Известия РАН. Энергетика, 2020, № 2, стр. 133-140

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время большое количество строящихся и реконструируемых энергоблоков в мире, в том числе и России, содержат в своем составе газотурбинные установки (ГТУ). Относительно традиционных паросиловых установок, ГТУ имеют основные преимущества в виде высокой маневренности и, как правило, меньшей удельной стоимости. Следует отметить, что наибольшую энергетическую и экономическую эффективности возможно достичь при работе ГТУ в режиме когенерации, а также с помощью использования технологий утилизации тепла уходящих газов [1–4]. ГТУ мощностью до 60 МВт не теряют на сегодняшний день своей актуальности для энергетической отрасли промышленности. Наиболее простую компоновку имеют одновальные ГТУ с одной камерой сгорания [5]. В определенных случаях в целях стабилизации параметров рабочего тела (например, сетевой воды), а также увеличения тепловой мощности ГТУ возможно применение дожигание топлива в среде выходных газов перед входом в котел-утилизатор. В этом случае важно комплексно оценить целесообразность применения той или иной технологической схемы установки, с учетом ее энергетической и экономической эффективности. Провести оценку вариантов технологических схем ГТУ, их оптимальных конструктивных характеристик, тепловых и электрических нагрузок в различных режимах, эффект от внедрения технологий утилизации теплоты уходящих газов можно с помощью математического моделирования и оптимизации. В Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН разработан программно-вычислительной комплекс Система машинного построения программ (СМПП), который позволяет создавать математические модели и проводить конструкторские и поверочные расчеты энергоустановок [6]. Для решения поставленной задачи были разработаны схемы двух теплофикационных ГТУ. Принципиальные технологические схемы (рис. 1) включают в себя воздушный компрессор, газовую турбину, котел-утилизатор, контактный теплообменник, водоводяной подогреватель и насосные установки. Отличие схем заключается в следующем: первая – имеет одну камеру сгорания топлива, вторая – две камеры сгорания. Схемы не имеют пикового источника тепла, регулирование тепловой нагрузки ГТУ осуществляется за счет байпасирования части расхода уходящих газов помимо котла-утилизатора и контактного теплообменника.

Созданы математические модели конструкторско-поверочного расчета обеих теплофикационных ГТУ. Разработка велась на основе моделей конструкторского расчета, позволяющих определить геометрические размеры теплообменников, номинальные расходы, давления газа на входе и выходе из газовой турбины и моделей поверочных расчетов, которые при полученных конструктивных характеристиках определяют параметры теплоносителей (газа, воздуха и воды). Модели конструкторско-поверочного расчета ГТУ позволяют проводить один конструкторский и несколько поверочных расчетов в режимах с различными температурами наружного воздуха. Конструкторский расчет осуществляется в номинальном режиме с определением конструктивных характеристик оборудования ГТУ. Поверочные расчеты выполняются для характерных режимов с различными тепловыми нагрузками и продолжительностями в течение года. На рисунке 2 приведена блок-схема расчета теплофикационных ГТУ.

В качестве критерия оптимизации при проведении оптимизационных исследований принималась цена электроэнергии при заданных цене отпускаемого тепла и внутренней норме возврата капиталовложений, определяющей уровень экономической эффективности инвестиционного проекта [7]. В данной работе использован новый эффективный метод оптимизации, который обеспечивает лучшую сходимость, более точное приближение к оптимуму и имеет большее быстродействие по сравнению с ранее использованными авторами методами [8, 9]. Основная идея метода состоит в том, что решение систем уравнений, описывающих ТЭУ, передается с уровня математической модели установки на уровень решения оптимизационной задачи. В результате точное решение системы уравнений достигается лишь в оптимальной точке [10].

Математическая постановка решаемой задачи имеет следующий вид:

при условиях где C^элек – цена электрической энергии; x_k – вектор независимых оптимизируемых параметров, определяющих конструктивные характеристики установки (параметры цикла, конструктивные параметры элементов и режимные параметры в номинальном режиме); x_i – вектор оптимизируемых режимных параметров в i-м режиме (индексом i обозначаются параметры, относящиеся к характерным режимам, в которых проводятся поверочные расчеты); B_k – часовой расход топлива газовым котлом в номинальном режиме; B_i – расход топлива газовым котлом в i-м режиме; C ^теп – цена тепловой энергии; С^топ – стоимость топлива; Q^p – расчетная тепловая нагрузка; R – постоянная составляющая в цене тепла; S_к – вектор конструктивных характеристик установки; γ_к – вектор исходных данных, определяющих внешние условия работы установки в номинальном режиме; G_k – l_k-мерная векторная функция ограничений-неравенств в номинальном режиме; N_k – полная электрическая мощность в номинальном режиме; N ^min, N^max – минимальное и максимальное значение электрической мощности ПТУ в номинальном режиме; G_i – l_p-мерная векторная функция ограничений-неравенств в i-м режиме; γ_i – вектор исходных данных, определяющих внешние условия работы в i-м режиме; K_об – капиталовложения в оборудование; d_уд – вектор удельных стоимостей элементов оборудования; K_сум – суммарные капиталовложения; K_ст – капиталовложения, учитывающие непредвиденные затраты и затраты на строительство; B_год – годовой расход топлива; Q_год – годовая теплопроизводительность установки; Э_год – годовой полезный отпуск электроэнергии; T_i – продолжительность i-го режима; Q_i – отпуск тепловой энергии в i-м режиме; N_i – полная электрическая мощность в i-м режиме; $N_{i}^{{{\text{сн}}}}$ – расход электроэнергии на собственные нужды в i-м характерном режиме; IRR – внутренняя норма возврата капиталовложений; IRR_Z – заданное значение внутренней нормы возврата капиталовложений; φ – вектор параметров, определяющих условия кредитования и налогообложения; $x_{k}^{{\min }},$ $x_{k}^{{\max }},$ $x_{i}^{{\min }},$ $x_{i}^{{\max }}$ – векторы минимальных и максимальных значений x_k и x_i соответственно; n – число режимов, в которых проводятся поверочные расчеты (общее число характерных режимов n +1).

Для проведения оптимизационных исследований были назначены оптимизируемые параметры цикла в номинальном режиме, конструктивные и режимные оптимизируемые параметры, общее количество которых для каждой ГТУ составляло 45 и 48 параметров соответственно. Список оптимизируемых параметров конструкторского расчета включал: расчетную тепловую нагрузку потребителя; расход топлива; внутренние, наружные диаметры и шаги труб поверхностей нагрева котла-утилизатора и теплообменников; массовые скорости воды; температура газа на входе в газовую турбину; долю от общего расхода уходящих газов после газовой турбины на котел-утилизатор. Список режимных оптимизируемых параметров в характерных режимах (поверочные расчеты) включал: расход топлива; расход греющей воды подогревателя подпитки сетевой воды; температуру газа на входе в газовую турбину; долю от общего расхода уходящих газов после газовой турбины на котел-утилизатор. При оптимизационных исследованиях были наложены ограничения на: максимально допустимую температуру газа на входе в газовую турбину, неотрицательность температурных напоров в котле-утилизаторе, механические напряжения металла труб теплообменников (в количестве 244 ограничений для ГТУ, имеющей одну камеру сгорания и 249 – для ГТУ с двумя камерами сгорания).

РЕЗУЛЬТАТЫ ОПТИМИЗАЦИОННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Оптимизационные расчеты режимов работы обеих теплофикационных ГТУ проводились для следующих условий: расчетная температура наружного воздуха принята равной –25°С; отопительный период разбит на три периода времени, каждому периоду соответствовала своя температура наружного воздуха – –20°С, –10°С, +1.5°С и свой характерный режим с определенными тепловыми нагрузками; продолжительности отопительных периодов составляли 418 ч, 1316 ч, 3176 ч, неотопительного периода – 3850 ч. Диапазон изменения электрической мощности ГТУ в номинальном режиме был принят равным 50–60 МВт. Температурный график тепловой сети: 120/70°С. Предельно допустимое значение температуры газа перед газовой турбиной принято равным 1300°С. При расчете капиталовложений была принята следующая исходная информация [11]. Удельные стоимости составляли для: газовой турбины – 70 долл./кВт (на единицу максимальной полной мощности газовой турбины), воздушного компрессора – 50 долл./кВт, электрогенератора турбины, насосов – 60 долл./кВт, теплообменников, сделанных из низкоуглеродистой стали – 7 тыс. долл./т, из стали 20–21 тыс. долл./т, электротехнического оборудования 0.192 тыс. долл./кВт., систем, зависящих от расхода топлива 240 тыс. долл./(т/ч). Внутренняя норма возврата капиталовложений – 0.15. Исследования проводились при цене топлива равной 100 долл./т у.т. и цене тепла – 4.78 долл./ГДж.

В таблицах 1 и 2 представлены основные показатели, полученные в результате оптимизационных расчетов номинального и четырех характерных режимов работы теплофикационной ГТУ с одной камерой сгорания и ГТУ с дожиганием топлива в среде выходных газов во второй камере сгорания соответственно.

В таблице 3 приведены основные годовые показатели расчетов режимов работы обеих теплофикационных ГТУ, на основании которых можно провести сравнительный анализ энергетической и экономической эффективности установок при работе в одинаковых климатических условиях и при электрических нагрузках одного уровня.

Как видно, из приведенных результатов оптимизационных исследований (табл. 1, 2) вся тепловая нагрузка ГТУ покрывается нагревом сетевой воды в котле-утилизаторе без привлечения пикового источника. Максимальная электрическая полезная мощность обеих ГТУ достигает в номинальном режиме 60 МВт, полученная тепловая нагрузка потребителей ГТУ с одной камерой сгорания равна 278.0 ГДж/ч, для ГТУ с двумя камерами сгорания – 420.0 ГДж/ч. Количество дополнительного тепла, полученного за счет подогрева подпиточной сетевой воды с помощью контактного теплообменника находится в диапазоне 6.27–102.8 ГДж/ч для ГТУ с одной камерой сгорания и в диапазоне 50.9–237.4 ГДж/ч для ГТУ с двумя камерами сгорания. Результаты исследований показали, что ГТУ с двумя камерами сгорания при цене топлива равной 100 долл./т у.т. и цене тепла – 4.78 долл./ГДж имеет меньшую цену электроэнергии (3.57 цент./кВт), чем ГТУ с одной камерой сгорания (4.27 цент./кВт), больший отпуск электрической и тепловой энергии, и более низкий расход условного топлива на отпуск электроэнергии (220.0 г у.т./кВт ч), чем расход условного топлива на отпуск электроэнергии ГТУ с одной камерой сгорания (262.0 г у.т./кВт ч).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполнено исследование энергетической и экономической эффективности двух теплофикационных ГТУ, технологические схемы которых включают одну и две камеры сгорания топлива соответственно. Проведены оптимизационные расчеты их режимов работы по критерию минимума цены электроэнергии. Полученные результаты позволяют сделать вывод о том, что при работе данных теплофикационных установок в одинаковых климатических условиях, с электрическими нагрузками одного уровня, а так же при необходимости обеспечения потребителей большей тепловой нагрузкой, чем максимально-возможная тепловая нагрузка ГТУ с одной камерой сгорания (без пикового источника), применение дожигания топлива в среде выходных газов во второй камере сгорания ГТУ является достаточно эффективным в энергетическом и экономическом плане мероприятием.

Работа выполнена в рамках научного проекта III.17.1.1. программы фундаментальных исследований СО РАН, рег. № АААА-А17-117030310433-6.