Компплексный анализ парогазовых ТЭЦ Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

УДК 621.311

КОМПЛЕКСНЫЙ АНАЛИЗ ПАРОГАЗОВЫХ ТЭЦ

П.А. ЩИННИКОВ, Г.В. НОЗДРЕНКО, О.К. ГРИГОРЬЕВА, О.В. БОРУШ, А.Г. КУЗЬМИН

Новосибирский государственный технический университет

В статье приведены результаты комплексного анализа парогазовых ТЭЦ.

Ключевые слова: парогазовые установки, затраты, критерий эффективности, замещение.

Развитие современных систем энергоснабжения идет по пути ввода генерирующих мощностей на базе теплофикационных парогазовых (ПГУ) энергоблоков: бинарных (БПГУ), сжигающих газ; с низконапорным парогенератором (ПГУ - НПГ), сжигающих газ в газотурбинной ступени (ГТУ) и уголь в котле паротурбинной ступени; с газовым сетевым подогревателем (ПГУ -ГСП), когда после газовой турбины газ сбрасывается в ГСП, покрывающий нагрузку горячего водоснабжения; с газификатором угля в составе парогазового энергоблока (ПГУ - ГФ).

Комплексный анализ таких ПГУ актуален в новых экономических ситуациях. Под комплексным анализом [1] понимаются взаимоувязанные термодинамический и технико-экономический анализы сравнительной эффективности энергоблоков комбинированного энергоснабжения (отпускающих электро- и теплоэнергию, а также другие энергопродукты, например синтез-газ как продукт газификации).

При оценке технико-экономической эффективности используется общий интегральный эффект, определяемый как разность между общим интегральным результатом £ от производственной деятельности объекта и общими интегральными затратами З [1]:

где т, т р - текущий год и расчетный срок жизни объекта; Е - ставка дисконтирования. При этом определены условия сравнения, учитывающие энергетическую сопоставимость вариантов, требования надежности комбинированного энергоснабжения и экологии, инфраструктурную составляющую затрат.

Вводя относительный интегральный эффект:

получим детерминированную оценку технико-экономической эффективности:

(1)

т=0

(2)

© П.А. Щинников, Г.В. Ноздренко, О.К. Григорьева, О.В. Боруш, А.Г. Кузьмин Проблемы энергетики, 2010, № 3-4

££Ц пЕп /Е3' (3)

V т п

где Ц п - получаемая, удельная плата за отпущенные потребителю Е Еп -

п

другие энергопродукты в т-м году. S и 3 определяются как среднегодовые значения составляющих интегрального эффекта за весь срок жизни т р.

Общие интегральные затраты, приведенные к году эксплуатации, определяются по выражению

3 = В • Цт +Е «}*} + д3 , (4)

)

где В - годовой расход топлива энергоблоком, т/год (тыс. м3/год); ЦТ - стоимость топлива франко-бункер энергоблока; «j - величина относительного аннуитета,

характеризующая ежегодную долю капитальных затрат и включающая ежегодный возврат капиталовложений (амортизацию) и проценты по ним; Кj -

капиталовложения в j'-й агрегат; АЗ - поправка к годовым затратам, учитывающая приведение вариантов к сопоставимому виду.

Непременным условием сопоставления сравниваемых вариантов является приведение их к одинаковому энергетическому эффекту, то есть они должны удовлетворять тождественным по объему, составу, месту и времени потребностям и служить тождественным по характеру, объему, месту и времени целям экономической политики. На практике сравниваемые варианты, как правило, различаются по кругу объектов и отраслей производства, количеству, качеству и условиям дефицитности производимой продукции. Поэтому, применительно к энергоблокам ТЭС, сравниваемые варианты должны быть выравнены как по полезному отпуску в общем случае электроэнергии, теплоты и химической продукции, так и по обеспечению заданной надежности энергоснабжения. При этом должна соблюдаться тождественность воздействия сравниваемых вариантов на окружающую среду.

В этом случае величина АЗ из выражения (4), характеризующая приведение вариантов к сопоставимому виду, приобретает следующий вид:

А3 = 5^3зам + 5|33АМ + 3Р + 3В + 3Т + 3Э + 3УД + 3ИФР + ©зп . (5)

Здесь:

• 5NЗзам - учитывает выравнивание вариантов по полезному отпуску

электроэнергии и характеризует затраты в замещаемый энергоблок, который должен работать в режимах, аналогичных рассматриваемому (очевидно, что, например, энергоблок на основе ГТУ имеет возможность работать в пиковой части графика нагрузки всей своей мощностью, а энергоблок на основе теплофикационной турбины - лишь своим «конденсационным хвостом», в этом случае при сравнении указанных вариантов первый энергоблок должен иметь замещающую теплофикационную мощность в виде котельной, а второй -замещающую пиковую мощность);

• З^Ззам - учитывает приращение затрат в замещаемый пиковый энергоблок в

случае, если проектируемый энергоблок участвует в покрытии пиков графика нагрузки путем форсировки, отключения ПВД и т.п.;

• ЗР - учитывает затраты в создание и эксплуатацию резервного оборудования (резервные энергоблоки) и характеризует выравнивание вариантов по обеспечению и неизменности заданной надежности обеспечения продукцией с учетом графика нагрузки, коэффициентом готовности, режимными особенностями (неучет этих затрат при стратегическом планировании ведет к риску скачкообразного увеличения цен на электроэнергию в регионе), при этом затраты в «резерв» должны учитывать как составляющую капиталовложений в оборудование, так и топливную составляющую для ТЭС;

• Зв, Зт - учитывают приведение вариантов к сопоставимому виду по степени загрязнения окружающей среды по затратам: в системы сокращения вредных выбросов и в системы, связанные с переходом на топливо с меньшим выходом загрязняющих веществ, соответственно;

• Уэ - учитывает затраты, связанные с восстановлением инфраструктуры, обусловленные компенсацией ущерба от загрязнения окружающей среды в зоне функционирования энергоблока;

• ЗУд - учитывает затраты на вынос энергоблока из ареала функционирования и удаление от потребителей, если фоновые приземные концентрации в данном ареале превышают предельные;

• Зинф - учитывает затраты на создание производственной и социально-бытовой инфраструктуры;

• ®зп - учитывает расходы по содержанию штатного эксплуатационного и ремонтного персонала.

Предложенный подход имеет избыточную схему и исключает фактор несопоставимости вариантов.

На основе выражения (3) предложен, с учетом неопределенности информации, критерий эффективности:

= МС [п? ]-АП?, (6)

где Ащ = (п? ) ; Мс - математическое ожидание и дисперсия случайной

функции; С - множество внешних связей и исходных данных с известными законами распределения случайных компонент; V - коэффициент, характеризующий расчетный уровень достоверности определения п?; знак «минус» означает, что учитывается только перерасход затрат, что, как правило, отражает практику строительства и техперевооружения ТЭЦ.

Термодинамический анализ (в дополнение к технико-экономическому) должен основываться на методике, позволяющей оценить тепловую экономичность парогазовых энергоблоков комбинированного энергоснабжения. В настоящее время эффективность таких энергоблоков оценивается или по аналогии с конденсационными одноцелевыми энергоблоками, или с использованием условных показателей (при применении физического или пропорционального методов).

Известна также и эксергетическая методология исследования энергоблоков. Не противопоставляя известные подходы, авторы в работе применяют эксергетическую методологию (учитывающую работоспособность энергии). Такая

методология позволяет получить термодинамически более строгие оценки тепловой экономичности парогазовых ТЭЦ.

Для примера рассмотрим простые (принципиальные) шаги к такому подходу.

КПД конденсационного энергоблока по производству электроэнергии N

ЛКЭС = ЛкЛтрЛтг , (7)

где , Л тр, Л тг - эксергетические КПД котла, транспорта тепла, турбогенератора.

Методически аналогично (заменяя в выражении (7) энергетические потоки на эксергетические) эксергетический КПД теплофикационного энергоблока (при интегральной оценке) с производством электроэнергии ЛТ и теплоэксергии ЕТ

ЛТЭЦ _ Лек Летр Летг , (8)

где п ж, Л етр, Л етг - эксергетические КПД котла, транспорта тепла,

турбогенератора, для которого (в сравнении с турбогенератором конденсационного энергоблока при прочих равных условиях)

ЛТ + ЕТ = Лг. (9)

Очевидно, что в этом случае не учитываются длины технологических точек производства ЛТ и ЕТ. Так технологический процесс производства ЕТ заканчивается, например, после ЧВД турбины, а производства ЛТ только после электрогенератора. Тогда эффективность теплофикационного энергоблока будет определяться двумя эксергетическими КПД: по производству теплоэксергии ЕТ

_ чвд

Л Т _ п ек п етр п етг (10)

и по производству электроэнергии

Л _ Л Л пЧвдпчндп (11)

_ ЛекЛетр Летг Летг Лг , (11)

где п этТ, Л этТ, П г - эксергетические КПД ЧВД, ЧНД турбины и электрогенератора.

Если выражения (10), (11) развить с учетом обратных связей (формируемых системой регенерации, энергоснабжением механизмов собственных нужд, сетевой установкой и др.), то получим:

чвд

ЛТ _ Пек Петр Петг Пг Песу Б £8 N , (12)

чвд чнд

Л N _ Лек Летр Летг Летг Лг8 £8 N . (13)

Здесь Лесу - эксергетический КПД сетевой установки; 8£ - структурный эксергетический коэффициент (характеризующий структурную эффективность,

0 <8£ < 1) [2]; 8у - эксергетический коэффициент внутрициклового возврата

турбогенераторных теплопотерь (8у > 1)

При комплексном анализе (с учетом выражения (9)) удельные капиталовложения в теплофикационные ПГУ определяются отношением капиталовложений в ПГУ к её установленной (суммарной) эксергетической мощности.

С использованием разработанного подхода авторами исследовано большое количество различных технологических схем многоцелевых энергоблоков (производящих два и более вида продукции).

На рисунке показаны результаты исследования некоторых схем ПГУ-ТЭС по ряду ключевых показателей: критерию эффективности, капиталовложениям, КПД по отпуску продукции. Все результаты приведены в сравнении с традиционной схемой отпуска теплоты и электрической энергии от ТЭЦ.

Технико-экономическая эффективность ПГУ выше в 1,1...1,5 раза, а удельные капиталовложения ниже, чем для традиционных энергоблоков.

Для технологических схем с ПГУ это связано, в первую очередь, с лучшими термодинамическими показателями: более высокими КПД по отпуску теплоты ( пт ) и электрической энергии (П]ч) (рис. 1). Вместе с тем, эффективность ПГУ-ТЭС зависит от мощности паросиловой установки. ПГУ меньших установленных мощностей имеют больше преимуществ перед аналогичными традиционными ТЭС. То есть замещение относительно небольших (до 100 МВт) ТЭС, работающих по традиционной схеме на ПГУ-ТЭС, окупится быстрее, чем замещение мощных электростанций. Следует напомнить, что утверждение справедливо в случае учета всех составляющих интегрального эффекта.

чг

ш

_тр чг 1.6

1

М

1,2

<Кз

I

Ч' ЧГ

1,3

1,1

50 100 150 200Лпту, МВт

О

м \

\

¿1 \ £

\

□ С с -гГГ А

□ -пгу-нпг

А - пгу-гф

о - бпгу

• шу-гсп

I«« 15« 2&0ЛГпту,МВт

м

А? 0,8

0,4

А

* и —

т и к 4

•

>1 ■

1 —-————— . п

50 100 150 200 Л'пту, МВт '

(Г^ 1

% о

— ¡7

4Г -—XI

100 150 гООЛ'пту, МВт

Рис. 1. Технико-экономическая и эксергетическая эффективность теплофикациионных ПГУ по сравнению с энергоблоками с турбинами типа Т: П ^р > кЕ > пТР ' П ту" _ критерий технико-

экономической эффективности, удельные капиталовложения, эксергетические КПД по отпуску теплоэксергии и электроэнергии традиционных энергоблоков с турбинами типа Т

Выводы

1. Сформулированы основные положения комплексного подхода для анализа ТЭС с применением интегрального эффекта, выравнивания вариантов по всем видам эффектов и применением эксергетической функции.

2. Показано, что комплексная эффективность ПГУ-ТЭС зависит от мощности паросиловой установки. Замещение относительно небольших традиционных ТЭС на ПГУ-ТЭС окупится быстрее, чем замещение мощных электростанций.

Summary

In article results of complex analysis of combined-cycle heat power plants are presented.

Key words: combined-cycle plants, costs, criterion of efficiency, substitution.

Литература

1. Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями / Щинников П. А. [и др.]. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. 528 с.

2. Щинников П.А. Мультиэнергоблок с комплексной переработкой твердого топлива // Энергетика (Известия ВУЗов и энергетических объединений СНГ). 2001. №3. С. 83 - 89.

Поступила в редакцию 30 сентября 2009 г.

Щинников Павел Александрович - д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой «Тепловые электрические станции» (ТЭС) Новосибирского государственного технического университета (НГТУ). Тел.: 8 (383) 346-11-42. E-mail: [email protected].

Ноздренко Геннадий Васильевич - д-р техн. наук, профессор кафедры «Тепловые электрические станции» (ТЭС) Новосибирского государственного технического университета (НГТУ). Тел.: 8 (383) 346-11-42.

Григорьева Оксана Константиновна - канд. техн. наук, доцент кафедры «Тепловые электрические станции» (ТЭС) Новосибирского государственного технического университета (НГТУ). Тел.: 8 (383) 346-11-42.

Боруш Олеса Владимировна - канд. техн. наук, доцент кафедры «Тепловые электрические станции» (ТЭС) Новосибирского государственного технического университета (НГТУ). Тел.: 8 (383) 346-11-42. E-mail: [email protected].

Кузьмин Антон Геннадьевич - аспирант кафедры «Тепловые электрические станции» (ТЭС) Новосибирского государственного технического университета (НГТУ). Тел.: 8 (383) 346-11-42.