7485-1 (Математическое моделирование и оптимизация элементов тепловой схемы энерготехнологического блока), страница 2
Описание файла
Документ из архива "Математическое моделирование и оптимизация элементов тепловой схемы энерготехнологического блока", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "наука и техника" из , которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "рефераты, доклады и презентации", в предмете "наука и техника" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "7485-1"
Текст 2 страницы из документа "7485-1"
Обоснованный выбор схемы и параметров паротурбинных энерготехнологических блоков с плазменной газификацией КАУ имеет большое значение в плане крупномасштабного внедрения энерготехнологий на ТЭС КАТЭКа. '
К числу наиболее важных факторов, влияющих на выбор схемы и параметров ППТУ, относятся: стоимость КАУ, условия использования в энергосистеме КАТЭКа, условия водоснабжения электростанций, экологические условия. По сравнению с топливом для районов европейской части страны КАУ дешевле, что будет снижать роль экономии топлива и повышать роль экономии капиталовложений и эксплуатационных затрат на энергооборудование. Для будущей эксплуатации энерготехнологического блока в режиме с высоким числом часов использования номинальной мощности (6500...7000ч/год) может быть рассмотрена целесообразность участия в покрытии переменной части графика нагрузки и изменении номинальной мощности в диапазоне 0,7...1,1. Высокая будущая экологическая напряженность КАТЭКа ставит вопросы об энергетической и экономической устойчивости оптимальных решений при изменении ПДВ. Важное значение при определении оптимальных параметров и профиля оборудования ППТУ имеет обоснованный выбор уровня его единичной мощности.
Анализ влияния указанных факторов на параметры и профиль ППТУ осуществляется с использованием ЕС ЭВМ и системы математических моделей, имитирующих функционирование энерготехнологических блоков. Проведено несколько серий расчетов на ЕС ЭВМ, которые отличаются по дискретным признакам типов и схем энерготехнологических блоков (с плазмопаровой и плазмокислородной газификацией, с плазмотермической газификацией, с внутрицикловой плазмопаровой газификацией) и альтернативных угольных энергоблоков (с прямым сжиганием КАУ и с предварительной термической подготовкой его перед сжиганием, энергоблоков с плазменной подсветкой при сжигании КАУ).
Каждая серия расчетов включает:
- многовариантные расчеты при заранее заданных сочетаниях значений параметров каждого типа энергоблоков;
- вариации значений каждого параметра в технически допустимых пределах при заданных значениях остальных параметров;
- крмплексную оптимизацию параметров каждого типа энергоблоков на основе алгоритма нелинейного программирования;
вариации параметров в зоне их оптимальных значений.
Указанный объем разнохарактерных расчетов позволяет более подробно учесть инженерную специфику сравниваемых вариантов, определить основные закономерности влияния параметров на эффективность энерготехнологического блока и оценить ее снижение для различных отступлений от оптимума по тем или иным инженерным соображениям.
Для каждого расчетного варианта энерготехнологического блока, т.е. для заданных конструкций, материалов и вида тепловой схемы, совместному выбору подлежали следующие параметры:
— начальное температура и давление пара;
—температура промежуточного перегрева пара;
—температура питательной воды (при оптимально сопряженной температуре уходящих газов парогенератора);
— конечное давление пара;
— температура реакции (при оптимально сопряженном времени реакции) в реакторе газификации КАУ;
—температура термической подготовки газовзвеси КАУ в термической ступени реактора;
— температура перегрева плазмообразующего пара;
—температура сероочистки синтез-газа.
Диаметры труб для пакетов пароперегревателя, экономайзера, газоподогревателя экранных труб топки реактора, воздухоподогревателя приняты в соответствии со стандартами к результатам расчетов и оптимизации конструктивных параметров реактора. Кроме указанных независимых термодинамическнх параметров, оптимальные значения получают многочисленные термодинамические и расходные зависимые параметры вошедшие в систему балансовых уравнений.
Для каждого расчетного варианта энерготехнологического блока на ЭВМ выполнены с совместной увязкой: расчет тепловой схемы и внутреннего относительного КПД турбины; теплобалансовый и стоимостной расчёты парогенератора, регенеративных подогревателей питательной воды и конденсатора, основных трубопроводов, частей высокого, среднего и низкого давления турбины: расчет мощности и стоимости агрегатов собственных нужд; стоимостные расчеты систем топливоподачи пылеприготовления, технического водоснабжения, золошлакоудаления удаления: тепловой, гидравлический, аэродинамический и стоимостный расчеты реактора и поверхностей теплообмена реактора.
С этой целью использованы после приведения к виду для применения на ЕС ЭВМ, соответствующие разделы нормативного метода расчета котлоагрегатов и различных теплообменных аппаратов; уравнения для расчета параметров водяного пара ; методика СПИ расчета внутреннего относительного КПД частей высокого, среднего и низкого давления турбины, материалы РоТЭП, НоТЭП, ЦКТИ и прейскуранты для оценки удельных стоимостных показателей по различным элементам энерготехнологического блока, механизмам собственных нужд, систем водоснабжения, топливного хозяйства и топливоподготовки и шлакоудаления, а также строительной части.
Основная часть расчетов проведена для энерготехнологических паротурбинных энергоблоков 800 МВт при одном промышленном перегреве пара с одновальной турбиной. Варианты турбины и стоимостная оценка приняты по данным ЦКТИ применительно к схемам ЛМЗ. Стоимостная оценка парогенератора проводилась по методике ЦКТИ с использованием данных РоТЭП, НоТЭП. Расчетные формулы преобразованы применительно к прямоточным однокорпусным парогенераторам. Число часов использования номинальной мощности 6500...7000 ч/год при участии в покрытии минимума электрической нагрузки 1500 ч/год и рассчитанном и рассчитанном при этих условиях по методике СПИ числе часа участия в покрытии максимума нагрузки. Для всех вариантов ППТУ рассмотрена система технического водоснабжения с вентиляторными сухими градирнями. Теплобалансовые и стоимостные оценки, схемные решения выполнялись по данным региона работы. Относительная цена топлива для ряда серий расчетов принималась в диапазоне 1..3.В качестве вариантов резервных установок в различных сериях расчётов рассматривались ГЭС, КЭС, полупиковые энергоблоки (по схеме СЭИ СО РАН, но при работе на синтез-газе), ГТУ. Предельные допустимые выбросы в расчетах принимались в интервале 0,3...0,7 от ПДК. В настоящее время ежегодные приведенные затраты на сокращение вредных выбросов дороги, а затраты в экологическую инфраструктуру занижены при данном составе реципиентов (в основном лес и сельскохозяйственные угодья). Существующие методики не позволяют учесть воздействие на окружающую самих вредных ингредиентов (окислы серы, азота, зола), а продуктов их трансформаций и оценить увеличение ущерба, наносимого окружающей среде засорением водоемов, почвы и т. д. Уровень цен на прогнозируемом этапе является одним из главных факторов, влияющих на природоохранную стратегию. Поэтому целый ряд серий расчетов выполнен при варьировании относительных затрат в экологическую инфраструктуру в пределах 1...3. Затраты в производственную и социальную инфраструктуру приняты на основе данных СПИ. Основная часть расчетов выполнена для вариантов с замещаемым химическим производством синтез-газа. Проведена серия расчетов оценки влияния на приведенные затраты замещаемого химического производства технического углерода и серосодержащего сырья. Удельные затраты химического продукта в замещаемое химическое производство приняты по данным оптимизации теплоснабжающей системы] и Сибгипромеза. В соответствии с содержанием расчетов полная система совместно работающих программ для ЕС ЭВМ включает процедуры: определения термодинамических параметров воды и водяного пара; теплового расчета схем энерготехнологических и угольных блоков; теплового, гидравлического, аэродинамического, конструктивного и стоимостного расчетов реактора плазмотермической газификации КАУ; технико-экономического расчета энерготехнологических и угольных блоков при недетерминированной информации; перебора расчетных вариантов параметров, изменения типа и схемы энергоблоков и режимных и экологических условий их функционирования; комплексной оптимизации параметров методом нелинейного программирования. Последние две процедуры входят в управляющую программу и работают поочередно согласно заданию.
Газопарогенераторная часть, в том числе:
- парогенераторные установки,
-плазмотермические реакторные установки,
- плазмотроны,
- системы снижения производства оксидов азота,
- системы сероочистки
- оборудование очистки синтез-газа от золы,
- топливное хозяйство,
- дымовые трубы
- система золошлакоудаления и отпуска потребителю золошлаков,
транспортное хозяйство, внешние коммуникации и прочее
Рассмотрим в качестве примера один из параметров объекта оптимизации.
Выбор единичной мощности.
Разработанный алгоритм предусматривает выбор более предпочтительной (знак < ) единичной мощности при одинаковых мощности энергосистемы N и условиях Gh и при оптимальных (для каждого
варианта) параметрах, т.е.
Nh+1 более предпочтительна, чем Nh, если вероятные минимальные удельные приведенные затраты 3min(w)h+1 более предпочтительны, чем 3min(w)h , и одновременно-вероятная экологическая зона функционирования всех энергоблоков с единичной мощностью, Nh+1 энергосистемы(включая резервные установки) FТЭС(Nh+1) более предпочтительна, чем FТЭС(Nh+1).
На рис.1. приведены в зависимости
от единичной мощности показатели ППТУ с плазмотермическим реактором при 30-процентном отпуске синтез-газа потребителям. Из этих данных следует, что энергоблоки 500 и 800 МВт более предпочтительны, чем 300 МВт. В основном это обусловлено меньшим удельными капиталовложениями
Рис.1 Зависимость показателей ППТУ с плазмотермическим реактором от единичной мощности энергоблока: 1 — относительные вероятные удельные приведенные затраты (Зmin) на отпускаемую электроэнергию; 2,3 —
эксергетический КПД на отпускаемые электроэнергию и синтез-газ; 5 — структурный коэффициент ( ); 6 — вероятная суммарная экологическая зона функционирования энергоблоков (FТЭС), 7 — вероятные коэффициенты резерва в энергосистеме (Up) в эти энергоблоки по сравнению с энергоблоками 300МВт. Оптимальная эксергетическая и технико- экономическая (3min) эффективности энергоблоков 500 и 800 МВт, вероятная экологическая зона их функционирования практически одинаковы (с учетом доверительного интервала). Однако энергоблоки 800 МВт обеспечивают более высокие темпы ввода генерирующих мощностей.
С учетом экономико-экологической равноценности энергоблоков 500 и 800 МВт и отмеченных выше обстоятельств целесообразно принять в качестве более предпочтительного ППТУ-800 с плазмотермическим реактором.
Заключение.
При выполнены вероятностных системных исследований энерготехнологических блоков электростанции КАТЭКа с новыми технологиями использования угля впервые были полученные результаты системных исследований паротурбинных и парогазовых энерготехнологических блоков с плазмотермической газификацией КАУ в составе конденсационных и теплофикационных электростанций КАТЭКа, позволившие разработать и сформировать рекомендации по масштабам их применения в составе электростанций КАТЭКа и оптимальным схемам и параметрам.
Экологически перспективный энерготехнологический блок — паротурбинный мощностью 500...800 МВт на начальные параметры пара 17,5...23,5 МПа, 510...540 С (соответственно при 30..10-процентном отпуске потребителю синтез-газа) при температуре промперегрева 540 С, температуре питательной воды 270...275 С, с парогенератором на синтез-газе, с системой технического водоснабжения с сухими вентиляторными градирнями при давлении пара в конденсаторе 0,007...0,010 МПа; в технологической части — с паровым плазмотермическим реактором при температурах реакции 1480.. .1510 К, перегрева плазмообразующего пара 1010...1070 К, при степени газификации 0,82...0,84, с газоаккумуляторов 40...110 тыс.м3 (при 10... 30-процентном отпуске потребителю синтез-газа); или — парогазовый на базе оптимального паротурбинного энерготехнологического блока 500...800 МВт и газотурбинного — ГТЭ-150 со сбросом отработавших газов в топку парогенератора с дожиганием синтез-газа; для ТЭЦ — паротурбинный энерготехнологический блок 135/165...250/300 МВт на начальные параметры пара 13...17 МПа, 510 С при температуре питательной воды 200...275 С (при отпуске 0,08...0,16 млрд.м3 /год синтез-газа) и коэффициенте теплофикации 0,6..0,7, с плазмотермическим реактором в технологической части при температурах реакции 1440...1500 К, перегрева плазмообразующего пара 800...1070 К, со степенью газификации 0,72...0,86, без газоаккумуляторов.