструкторский расчет в режиме с максимальными нагрузками. На основании этих расчетов формируется массив конструктивных характеристик установки, который передается в поверочные расчеты. Далее проводятся поверочные расчеты для остальных характерных режимов.

Таким образом, в расчетной программе последовательно проводится один конструкторский и шесть поверочных расчетов. На основании данных, полученных в результате этих расчетов, определяются технико-экономические характеристики установки (капиталовложения, годовой расход топлива, годовое производство тепла и электроэнергии) и целевая функция оптимизационной задачи.

Для ПГУ-STIG в качестве оптимизируемых параметров приняты: паропроизводительность котла-утилизатора в номинальном режиме, энтальпия и давление пара на выходе из котла-утилизатора, энтальпия сетевой воды на выходе из газового подогревателя в номинальном режиме, энтальпия воды на выходе из газового экономайзера в номинальном режиме, расчетная тепловая нагрузка, расход газа в камеру сгорания газовой турбины во всех режимах с частичными нагрузками и др. Всего оптимизировалось 47 параметров. В качестве физико-технических ограничений-неравенств установлены условия на полезную электрическую мощность ПТУ, неотрицательность тепловосприятия всех поверхностей нагрева котла-утилизатора, механические напряжения металла труб газоводяных и газопаровых теплообменников и др. В общей сложности учитывается 259 ограничений в виде неравенств.

С помощью разработанных расчетных программ, по методике приведенной выше, были выполнены технико-экономические исследования рассмотренных установок. В табл. 1 приведены основные параметры теплофикационных ПГУ-STIG и ГТУ с газовым экономайзером. В табл. 2 даны параметры ПТУ. В обоих случаях оптимизация проводилась при цене электроэнергии 4,8 цент./кВт ч.

Оптимизация проводилась для климатических условий г. Москвы (расчетная температура для системы отопления - -26 °С, расчетный температурный график тепловой сети - 130/70 °С).

В табл. 3 приведены технико-экономические показатели исследуемых установок при стоимости электроэнергии 4, 4,2, 4,4, 4.6, 4,8 и 5 цент./кВт ч.

На графиках, приведенных на рис. 3 показана цена тепла ТЭУ в зависимости от цены электроэнергии для теплофикационных ПТУ и ГТУ, а также для двух вариантов теплофикационной паротурбинной установки при новом строительстве и при установке на существующей котельной.

Выводы

Как видно, комбинированная выработка для ПГУ-STIG экономически оправдана начиная с цены электроэнергии 4,5 цент/кВт ч, а для ГТУ - с цены 5 цент/кВт ч. Во всем диапазоне рассмотренных цен на электроэнергию (при цене топлива 100 дол./т у. т.) теплофикационная ПГУ-STIG экономически более эффективна, чем ГТУ с газовым экономайзером сетевой воды. Вновь сооружаемый паровой котел с противодавленческой турбиной в рассмотренном диапазоне цен на электроэнергию не конкурентоспособны с теплофикационными ПТУ и ГТУ. Однако установка противодавленческих турбин (при цене 400 дол./кВт) на существующей паровой котельной экономически целесообразна при цене на электроэнергию ниже 4,8 цент/кВт ч.

Работа выполнена при поддержке фонда «Глобальная энергия», грант МГ-2006/04/02 «Технико-экономические оптимизационные исследования перспективных теплофикационных энергетических установок различного уровня мощности с учётом переменных условий их функционирования» и «Фонда содействия отечественной науке».

 

Литература

  1. Клер А.М., Маринченко А.Ю., Сушко С.Н. Оптимизация паротурбинного энергоблока угольной мини-ТЭЦ с учётом переменных графиков тепловых и электрических нагрузок // Теплофизика и аэромеханика .-2006.-Т.13, №2.-С.303-314.
  2. Клер А.М., Максимов А.С., Маринченко А.Ю. Определение технико-экономических показателей комбинированной теплопроизводящей установки с учетом переменного графика тепловой нагрузки// Сборник НГТУ «Энергетика и теплотехника». - Новосибирск, изд-во НГТУ, 2007 г., вып. 11, стр. 79 - 90.
  3. Клер А.М., Маринченко А.Ю. Оптимизационные исследования комбинированной теплопроизводящей установки с тепловым насосом // Теплофизика и аэромеханика.-2003.-Т.10, №3.-С.465-476.
  4. Методы оптимизации сложных теплоэнергетических установок / А.М.Клер, Н.П. Деканова, Т.П.Щеголева и др. - Новосибирск: ВО «Наука». Сиб.издат.фирма, 1993.-116 с.