ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО СОСТАВА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ
В существующей практике проектирования состав теплофикационных турбин, энергетических и пиковых котлов на ТЭЦ выбирается, как правило, на заданный расчетный уровень тепловых нагрузок, а ввод их по годам производится рассредоточенно, исходя из годовых приростов нагрузок. Однако распространено мнение о том, что состав основного оборудования ТЭЦ, выбранный на заданный уровень развития тепловых нагрузок, при учете постепенности их роста может оказаться не оптимальным. При этом часто обосновывается необходимость разукрупнения как самих источников централизованного теплоснабжения, так и единичной производительности их основного оборудования. В то же время остается неясным вопрос о длительности расчетного периода, который должен учитываться при определений оптимального развития ТЭЦ, а также о влиянии числа лет этого периода на выбор оптимального решения. Для ответа на вопрос проводились расчеты, в которых варьировалась длительность ряда лет и определялось соотношение между принятыми в Т-м году вариантами состава теплофикационных турбин в зависимости от продолжительности рассматриваемого периода [40, 50]. В качеств примера на рис. 6-4 приведены построения (для условий Центра европейской части СССР), в которых для разных уровней отопительно-бытовой тепловой нагрузки в Т-м году указаны возможные варианты состава основного оборудования ТЭЦ с турбинами типа Т и отклонения затрат для каждого из них по сравнению с оптимальным вариантом, предусматривающим ввод двух турбин Т-250-240 при QTo.p=3400 ГДж/ч (800 Гкал/ч), трех турбин Т-250-240 при Q70.p= =5000 ГДж/ч (1200 Гкал/ч) и QTo.p=6700 ГДж/ч (1600 Гкал/ч). На рис. 6-4 длительность расчетного периода показана изменяющейся от 1 года до 10 лет. Полученные данные соответствуют оптимальным срокам ввода основного оборудования ТЭЦ при каждом заданном его составе. Из этих данных следует, что фактор динамики практически не влияет на выбор состава основного оборудования ТЭЦ с турбинами типа Т: вариант состава турбин, оптимальный без учета фактора времени, как правило, является оптимальным и при его учете. В рассматриваемом диапазоне изменения тепловой нагрузки оптимальными оказались варианты, предусматривающие установку на ТЭЦ более крупных турбин. В то же время при учете фактора времени резко изменяется соотношение экономической эффективности отдельных вариантов состава основного оборудования ТЭЦ: значение АЗ при учете этого фактора уменьшается примерно в 2—4 раза.
В практике проектирования обычно предусматривается развитие ТЭЦ очередями с установкой теплофикационных турбин разных типоразмеров. Такие решения принято объяснять тем, что очередность ввода турбин должна соответствовать годовым приростам тепловой нагрузки: при относительно небольших нагрузках целесообразно устанавливать турбины меньшей единичной мощности, а в дальнейшем при достижении соответствующих уровней развития нагрузок—крупные турбины.
Таким образом, сроки строительства ТЭЦ оказываются чрезмерно растянутыми. Большие трудности вызывает эксплуатация установленного разнотипного оборудования ТЭЦ. В то же время монтаж и эксплуатация однотипных турбин и котлов имеют существенные преимущества по сравнению с разнотипным оборудованием. Поэтому важно оценить экономическую эффективность ввода на ТЭЦ однотипных и разнотипных турбин. Для этого рассмотрим следующий пример.
Пример. Заданы: два варианта отопительно-бытовой тепловой нагрузки, изменяющейся по годам пятилетнего периода от 2500 ГДж/ч .(600 Гкал/ч) до 4200 ГДж/ч (1000 Гкал/ч) и от 4200 ГДж/ч (1000 Гкал/ч) до 6700 ГДж/ч (1600 Гкал/ч); доля нагрузки горячего водоснабжения — 0,2 от суммарной нагрузки ТЭЦ; возможные варианты состава теплофикационных турбин в Т-м году, сформированные для меньшей тепловой нагрузки из турбин Т-100-130 и Т-50-130 и для большей нагрузки из турбин Т-250-240 и Т-100-130 (табл. 6-3); пиковые водогрейные котлы производительностью 750 ГДж/ч (180 Гкал/ч); климатические условия — Центр европейской части ССОР. Требуется определить оптимальный вариант состава теплофикационных турбин.
Результаты расчетов, выполненных для разных значений тепловой нагрузки, приведены в табл. 6-3. Здесь указаны варианты состава турбин и по каждому из них суммарные капиталовложения, ежегодные расходы и приведенные затраты, а также отклонения значений этих величин от оптимума. Из полученных данных видно, что оптимальными являются ТЭЦ с однотипным составом турбин. Установка разнотипного оборудования приводит к существенному увеличению затрат в ТЭЦ. Так, значение АЗ для ТЭЦ с разнотипным составом турбин изменяется от 1,4 до 5,2% при QT0 Р = 4200 ГДж/ч (1000 Гкал/ч) и от 4,7 до 9,1% при QT0.p = 6700 ГДж/ч (1600 Гкал/ч).
В результате аналогичных расчетов, выполненных для ТЭЦ с турбинами типа ПТ, установлено: ввод разнотипного оборудования, как правило, неэффективен; применение турбин ПТ-135-130 экономически целесообразно в широком диапазоне изменения тепловой нагрузки. Это видно из построений рис. 6-5, характеризующих в зависимости от уровней и структуры тепловой нагрузки экономию или перерасход приведенных затрат на ТЭЦ при установке турбин ПТ-135-130 вместо турбин ПТ-60-130. Верхняя огибающая линия найденной области изменения значения АЗ соответствует повышенным, а нижняя огибающая линия — пониженным значениям доли расхода тепла на технологию. Из рис. 6-5 следует, что в зависимости от принятых исходных, условий значение АЗ изменяется от —1,5 до +2,6%. Таким образом, установка на ТЭЦ более крупных турбин типа ПТ оказывается эффективной, начиная с расчетной тепловой нагрузки в Г-м году около 2900 ГДж/ч (700 Гкал/ч). При меньших значениях тепловой нагрузки вводится одна турбина ПТ-135-130. По условиям надежности электроснабжения и в целом по приведенным затратам ТЭЦ, оборудованная одной турбиной ПТ-135-130, экономически нецелесообразна. В этих условиях оказывается эффективнее установка на ТЭЦ двух турбин ПТ-60-130.
Таким образом, на выбор оптимального состава основного оборудования ТЭЦ с турбинами типов Т и ПТ фактор динамики и длительность расчетного периода, как правило, не влияют.
Аналогичные результаты, выполненные для ТЭЦ с турбинами типа Р, показали, что вариант их состава, оптимальный без учета фактора времени, может оказаться не оптимальным при его учете (табл. 6-4).
При изменении исходных данных в широком диапазоне установлено, что при учете фактора времени тепловых нагрузок турбины типа Р-50-130 экономически эффективно вводить на ТЭЦ при 2500 ГДж/ч (600 Гкал/ч), а турбины типа Р-100-130—при достижении более значительных расчетных уровней тепловой нагрузки. Однако турбины Р-100-130, как правило, эффективно устанавливать после ввода на ТЭЦ турбин типа Р-50-130.
Следовательно, в отличие от ТЭЦ с турбинами типов Т и ПТ для ТЭЦ, оборудованных турбинами с противодавлением, учет постепенности роста тепловых нагрузок приводит к изменению оптимальных областей применения турбин типа Р разной единичной мощности.
Полученные результаты относятся к случаю ввода на ТЭЦ однотипных теплофикационных турбин. Однако при смешанной (отопительно-бытовой и технологической) тепловой нагрузке оптимальными могут быть варианты, при которых на ТЭЦ устанавливаются турбины разных типов. Рассмотрим такие варианты на примерах ТЭЦ с преобладающей технологической тепловой нагрузкой. Основные исходные данные и результаты расчетов, выполненных для условий Центра европейской части СССР, содержатся в табл. 6-5. Эти результаты показывают, что для ТЭЦ с преобладающей технологической тепловой нагрузкой установка турбин типа менее эффективна по сравнению с сочетанием турбин типов Т+Р. В то же время, как видно из данных табл. 6-5, при номинальной загрузке отборов (уТех=0,6) использование турбин типа ПТ и типов Т+Р оказывается равноэкономичным.
В настоящее время применение турбин типа Р ограничивается ввиду однозначной зависимости их электрической мощности от тепловой нагрузки. Поэтому принято считать, что установка этих турбин на ТЭЦ допустима лишь в сочетании с турбинами типа ПТ, а сочетание турбин типов Т+Р считается неприемлемым. Однако если с турбинами типа Р устанавливать специальные сетевые подогреватели достаточной теплопроизводительности, номинальная электрическая мощность этих турбин в случае необходимости может быть реализована и при неполной их загрузке по теплу. Это достигается за счет перевода в часы максимума электрических нагрузок турбин типа Т на работу (полностью или частично) по конденсационному режиму и передачи их тепловой нагрузки турбинам типа Р. В этих условиях располагаемая мощность турбин с противодавлением может быть равна номинальной, а мощность турбин типа Т — выше номинальной. Представляется достаточно очевидным, что при установке таких сетевых подогревателей эффективность укрупнения единичной мощности турбин с противодавлением может существенно возрасти.
Проведенные расчеты также позволили определить минимальную долю расхода тепла на технологические цели в суммарном отпуске тепла от ТЭЦ в Т-м году, начиная с которой оказывается эффективной установка турбин типов вместо турбин типа Т. Влияние значения утех на изменение экономии или перерасхода приведенных затрат на ТЭЦ при вводе турбин в таких сочетаниях по сравнению с затратами по ТЭЦ, оборудованной только турбинами типа Т, видно из рис. 6-6. Верхние огибающие линии заштрихованных площадок соответствуют тепловой нагрузке ТЭЦ в Т-м году 8400 ГДж/ч (2000 Гкал/ч), нижние линии— QTо.р 4200 ГДж/ч (1000 Гкал/ч). Из рис. 6-6 следует, что ввод турбин типа ПТ в сочетании с турбинами типа Т оказывается экономически целесообразным при доле расхода тепла на технологию в общем отпуске тепла от ТЭЦ, равной около 0,15—0,20, турбин типов T-f- +Р — при 0,14-4-0,18.
Указанные выше результаты расчетов основаны на проведении пофакторного анализа. При рассмотрении задачи выбора оптимального состава основного оборудования ТЭЦ в условиях неопределенности усложняются сами расчеты и в то же время расширяются возможности для более глубокого анализа полученной зоны решений. Рассмотрим особенности решения этой задачи на следующем примере.
