Малозатратные методы оптимизации режимов и потокораспределения на ТЭЦ Текст научной статьи по специальности «Механика и машиностроение»

Рис. 3. Зависимость коэффициента скорости от Р[ и рк при Мж2, равном 0,38 (а) и 2,82 (б)

Рис. 4. Зависимость коэффициента скорости

В результате оптимизации значение коэффициента скорости РК получено равным 0,92 при р,= 18\рк=8,13°иМ№21=3.

Применение разработанной методики определения оптимальных конструктивных параметров РК с большим относительным шагом при

б)

гтТТ Ф I

Ш 8'

ш ,0, I I I л-Ь

А 0,4 0,9 14 1,9 ^ м!

Рк

от Мж2 и рк при р, = 2,86° (а) и р, = 31,72° (б)

заданных режимных параметров позволит повысить эффективность сверхзвуковых осевых М РТ.

Работа выполнена при финансовой поддержке гранта федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 годы (в рамках мероприятия 1.3.2 «Проведение научных исследований целевыми аспирантами»).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. А.с. 857512 (СССР). Осевая турбина |Текст| / Ленингр. политехи, ин-т; авт. изобрет. И.И. Кириллов,— Опубл. в БИ,— 1981, N° 31.

2. Левенберг, В.Д. Судовые малорасходные турбины [Текст| / В.Д. Левенберг,— Л.: Судострое-

ние, 1976,- 192 с.

3. Адлер, Ю.П. Планирование экспермента при поиске оптимальных условий [Текст] / Ю.П. Адлер, Е.В. Маркова, Ю.В. Грановский,— М: Наука, 1986,- 254 с.

УДК621.В1 1

СЛ. Иванов

МАЛОЗАТРАТНЫЕ МЕТОДЫ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ И ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ НА ТЭЦ

Повышение эффективности производства отразился на развитии отрасли, новые техноло-энергии всегда было приоритетным направлени- гии, разрабатываемые различными организацией исследования в энергетике. Провал в разви- ями, с трудом находили применение на энергети-тии в период 90-х годов прошлого века серьезно ческих предприятиях. Ныне при существующей

ситуации нехватки собственных средств на первый план выходят малозатратные способы повышения эффективности.

Оптимизация режимов и потокораспределе-ния на ТЭЦ — это малозатратные способы повышения эффективности. К режимным методам можно отнести использование ТЭ Ц в переменной части графиков электрических нагрузок за счет инерционных свойств теплофикационных систем [1], а также оптимизацию распределения тепловой и электрической энергии между турбоагрегатами ТЭЦ [2]. Предлагаемый способ предполагает моделирование теплофизических процессов, происходящих в системе, и требует построения точных математических моделей, но при этом обладает значительным преимуществом перед другими методами повышения эффективности и маневренности, поскольку он — малозатратный.

Существующие варианты по оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ — беззатратные и позволяют снизить потребление топлива, но при этом характеризуются рядом недостатков:

в них не предусмотрена возможность одновременной оптимизации тепловых и электрических нагрузок;

как правило, существующие оптимизационные модели адаптированы под характеристики старых машин, при этом в них введено множество ограничений, влияющих на точность вычислений и степень близости к оптимальному решению;

существующие оптимизационные модели не адаптированы к применению современных технологий, многопоточных вычислений и к использованию возможности распределения вычислительных мощностей между процессорами видеокарты и основным процессором, основанной на большом количестве ядер видеокарты (мощность свыше 1 терафлопа).

Для станции, имеющей тепловую и промышленную нагрузку, условие оптимальности достигается путем нахождения режима, соответствующего минимальному удельному расходу тепла на станцию. Причем присутствуют ряд дополнительных ограничений, таких, как постоянство отпуска тепла промышленному потребителю путем снижения в некоторых случаях тепловой нагрузки турбины.

Чем больше видов энергии отпускается со станции, тем сложнее оптимальное управление их производством. Перед проведением оптими-

зационных вычислений необходимо выбрать критерий сравнения вариантов распределения. Им могут быть: удельный расход теплоты на кВт произведенной электроэнергии; удельный расход топлива на кВт произведенной электроэнергии; себестоимость энергии; возможны и другие. Критерий оптимальности должен выбираться соответственно конкретным целям, которые необходимо достичь.

Предлагаемый метод оптимизации заключается в декомпозиции задачи на ряд более мелких и их решении. Все сводится к определению возможного перераспределения тепловых и промышленных нагрузок между агрегатами при минимизации мощности и/или расхода отработавшего пара. В результате имеем поверхность всех возможных распределений тепловых и промышленных нагрузок.

Первый шаг:

1. Создается поверхность в трех измерениях, в качестве которых приняты критерий оптимальности, промышленная нагрузка, тепловая нагрузка, т. е. К = /{Мэ, 0пр, О,).

2. Данная поверхность состоит из двух вложенных поверхностей: первой соответствует минимальная электрическая мощность и произвольный расход отработавшего пара К = ,

Л™, 0™, ); второй соответствует минимальный расход отработавшего пара и произвольная

мощность К = Д^этаг,Д™п, 0гтаг, Границей

между первой и второй вложенными поверхностями является режим минимальной мощности

и минимального расхода отработавшего пара =

чения вложенной второй поверхности характеризуют минимальный расход отработавшего пара и максимальные вариации тепловой и промышленной нагрузок.

Для наглядности методики обратимся к рис. 1, на котором изображена поверхность М возможных значений тепловых нагрузок произвольного агрегата, причем этой поверхности соответствуют произвольные мощности, в каждой точке определяемые только минимально допустимыми нагрузками для данной турбины. Каждая точка поверхности N2 характеризует возможную нагрузку турбины при заданной мощности. Эта поверхность отвечает постоянству мощности при

постоянстве тепловых нагрузок, соответствующих поверхности М. При переходе от поверхности М к N2 необходимо учитывать ограничения, накладываемые на турбину Так, например, показано для точки J, что ее переход невозможен, так как в этой точке поверхности N2 значения не существует. В данном случае поверхность М условно состоит из двух поверхностей: первой соответствует минимальная мощность и произвольный расход отработавшего пара при изменяемой тепловой и промышленной нагрузок, а второй — минимальный расход отработавшего пара и произвольная мощность. Такая модель хорошо реализуется при организации многопоточных вычислений. Но практически параллельные вычисления при расчете тепловой схемы невозможно реализовать, тогда как параллельный расчет тепловых схем нескольких турбин вполне реализуем на современных ЭВМ.

Второй шаг:

Построение зависимости критерия оптимальности от мощности при найденном распределении тепловых нагрузок

K = f(Nr,Qrs\QnT)

осуществляется после построения поверхностей всех турбин с их функциональными зависимостями. Следует произвести выборку, чтобы выполнялось условие обеспечения продукцией всех потребителей, кроме электрической нагрузки. Выбор можно осуществить простым перебором с шагом к. Получаем набор нагрузок турбин, при котором полностью обеспечена тепловая и промышленная нагрузки потребителей.

Третий шаг:

Для каждого набора тепловых нагрузок проверяем условие

Nst=±Nr> ;=1

±f(Q',Drm,Ni)Ni q = —-^ min.

Распределение нагрузок, соответствующее этому условию, — оптимально. Для ускорения поиска накладываются характерные ограничения турбин. На рис. 2 представлена модель оптимального распределения нагрузок между турбинами. Для скорости расчета оптимальным

Энергетика и электротехника

Рис. 1. Поверхность возможных распределений тепловых и промышленных нагрузок турбоагрегата

критерием служит не величина удельного расхода тепла на выработку электроэнергии в ее классическом представлении, а ее будущее оптимальное значение, т. е. при выборе оптимальных значений учитывается будущее оптимальное распределение электрических и тепловых нагрузок. Так при разной мощности станции оптимальные распределения нагрузок различны. На рис. 3 представлен алгоритм выборки оптимального распределения.

Четвертый шаг:

Проводят уточняющие итерационные вычисления оптимального распределения потоков питательной и сетевой воды при найденных значениях нагрузок (если существует возможность манипуляции расходами). Однако данный шаг влияет на электрическую мощность, и после перераспределения потоков необходимо повторить третий шаг и ве рнуться к четвертому.

Оптимизацию режимов работы основного оборудования относят к беззатратным методам повышения эффективности производства энергии. Зачастую на ТЭЦ отсутствуют специалисты, способные создать программный комплекс для решения данной задачи. Поэтому она может считаться условно беззатратной. При определении эффективности примем, что для решения задачи требуется приобрести современный компьютер стоимостью 100 ООО рублей, провести работы над программой стоимостью в 300 ООО рублей, а также осуществлять техническую поддержку и обновление программы — 100 000 рублей в год. Годовой эффект при таком перераспределении нагрузок применительно к условиям Читинской ТЭЦ-1 составит 10 125 824 рублей.

Выходные параметры "

Алгоритм расчета выходных параметров котельного агрегата

I Алгоритм расчета тепловой схемы турбины I

-^г-

Расчет параметров потока тепла

Расчет параметров пара по проточной части

__________]

/=1 / = 0

База данных первой области

База данных второй области

Алгоритм формирования и обработки базы данных

Рис. 2. Модель оптимального распределения нагрузок между турбинами

Наряду с оптимизацией режимов работы основного энергетического оборудования ТЭЦ существуют малозатратные методы повышения эффективности производства энергии путем оптимизации тепловых потоков и потокораспреде-ления теплоносителя. К таким методам можно отнести совершенствование тепловых схем и применение передовых технологий. Переход на рыночные отношения привел к созданию множества генерирующих компаний, однако они в своем составе имеют оборудование различной экономичности. В составе множества энергетических систем — станции, оборудованные теп-

лофикационными турбинами, которые вследствие значительного снижения промышленной нагрузки, а также износа оборудования обладают низкой конкурентоспособностью. В силу ряда особенностей работы теплофикационной турбины снижается ее экономичность. На примере Читинской ТЭЦ 1 и турбины ПТ-60-90 к таким особенностям можно отнести:

подключение деаэратора к промышленному отбору что создает снижение экономичности в определенном диапазоне нагрузок;

работу турбины с параметрами острого пара ниже расчетных как вследствие снижения па-

II_

Рис. 3. Схема захолаживания сетевой воды

раметров пара по условиям надежности, так и из-за неграмотного управления режимами работы оборудования;

дросселирование пара в регулирующих органах промышленного и теплофикационного отборов;

изношенность проточной части; значительные недогревы в сетевых подогревателях, приводящие к повышению давления в отопительном отборе и снижению выработки электроэнергии на базе теплового потребления;

работу турбины в отопительный сезон с низким пропуском пара в конденсатор, что увеличи-

вает долю рециркуляции конденсата и выброс высокопотенциального тепла в холодный источник.

Число часов работы в таких режимах зависит от климатических условий места расположения ТЭЦ и составляет в среднем около 2000 ч/год.

На рис. 3 показана схема захолаживания сетевой воды. Перераспределение энергий достигается следующим образом: отработанный пар турбины конденсационного типа, сконденсировавшись в конденсаторе, насосом направляется по питательному тракту; перед первым подогревателем низкого давления осуществлена врезка трубопроводов, соединяющая питательный тракт

этой турбины с теплофикационной установкой теплофикационной турбины через поверхностный водоводяной подогреватель.

При этом автоматическое управление турбиной не метается, а лишь дополняется элементами, которые управляют потоками водоводяного подогревателя. В качестве водоводяного подогревателя даже при больших тепловых нагрузках можно использовать пластинчатый теплообменник, который весьма компактен. Повышение экономичности турбины конденсационного типа связано с внешней регенерацией: подогретая питательная вода вытеснит часть пара из отбора и направит его в конденсатор, при этом расход пара на турбину уменьшится при неизменной мощности.

Как видно из таблиц, перераспределение потоков лучше осуществлять путем снижения пара,

* В скобках указаны расчетные значения

потребляемого менее экономичной турбиной. Критерием в данном случае выбран расход пара, так как температура питательной воды практически не изменится.

Анализируя данные, приведенные в табл. 2, убеждаемся, что экономичность турбины повышается, но данное решение не может быть применимо при высоком уровне отработавшего пара из-за существующего ограничения по проп уску пара в конденсатор. Однако в настоящее время экономичность конденсационного потока на ТЭЦ низка, особенно на ТЭЦ среднего и низкого давления. Максимальный пропуск пара в конденсатор для турбины типа ПТ возможен только при определенном сочетании тепловых нагрузок и выдаваемой мощности турбины, или начисто конденсационном режиме.

Таблица 1

Технико-экономические показатели схемы захолаживания (рис. 3)

Наименование ПТ 60-90 Т 87-90

Начальное давление, МПа 9 9

Начальная температура, °С 535 535

Мощность, МВт 55 70

Температура сетевой воды до/после сетевого подогревателя 100/55 100/53,6

Расход пара в промышленный отбор, кг/с 5 -

Расход сетевой воды, кг/с 310 310

Внутренний относительный КПД турбины 0,8 0,8

Давление в рассматриваемом отборе, МПа 0,144 0,144

Давление отработавшего пара, МПа 0,007 0,007

Расход пара на турбину, кг/с 71,94 86,56

Расход пара в конденсатор, кг/с 30,64 42,43

Таблица 2

Технико-экономические показатели усовершенствованной тепловой схемы (рис. 4)

Показатели вариантов схемы Значения показателей в схемах

без изменения с изменением

Мощность, МВт 60 60

Температура воды перед сетевым подогревателем, °С 40 41,5

Температура воды после сетевых подогревателей, °С 100 100

Расход пара на турбину, т/ч 320,5/(308,3)* 319,5/(307,9)

Расход отработавшего пара, т/ч 83,5/(71,8) 81,4/(70,79)

Давление в теплофикационном отборе, МПа 0,24/(0,137) 0,23/(0,132)

Недогрев в сетевом подогревателе, °С 24 (6,5) 22 (5,5)

Рис. 4. Усовершенствованная тепловая схема турбины ПТ-60-90

£

Рис. 5. Схема подпитки теплосети с дополнительным теплообменником

Средняя годовая нагрузка всех турбин (в том числе промышленно-отопительной) Читинской ТЭЦ 1 значительно ниже номинальной, следовательно, конденсационный поток в данных агрегатах ниже максимального.

К методам оптимизации потокораспределе-ния на ТЭЦ можно отнести повышение эффективности подпитки теплосети. Недогрев является одним из показателей эффективности преобразования энергии в сетевых подогревателях. Предлагаемый вариант подпитки тепловой сети представлен на рис. 5. Особенность предлагаемой схемы — организация дополнительного подогрева подпиточной воды после вакуумного деаэратора в подогревателе, подключенном ктеп-лофикационному отбору. Поскольку подпиточная вода не содержит включений, «повышающих недогрев», можно утверждать, что такое перераспределение пара позволит снизить как общий расход пара в отбор, так и на сетевой подогреватель, в частности. Главным критерием эффективности предложения может служить более высокая температура подпиточной воды после подогревателя. Выполнение паропроводов до подогревателя подпиточной воды и площадь теплообмена подогревателя должны быть такими, чтобы эквивалентный недогрев был меньше, чем в сетевом подогревателе; в противном случае эффектив-

ность от внедрения будет отрицательна. Снижение расхода пара на сетевой подогреватель ведет к снижению эквивалентного недогрева подогревателя ввиду меньшего расхода пара, вследствие чего можно ожидать снижения давления в теплофикационном отборе, увеличения экономичности турбины и повышения эффективности комбинированной выработки энергии [3].

Можно рассмотреть два варианта организации отбора: включение его последовательно перед сетевым подогревателем или параллельно сетевому подогревателю, в этом случае можно ожидать снижения давления пара в теплофикационном отборе. Для параллельной схемы следует учесть необходимость более высокого давления после подогревателя. Показатели рассматриваемых схем в сравнении со стандартной (по результатам численного эксперимента) представлены в табл. 3.

При анализе эффективности предложенных тепловых схем турбин КПД котельного отделения принят равным 0,9, а КПД транспорта тепла — 0,98; теплота сгорания топлива (харанор-ский уголь) — 11930 кДж/кг, а его стоимость — 786 руб./т. В качестве критерия экономичности выбраны следующие показатели:

1) чистый дисконтированный доход (ЧДД);

2) индекс доходности инвестиционного проекта (/д);

Таблица 3

Показатели

Мощность турбины, МВт

Расход пара па турбину, т/ч

Расход сетевой воды, т/ч

Расход подпиточной воды, т/ч

Расход пара па сетевой подогреватель, т/ч

Расход пара па подогреватель подпиточной воды, т/ч

Давление в теплофикационном отборе, МПа

Температурный график, °С

Температурный напор сетевого подогревателя, °С

Температурный папор подогревателя подпиточной

воды, °С

Удельный расход топлива на выработку э/э, г/кВт-ч 9Ь, %

Значения показателей в разных схемах

Стандартная схема Схема с последовательным включением Схема с параллельным включением

60 60 60

258,9 256,8 256,3

1008 1008 1008

108 108 108

81,30 73,80 74,02

- 1,78 1,73

0,17 0,17 0,165

98/58 98/58 98/58

15 15 15

- 5 5

263,5 259,8 259,1

— 1,40 1,66

Показатели экономичности схем подпитки теплосети

4

Энергетика и электротехника^

Таблица 4

Сводная таблица экономических показателей

Показатели Формула для расчета Значения показателя для разных схем

рис. 2 рис. 3 рис. 4

ЧДД, млн руб. NPV 15,57 5,62 5,76

nlä Y,KJXRt 1 /1=1 /д = К 10 4,76 3,31

Гж, лет. . 1 1д Ii l-ll-i'] } 4,53 8,2 13,9

ок ^ n|l + E*]

IRR lRR = l™n+ NPV(/™n) i „in] 17,5 6,6 3,85

3) срок окупаемости инвестиций (Гок);

4) внутренняя норма доходности IRR.

Все показатели для удобства сведены в табл. 5.

Оптимизацию режимов работы основного оборудования относят к беззатратным методам повышения эффективности производства энер-

гии. И ее экономическая целесообразность не вызывает вопросов. Предложенная методика оптимизации позволит распределять тепловую и электрическую энергию с большей эффективностью.

Оценка предложенных мероприятий по оптимизации потокораспределения на ТЭЦ показывает их значительную эффективность.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Иванов, С.А. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения с учетом динамических характеристик объектов [Текст] / С.А. Иванов, П.Г. Сафронов, И.В. Горячих // Научно-технические ведомости СПбГПУ,- 2009. № 3. - С. 53-63.

2. Батухтин, А.Г. Методы повышения эффективности и увеличения располагаемой мощности систем централизованного теплоснабжения

[Текст] / А.Г. Батухтин // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. — 2010. № 1,- С. 189-192.

3. Сафронов, П.Г. Способ увеличения экономичности основного оборудования ТЭЦ [Текст] / П.Г. Сафронов, АГ. Батухтин, С.А Иванов, И.Ю. Ба-тухтина // Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока,- 2010. № 1,- С. 175-178.

УДК621.В11.22

В.В. Петин, А.Г. Батухтин, Ю.В. Дорфман

КОМПЛЕКСНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИННОВАЦИОННЫХ МЕТОДОВ ОБРАБОТКИ ВОДЫ В СИСТЕМЕ «ТЭЦ — ПОТРЕБИТЕЛЬ»

В системе «ТЭЦ — потребитель» используется множество методов обработки воды, в их числе механические, физические, химические и др. К инновационным методам можно отнести

использование диафрагменного разряда (ДЭР) (его действие на микроорганизмы изучено: вследствие ДЭР образуется обеззараживающий эффект в сетевой воде систем теплоснабжения