ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОЧЕРЕДНОСТИ ВВОДА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ
Для паротурбинных ТЭЦ, работающих на органическом топливе и получивших большое распространение в СССР, важными являются вопросы определения оптимальной единичной мощности, состава и сроков ввода основного оборудования, соотношения между тепловой и электрической мощностью, выражающегося расчетным коэффициентом теплофикации. До сих пор эти вопросы рассматривались, как правило, без учета постепенности роста тепловых и электрических нагрузок. Поэтому важно, с одной стороны, оценить степень влияния этого фактора для выработки рекомендаций по оптимальным единичным мощностям и областям применения основного оборудования ТЭЦ, а с другой стороны, учесть его при конкретном проектировании.
Для определения оптимальной очередности и сроков ввода основного оборудования ТЭЦ проводились расчеты, в которых в широком диапазоне варьировались исходные данные и для каждого их сочетания находилось решение. В качестве объектов оптимизации рассматривались ТЭЦ, оборудованные турбинами типов Т, IIT и Р, энергетическими котлами производительностью 420 и 950 т/ч, пиковыми паровыми котлами (на низкие параметры пара) теплопроизводительностью 550 ГДж/ч (130 Гкал/ч) и водогрейными котлами ПТВМ-100 и ПТВМ-180. Расчеты проводились применительно к климатическим условиям Ленинграда, Москвы и Иркутска. Продолжительность использования технологической тепловой нагрузки принималась равной 4500— 7500 ч, отопительно-бытовой нагрузки (с учетом доли нагрузки горячего водоснабжения 20%) 3500—3900 ч, а коэффициент их среднегодового прироста в течение 10-летнего периода варьировался в диапазоне 5—15 для отопительно-бытовой и 10—20% для технологической нагрузок. Капиталовложения, связанные с установкой на ТЭЦ первых и последующих турбин, энергетических, пиковых водогрейных котлов, принимались по нормативным данным. Поскольку в настоящее время не выпускаются пиковые паровые котлы большой теплопроизводительности, капиталовложения, связанные с их установкой, определялись экспертным путем. На основе специально проведенных расчетов (см. § 6-5) установлено, что оптимальная теплопроизводитсльность пиковых паровых котлов составляет около 550—630 ГДж/ч (130— 150 Гкал/ч). При выборе числа энергетических котлов учитывалось ограничение по допустимому снижению электрической мощности ТЭЦ (с поперечными связями) в аварийных условиях [48]. Для вариантов развития ТЭЦ, предусматривающих ввод в первые годы пиковой котельной, учитывались дополнительные капиталовложения, которые относились на первый водогрейный или паровой котел. Их учет вызван тем, что при первоочередном вводе на площадке ТЭЦ пиковой котельной строительные работы по освоению и подготовке территории производятся в целом для теплоэлектроцентрали. Замыкающие затраты на топливо (газ, мазут, уголь) и электроэнергию варьировалась с учетом рекомендаций [56].
В качестве примера на рис. 6-1, 6-2 показана область возможных решений по срокам ввода основного оборудования ТЭЦ при разных типоразмерах теплофикационных турбин. Она получена при учете нормативных данных по капиталовложениям в ТЭЦ, разработанных ВТПИ Теплоэлектропроект, и замыкающих затрат на топливо для энергетических и водогрейных котлов (мазут) 20 руб/т у. т. и на электроэнергию от ОЭЭС 10 руб/(МВт-ч). Построения рис. 6-1 выполнены для ТЭЦ ЗхТ-100-130 при отопительно-бытовой тепловой нагрузке, изменяющейся по годам 10-летнего периода от 1200 до 4200 ГДж/ч (от 280 до 1000 Гкал/ч), рис.6-2— для ТЭЦ 2ХР-100-130. В расчетах для ТЭЦ 2ХР-100-130 ввод турбин с противодавлением рассматривался как вторая очередь развития теплоэлектроцентрали, на которой в предшествующие годы уже установлены турбины типа Т. Прирост технологической тепловой нагрузки но годам расчетного периода принимался равным от 630 до 3400 ГДж/ч (от 150 до 800 Гкал/ч). В этих построениях значения АЗ, А/С, А В определяют отклонения соответственно приведенных затрат, капиталовложений и расхода топлива на ТЭЦ от оптимума. Здесь обозначено: t — год ввода первой турбины, Д/i и At2 — перерыв между вводом первой и второй, второй и третьей турбины в годах.
Из рис. 6-1, 6-2 следует, что в зависимости от структуры тепловой нагрузки оптимальным является вариант развития ТЭЦ, предусматривающий концентрированный или рассредоточенный ввод турбин. Так, турбины типа Т можно вводить на ТЭЦ более концентрированно, чем турбины типа Р. Аналогичные расчеты, выполненные для ТЭЦ с турбинами типа Г1Т, показали, что для них так же, как и для турбин типа Т, в большинстве случаев эффективен концентрированный ввод. Ввиду экономической целесообразности концентрированного ввода турбин типов Т и ПТ создаются благоприятные условия для укрупнения их единичной мощности.
Проведенные расчеты позволили определить очередность ввода на ТЭЦ пиковых паровых и водогрейных котлов и теплофикационных турбин. При этом следует иметь в виду, что работа водогрейных котлов в базисном режиме в течение даже двух-трех лет может оказаться недопустимой ввиду их неприспособленности длительное время работать на сернистом мазуте, а также по санитарным нормам выбросов в атмосферу сернистого газа. При устранении этих ограничений использование пиковых водогрейных котлов в базисном режиме в первые годы развития ТЭЦ, как правило, дает существенную экономию капиталовложений при незначительном перерасходе ежегодных расходов.
Расчеты показывают, что первые турбины типа Т целесообразно вводить на ТЭЦ при коэффициенте загрузки их около 70% для Т-250-240 и 90% для Т-175-130 и Т-100-130. Оптимальные сроки установки некоторых типоразмеров турбин, и, в частности, ПТ-135-130 и ПТ-60-130 оказываются одними и теми же. Для иллюстрации этого положения в табл. 6-1 приведены при разных уровнях и структуре тепловой нагрузки оптимальные варианты развития ТЭЦ с турбинами указанных типоразмеров. В зависимости от исходных условий минимально целесообразный коэффициент загрузки турбин типа Р по теплу ? изменяется для первой турбины Р-50-130 в диапазоне 70—100% и для турбины Р-100-130—70—80%- Последующие турбины Р-50-130 экономически эффективно вводить только при полной загрузке их по теплу, а для последующих турбин Р-100-130 значение коэффициента g колеблется от 80 до 100%. Следовательно, для турбин Р-100-130 характерны менее жесткие требования к загрузке их по теплу, чем для турбин типа Р-50-130. Это различие определяется разным соотношением капиталовложений в ТЭЦ с турбинами Р-50-130 и Р-100-130, с одной стороны, и капиталовложений в пиковую котельную ТЭЦ и замыкающих затрат на электроэнергию, с другой. Действительно, в зависимости от этих соотношений имеют место случаи, когда вначале на площадке ТЭЦ экономически эффективна установка пиковых паровых котлов, а по мере роста технологической тепловой нагрузки — ввод турбин типа Р. Разрыв между вводом на площадке ТЭЦ пиковых паровых котлов и турбин с противодавлением может достигать пяти лет.
Проведенные расчеты позволили установить [49], что при изменении продолжительности годового использования технологической тепловой нагрузки от 4500 до 7500 ч сроки ввода первых турбин типа ПТ сдвигаются на 2— 3 года к началу расчетного периода, а минимальное значение суммарной тепловой нагрузки ТЭЦ, при которой они вводятся, снижается до 1350 ГДж/ч (350 Гкал/ч). При этом экономия затрат от ввода турбин в оптимальные сроки значительно превышает экономию, полученную за счет выбора их оптимального состава. На рис. 6-3 показано изменение перерасхода приведенных затрат на ТЭЦ АЗ в зависимости от суммарного коэффициента теплофикации в последнем году десятилетного периода и доли расхода тепла на технологию в суммарной тепловой нагрузке ТЭЦ утех- Эти построения выполнены для двух значений тепловой нагрузки ТЭЦ в Г-м году: 10900 ГДж/ч (2600 Гкал/ч) при уТех= =0,6 и 13400 ГДж/ч (3200 Гкал/ч) при vTex=0,8. Оптимальными оказались коэффициенты теплофикации, соответственно равные 0,75 и 0,71, а оптимальное число турбин ПТ-135-130 составляет 6 и 7. Из рис. 6-3 видно, что варьирование коэффициента теплофикации в первом случае от 0,62 до 0,87, т. е. ввод пяти или семи турбии приводит к увеличению затрат на ТЭЦ не более чем на 0,4%. Во втором случае при изменении коэффициента теплофикации от 0,61 до 0,82, что достигается при изменении числа турбин от 6 до 8, значение АЗ составляет около 0,2%. В то же время отклонения сроков ввода турбин типа ПТ от оптимума могут вызывать увеличение приведенных затрат до 2,5% [49]. Таким образом, важно выбрать не только оптимальный состав, но и сроки ввода оборудования ТЭЦ в течение расчетного периода.
Задача определения оптимального развития ТЭЦ может рассматриваться и в условиях частичной неопределенности, вызываемой неоднозначностью исходной информации. Особенности ее решения в этих условиях поясним на следующем примере.
Пример. Требуется определить оптимальное развитие ТЭЦ ЗХТ-100-130 при изменении коэффициента использования теплофикационных турбин по конденсационному режиму ?и=0,2-=-1 и замыкающих затрат на электроэнергию, зависящих от режима использования ТЭЦ в ОЭЭС и замыкающих затрат на топливо, зэ= =8,2ч-9,5 руб/(МВт-ч). Отопительно-бытовая нагрузка на последний год расчетного периода составляет 4200 ГДж/ч (1000 Гкал/ч), а коэффициент ее среднегодового прироста в течение 10-летнего периода —15%.
Выбор оптимального развития ТЭЦ 3YJ-100-130 в условиях частичной неопределенности исходной информации
При решении задачи намечались варианты возможных значений указанных показателей (в пределах заданного диапазона их изменения) и для каждого варианта определялось оптимальное развитие ТЭЦ. Число таких вариантов оказалось равным 14 (табл. 6-2). Зафиксировав полученную область возможных решений, находим значения приведенных затрат на ТЭЦ для каждого из них при разных (заданных) сочетаниях исходных показателей. Таким образом, определяем отклонения затрат от оптимума при j-м сочетании исходных условий и i-м варианте развития ТЭЦ (ДЗц). Средние значения ДЗц указаны в табл. 6-2. По этому критерию две турбины Т-100-130 целесообразно ввести на ТЭЦ в пятом году, а третью турбину — в седьмом году. В то же время по значению АЗц, близкому к оптимуму, является решение, при котором все турбины вводятся в пятом году.
