На правах рукописи Кожевников Андрей Иванович ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗОТУРБИННОЙ

На правах рукописи
Кожевников Андрей Иванович
ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗОТУРБИННОЙ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ С УЧЕТОМ ИЗНОСА ОБОРУДОВАНИЯ
Специальность 05.14.01 – Энергетические системы и комплексы
Автореферат
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Саратов 2014
1
Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном
образовательном учреждении высшего профессионального образования
«Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.»
Научный руководитель:
доктор технических наук, профессор
Аминов Рашид Зарифович
Официальные оппоненты: Мингалеева Гузель Рашидовна
доктор технических наук,
Исследовательский центр проблем энергетики
Федерального государственного бюджетного
учреждения науки Казанского научного центра
Российской академии наук, заведующая
лабораторией моделирования систем
производства энергии
Тверской Алексей Константинович
кандидат технических наук,
ООО НПФ «Русь», г. Саратов,
заместитель директора по науке
Ведущая организация:
ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудового
Красного Знамени Теплотехнический научноисследовательский институт» (ОАО «ВТИ»),
г. Москва
Защита состоится «16» сентября 2014 г. в 10.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.242.07 при ФГБОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.» по адресу:
410054, г. Саратов, ул. Политехническая , 77, корпус 1, ауд. 319.
С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке
ФГБОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет
имени Гагарина Ю.А.» и на сайте www.sstu.ru.
Автореферат разослан «
» июля 2014 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета
Ларин Евгений Александрович
2
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы
В последнее время в большинстве энергетических систем по всему миру
наблюдается тенденция увеличения неравномерности графиков потребления и
производства электроэнергии. Во многих европейских странах это связано с
увеличением доли возобновляемых источников энергии, особенно ветроэлектростанций. В России данная проблема обусловлена увеличением доли атомных электростанций в структуре генерирующих мощностей, работа которых
предполагается в базовом режиме.
В разных ОЭС России значения коэффициентов неравномерности суточных
графиков электрических нагрузок (отношение минимальной нагрузки к максимальной) составляют 0,6-0,7.
Введение в эксплуатацию гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих
электростанций не обеспечивает потребность в маневренных мощностях. Также предполагается принудительное вовлечение энергоблоков всех типов в регулирование частоты в энергосистеме. Кроме того, увеличение доли генерации
электроэнергии за счет газотурбинных технологий и замещение ими устаревших паросиловых блоков утверждено Правительством России в энергетической стратегии на период до 2030 года.
В США и ряде стран Европы доля электроэнергии, вырабатываемой только
газотурбинными электростанциями, составляет 7-10% от общего объема производства электроэнергии и 40-60% от объема производства электроэнергии на
комбинированных парогазовых электростанциях.
Простота конструкции, низкие эксплуатационные затраты, высокие маневренные характеристики и относительно высокая экономичность делают газовые турбины незаменимыми для использования их в переменной части графика
электрических нагрузок.
Степень разработанности темы исследования
Вопрос о целесообразности учета изменения ресурса при оптимизации режимов работы теплоэнергетического оборудования обсуждался в ряде научных
работ по всему миру. Одна из первых работ, в которой представлено обоснование включения амортизационных затрат в качестве критерия оптимизации, выполнена сотрудниками Отдела передовых системных технологий Института
инженеров электротехники и электроники в Швейцарии (IEEE Advanced Systems Technology Division) в 1990 году.
Также в последние годы производители газовых турбин и различные исследовательские организации разработали современные методы оценки изменения ресурса генерирующего оборудования при работе в разных условиях.
Международным (ISO) и государственным (ГОСТ) стандартами установлены
общие рекомендации учета износа оборудования на основе эквивалентных часов работы.
Однако несмотря на большие изменения в области оценки остаточного ресурса энергетического оборудования, разные производители газовых турбин
используют разные подходы. Вместе с тем до сих пор не разработана единая
методика оптимизации внутристанционных режимов работы на основе критерия суммы топливных и амортизационных издержек.
3
Работа выполнена в рамках гранта РФФИ 11-08-00052-а «Развитие методологии системных исследований с поиском эффективных путей обеспечения
вновь вводимых блоков АЭС базисной нагрузкой» в 2011-2013 гг. и госконтракта ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 годы от «8» сентября 2010 г. № 14.740.11.0107 по теме «Разработка методологии исследования и создание энергоэффективных систем
управления потреблением электрической и тепловой энергии в энергоемких
промышленных комплексах».
Цель работы: разработать методику оптимизации режимов работы газотурбинной электростанции с учетом износа оборудования.
Задачи исследования:
1. Разработать методику обоснования оптимального варианта работы оборудования газотурбинной электростанции при покрытии суточного графика
электрических нагрузок по критерию суммы топливных затрат и затрат, связанных с изменением ресурса.
2. На основе принципа эквивалентной выработки ресурса выработать основные положения учета износа оборудования при оптимизации режимов работы газотурбинной электростанции.
3. Выполнить оценку влияния переменных режимов работы на износ высокотемпературных узлов газовой турбины.
4. Разработать алгоритм определения оптимального числа работающих агрегатов в составе электростанции при заданном уровне надежности отпуска
электроэнергии.
5. Провести анализ влияния состава генерирующего оборудования газотурбинной электростанции на основные показатели надежности.
Научная новизна исследования:
1. Разработана методика оптимизации внутристанционных режимов работы
газотурбинной электростанции с учетом изменения ресурса оборудования.
2. Разработан подход по расчету снижения ресурса наиболее термонапряженных элементов газотурбинной установки в зависимости от режимов использования.
3. Приведен алгоритм определения оптимального состава работающего
оборудования в условиях ограничений по надежности выработки электроэнергии.
4. Сформулирована задача и разработан алгоритм программы для получения рекомендаций по выбору оптимального режима работы газотурбинной
электростанции при покрытии суточного графика электрических нагрузок.
5. Проведена оценка целесообразности учета износа газовых турбин при
оптимизации режимов их работы.
Теоретическая и практическая значимость работы
Разработанные общие рекомендации по расчету износа оборудования газотурбинных электростанций от пускоостановочных операций и работы на
разных уровнях нагрузки позволяют проводить более точные оценки остаточного ресурса. Использование хорошо отработанного и стандартизированного
принципа эквивалентных часов работы поможет избежать существенного различия методик оценок изменения ресурса газовых турбин для моделей разных
производителей.
4
Учет износа газовых турбин в некоторых случаях значительно влияет на
выбор оптимального режима работы электростанции. В условиях увеличения
неравномерности графиков электропотребления новый подход к выбору оптимального варианта работы электростанции может существенно снизить эксплуатационные затраты и повысить эффективность работы оборудования.
Разработанные программы для ЭВМ дают возможность получения уточненных оперативных рекомендаций по оптимальному распределению нагрузок
между турбинами и их составу.
Методология и методы исследования
При определении оптимального числа работающих турбин в составе газотурбинной электростанции для расчета основных показателей надежности
использовались элементы теории марковских процессов. В качестве оптимизационного алгоритма при распределении нагрузок между газовыми турбинами
был принят векторный метод с учетом ограничений в виде равенств.
В основу определения изменения ресурса газотурбинных установок положен принцип эквивалентных часов работы. Для прочностных расчетов наиболее термонапряженных узлов использовались как аналитические зависимости
(уравнение Ларсона-Миллера), так и справочные данные (уравнения длительной прочности, кривые малоцикловой усталости). Также расчеты проводились
на компьютерных твердотельных моделях в специализированных программных комплексах, основанных на методе конечных элементов.
Положения, выносимые на защиту:
1. Использование общих положений новой методики при выборе оптимального варианта работы оборудования газотурбинной электростанции при
покрытии суточного графика электрических нагрузок.
2. Методика учета изменения ресурса при оптимизации внутристанционных режимов работы оборудования газотурбинных электростанций.
3. Определение изменения ресурса наиболее термонапряженных узлов газовой турбины при пускоостановочных операциях и работе на разных уровнях
мощности.
4. Применение принципа эквивалентных часов работы при оценке снижения ресурса всей газотурбинной установки.
Апробация результатов исследования
Основные положения диссертационной работы представлены и обсуждены
на трех выступлениях в следующих международных конференциях:
– восьмая Международная научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2013», г. Иваново (два доклада);
– Международная научно-техническая конференция «Современные научнотехнические проблемы теплоэнергетики и пути их решения», г. Саратов.
Публикации
Основные положения и результаты диссертационной работы опубликованы
в 9 печатных работах, в том числе 6 в изданиях, рекомендуемых перечнем ВАК
РФ. Также получены 2 свидетельства о регистрации программ для ЭВМ.
Объем и структура диссертации
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов по
каждой главе, общих выводов по диссертации, списка использованных источников, включающего 95 наименований. Работа изложена на 128 страницах, содержит 47 рисунков и 27 таблиц.
5
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы исследования, представленного в диссертации. Также описана степень разработанности проблемы, сформулированы основные цели и задачи исследования. Представлена научная новизна, предложенная автором в рамках данной работы, а также подчеркнута теоретическая и практическая значимость полученных результатов.
В первой главе проведен анализ существующих работ в области оптимизации режимов работы энергетических объектов. Отмечены основные этапы
развития методик выбора оптимальных режимов энергооборудования на всех
иерархических уровнях – от крупных энергообъединений до внутристанционных агрегатов. Рассмотрен вопрос относительно выбора критерия оптимизации. На начальном этапе развития теории оптимизации работы энергообъектов
в качестве основного и единственного критерия оптимизации принимали расход топлива. В более поздних работах при рассмотрении оптимизационной задачи в отношении объединений электрических станций, помимо топливных затрат, стали учитывать и потери в электрических сетях. При этом при оптимизации внутристанционных режимов в качестве единственного критерия остались топливные издержки. Горнштейн в своих работах (1981 г.) впервые предложил возможность учета затрат, связанных со снижением ресурса при оценке
целесообразности останова паровых турбин во время снижения общей нагрузки электростанции. В ряде более поздних работ в связи со все более нарастающей проблемой увеличения неравномерности графиков электрических нагрузок был поднят вопрос о целесообразности принятия в качестве критерия оптимизации сумму топливных затрат и затрат, связанных с изменением ресурса
теплоэнергетического оборудования. Также в этой главе выполнен обзор работ
в области определения выработки ресурса в зависимости от режимов эксплуатации энергетического оборудования.
Во второй главе поставлена задача оптимизации режима работы газотурбинной электростанции по топливной составляющей затрат, а также определено влияние состава работающего оборудования на основные показатели
надежности станции.
Как правило, газотурбинные электростанции для выработки электрической
энергии имеют в своем составе несколько газотурбинных установок, работающих на общую сеть. Покрытие переменной части графика электрических
нагрузок предполагает работу электростанции на частичных нагрузках. Снижение мощности возможно реализовать двумя способами:
1) уменьшить нагрузку на всех турбоагрегатах (при этом все турбины
остаются в работе);
2) отключить часть турбин и более полно загрузить оставшиеся в работе.
При этом в обоих случаях есть возможность оптимально распределить общую нагрузку между работающими турбинами. Таким образом, для выбора
наиболее выгодного режима работы электростанции необходимо проводить
оптимизацию, состоящую из двух этапов: на первом произвести выбор оптимального состава оборудования, а на втором распределить суммарную нагрузку таким образом, чтобы обеспечить минимальный суммарный расход топлива.
6
Стоит также отметить, что на выбор оптимального режима работы значительно
влияет продолжительность рассматриваемого периода времени. Знание графика электрических нагрузок, который необходимо покрыть данной электростанцией, на более длительное время позволит выбрать более выгодную структуру
и режим ее работы.
T
При суммарной требуемой нагрузке электростанции  N t ниже ее номи-
t 1
нальной мощности
T
N
t 1
0
t
на величину N  N t0 появляется возможность выво-
да в резерв одной или нескольких турбин. При таком выводе снижается расход
топлива на холостой ход остановленных турбоагрегатов и вследствие более
полной загрузки оставшихся в работе турбин возможен рост их КПД.
При этом экономический эффект от более полной загрузки определяется
как
T k
Э1  Ц т     N t  bt ,
t 1
где Ц т – цена используемого топлива;
 – расчетный период вывода в резерв k турбин;
N t – мощность турбин после вывода k турбин в резерв;
bt – уменьшение удельного расхода топлива на оставшихся в работе турбинах в связи с остановом k турбин в резерв;
T – количество турбин работающих до вывода в резерв.
Экономический эффект от снижения расхода топлива на холостой ход k
остановленных агрегатов составляет:
k
Э2  Ц т     Bхх ,t ,
t 1
где B хх ,t – расход топлива на холостой ход на оставшихся в работе турбинах;
 – расчетный период.
Однако при останове турбин в резерв потребуется их запуск и нагружение.
Для осуществления этих операций необходим дополнительный расход топлива
Bпуск . Обычно величина Bпуск зависит от продолжительности простоя агрегата.
Таким образом, при выводе k турбоагрегатов в резерв суммарный экономический эффект составляет
 Э  Э1  Э2  k  Ц т  Bпуск .
Данное выражение можно рассматривать в качестве целевой функции, которую требуется максимизировать в процессе оптимизации.
В отдельных случаях при автономном энергоснабжении ответственных потребителей возможность осуществления останова части турбоагрегатов может
ограничиваться заданным уровнем энергообеспечения. Данное обстоятельство
также может существенно повлиять на выбор оптимального режима работы.
Снижение нагрузки на электростанции за счет останова части генерирующего оборудования в резерв всегда сопряжено с изменением надежностных
7
показателей. Поэтому даже в отсутствие ответственных потребителей корректная оценка влияния структуры основного оборудования на показатели надежности является актуальной задачей.
В общем случае для определения числа турбин k , при котором отсутствует
недоотпуск электроэнергии, необходимо решить неравенство (1):
T k
T
t 1
t 1
 N t0   N t ,
(1)
где T – общее число турбоагрегатов; N t0 – номинальная мощность t-й турбины;
N t – мощность t-й турбины до вывода части турбин в резерв.
Если рассмотреть случай, когда номинальные мощности всех газотурбинных установок одинаковы, то можно значительно упростить дальнейший расчет без потери общности. Формула (1) с данным допущением может быть записана в следующем виде:
T
(T  k )  N t0   N t .
t 1
После проведения несложных преобразований формула (1) может быть
сведена к следующему виду:
k  T  (1   ) ,
(2)
T
где    N t
t 1
T
N
t 1
0
t
– коэффициент загрузки электростанции.
Наибольшее целое число k , удовлетворяющее условию (2), и будет показывать, какое максимальное число газотурбинных установок можно оставить в
резерве без недоотпуска электроэнергии.
В третьей главе выполнена оценка влияния переменных режимов работы
газовых турбин на снижение их ресурса. Для решения этой задачи использовался принцип эквивалентной наработки. Концепция эквивалентной наработки
широко использовалась для оборудования паросиловых блоков, где частые
пуски и остановы могут значительно снизить ресурс. Паровые турбины обычно
эксплуатируются в условиях очень высоких внутренних давлений, что обусловливает использование толстостенных корпусов. В целях недопущения значительных термических напряжений на скорость набора нагрузки при пусках
налагаются существенные ограничения. Газовые турбины, напротив, имеют
корпуса и детали с меньшими поперечными размерами и менее чувствительны
к быстрым пускам и остановам по сравнению с паровыми турбинами. Но, несмотря на более высокие маневренные характеристики, переменные режимы
работы могут существенно повлиять на износ газотурбинного оборудования.
Многие производители газовых турбин различают фактическую наработку
и эквивалентную наработку. Такое разделение является следствием того, что
турбина, работающая в маневренном режиме с частыми пусками и остановами,
вырабатывает ресурс быстрее, чем при работе на базовой нагрузке (особенно
снижение ресурса заметно у элементов камеры сгорания и лопаток силовой
турбины). Цель применения принципа эквивалентной наработки – в построении адекватной ремонтной политики, соответствующей различным эксплуатационным условиям газовой турбины. Международным и государственным
8
стандартами установлена общая формула для определения числа эквивалентных часов работы для газовых турбин следующего вида:
Т экв  a1  n1  a2  n2   ti  f  w  b1  t1  b2  t2  ,
n
(3)
i 1
где a1 –коэффициент для каждого пуска; n1 – число пусков; a2 – коэффициент
для каждого аварийного пуска; n2 – число аварийных пусков; n – число резких изменений температуры; ti – эквивалентное время работы для резкого изменения температуры, например, вследствие ступенчатого изменения нагрузки
или отключений; f – коэффициент для загрязненных, неоговоренных или неустановленных видов топлива; w – коэффициент для инжекции пара или воды; b1
– коэффициент для режима базовой нагрузки; t1 – время эксплуатации на уровне,
не превышающем базовую нагрузку; b2 – коэффициент для режима пиковой
нагрузки; t2 – время эксплуатации между базовой и пиковой нагрузками.
Также данными стандартами предусматривается возможность использования других коэффициентов.
Для решения задачи оптимального планирования режимов работы газотурбинной станции можно ограничиться рассмотрением лишь тех составляющих в
формуле (3), которые зависят от режима работы. К таковым следует отнести
составляющие, учитывающие пуски и изменения нагрузки ГТУ, а также коэффициенты для режимов работы при различном уровне мощности. Слагаемые,
учитывающие аварийные пуски, резкие изменения температуры, использование различных видов топлива и инжекцию пара, следует исключить из рассмотрения. С учетом изложенного выше, модернизируя формулу (3), можно
записать следующее выражение для числа часов эквивалентной наработки:
I
J
i 1
j 1
Т экв   ai  ni   b j   j ,
(4)
где ai – коэффициент для пуска или изменения нагрузки; ni – число пусков или
изменений нагрузки; I – общее число пусков и изменений нагрузки; b j – коэффициент, учитывающий работу газовой турбины на j-м режиме;  j – время
работы газовой турбины на j-м режиме; J – общее число режимов работы газовой турбины за расчетный период. Здесь первое слагаемое учитывает износ
газовой турбины от пускоостановочных операций и операций, связанных с изменением уровня мощности. Второе же слагаемое определяет снижение ресурса от работы при постоянном уровне мощности.
Для оценки коэффициента ai в формуле (4) было использовано следующее
выражение:
ai  TРЕС 
9
1
,
N р.i
(5)
где TРЕС – установленный ресурс элемента, подверженного наиболее интенсивным температурных напряжениям – лопатки газовой турбины; N р.i – число
циклов i-го типа до разрушения.
Коэффициент b j определялся по следующей зависимости:
b j  T рес 
1
,
(6)
 рj
время до разрушения при j-м режиме работы, определяемое по урав-
где  рj
–
нению длительной прочности.
Прочностные расчеты были проведены с использованием как аналитических и справочных зависимостей, так и с использованием специального программного комплекса, основанного на методе конечных элементов. Также был
проведен сравнительный анализ результатов, полученных расчетным путем, с
данными, предлагаемыми некоторыми производителями газовых турбин и исследовательскими организациями. В качестве примера расчета эквивалентного
снижения ресурса были рассмотрены 4 разные программы нагружения газовой
турбины класса мощности 50 МВт в течение недели:
1) останов в рабочие дни на 7 ч и на все выходные дни ;
2) снижение нагрузки в рабочие дни на 7 ч до минимально возможного
уровня нагрузки и полный останов турбины в выходные дни;
3) работа только в рабочие дни в течение 7 ч;
4) работа на полной нагрузке в течение всей недели.
Для сравнения были взяты рекомендации по оценке снижения ресурса производителей газовых турбин Mitsubishi и General Electric, а также данные исследовательских организаций PJM Interconnection и The Boyce Engineering International. Результаты расчетов представлены в табл.1.
Таблица 1. Снижение ресурса газовой турбины за 1 неделю для разных
программ нагружения и методик расчета (значения приведены в часах)
Программа нагружения
Расчетное значение снижения
ресурса
Mitsubishi
PJM
Boyce
1
2
3
301,85
281,93
251,85
225
145
385
183
130
170
155
90
335
4
168
General Electric для своих газовых турбин не использует принцип эквивалентной выработки ресурса для пускоостановочных операций, а ресурс считается выработанным по достижении предела либо по времени эксплуатации при
постоянной нагрузке, либо по числу пусков. Для того, чтобы провести сравнение подхода General Electric с другими методами, был выполнен расчет календарного ресурса газовой турбины. Для подхода General Electric календарный
ресурс был определен отдельно для пускоостановочных операций (7) и для
эксплуатации при постоянном уровне нагрузки (8), а затем выбиралось меньшее значение.
10
пуск
Tкален

n доп
,
n нед  52
(7)
здесь nдоп – допустимое число пусков до выработки проектного ресурса; nнед –
число пусков в течение недели при заданной программе нагружения.
T рес
эксп
Tкален

,
(8)
 нед  52
где T рес – проектный ресурс газовой турбины, ч;  нед – время работы на установившемся уровне мощности турбины в течение недели при заданной программе нагружения, ч.
Для всех остальных методов учета снижения ресурса расчеты проводились
согласно следующей формуле:
T
Tкален  экв рес ,
 нед  52
здесь T рес – ресурс газовой турбины, ч;  нед – число эквивалентных часов снижения работы в течение недели при заданной программе нагружения, ч.
Результаты расчета календарного ресурса газовой турбины для разных программ нагружения показаны в табл. 2.
Таблица 2. Результаты расчета календарного ресурса для разных методов
расчета и разных программ нагружения (значения приведены в годах)
экв
Программа нагружения
Расчетное значение календарного ресурса
Mitsubishi
PJM
Boyce
General Electric
1
2
3
6,4
6,8
7,6
8,5
13,3
5,0
22,3
10,5
14,8
11,3
17,0
12,4
20,2
5,7
13,7
4
11,4
Как показали расчеты, для одной и той же программы нагружения газовой
турбины в течение недели число часов эквивалентной выработки ресурса может отличаться более чем в 3 раза при использовании разных подходов. Этот
разброс может быть объяснен отсутствием единых универсальных методических рекомендаций для всех производителей турбин, отсутствием большого
числа статистических данных, а также спецификой конструкций разных моделей газовых турбин. В этих условиях наиболее подходящим выбором будет
индивидуальная оценка для каждого типа турбин.
В четвертой главе была разработана методика учета износа оборудования
при оптимизации режимов работы газотурбинной электростанции.
В настоящее время при определении оптимального распределения нагрузки
между генерирующим оборудованием, а также возможности останова части
агрегатов, руководствуются исключительно минимизацией топливных затрат.
Результаты расчетов износа оборудования (табл. 1, 2) показывают, что режим
работы газовых турбин существенно влияет на выработку ресурса. Повышенный износ газовых турбин, в свою очередь, приводит к увеличенным амортизационным отчислениям. Таким образом, учет лишь топливных затрат может
11
привести к выбору режима отличного от оптимального. В условиях увеличения
неравномерности графика электрических нагрузок и использования оборудования электростанций в резкопеременных режимах работы, наиболее подходящим критерием оптимизации будет сумма топливных затрат и затрат, связанных со снижением ресурса.
Рассмотрим задачу оптимизации режима работы газотурбинной электростанции, состоящей из T газовых турбин. Пусть номинальная мощность элекT
тростанции составляет N сном   N tном , а требуемая мощность в текущий моt 1
мент равна N
тр
c
ном
. В случае если разность N с
 N стр больше мощности одной из
ном
турбин N t , то появляется возможность вывода в резерв части оборудования.
Сравним 2 варианта работы газотурбинной электростанции:
1) работа электростанции при всех T работающих турбинах;
2) останов k турбин в резерв.
Условимся обозначать индексом «1» величины, относящиеся к первому варианту и индексом «2» ко второму. Также будем считать, что значения нагрузок каждой газовой турбины Nt при различных вариантах соответствуют оптимальному распределению, т.е. при заданном составе газотурбинной электростанции нагрузка каждого агрегата обеспечивает минимальный суммарный
расход топлива (рис.1).
Рис.1. Состав генерирующего оборудования газотурбинной электростанции
для вариантов с остановом (a) и без останова (b) части агрегатов в резерв
Также при рассмотрении вариантов работы электростанции следует учесть
пусковые топливные затраты:
k
Зпуск  Ц топл   Bпуск ,t .
(9)
t 1
С учетом введенных обозначений суммарный эффект от вывода части газовых турбин в резерв примет вид
12
(1)
(1)
( 2)
( 2)
Э  ( Зтопл
 З рес
)  ( Зтопл
 З рес
)  Зпуск .
(10)
Очевидно, что останов k газовых турбин будет выгоден если Э>0. В противном случае более целесообразным окажется режим, при котором все T турбины будут в работе.
Проведем расчет эксплуатационных затрат (топливные затраты и затраты,
связанные со снижением ресурса) для разных программ нагружения газовой
турбины в течение недели, показанных на с. 10. При расчете затрат, связанных
со снижением ресурса, условимся, что в качестве ремонтных мероприятий будут рассмотрены только замена турбины и капитальный ремонт. Ремонтные
мероприятия, периодичность которых ниже периодичности капитального ремонта, будут учтены в стоимости капитального ремонта. Исходные данные для
проведения расчетов приведены в табл. 3.
Таблица 3. Данные для расчетов суммарных эксплуатационных затрат
Модель турбины
Стоимость замены турбины, млн. руб.
Стоимость капитального ремонта турбины,
млн. руб.
Периодичность замены, ч
Периодичность капитального ремонта, ч
Стоимость используемого топлива, руб./нм3
Пусковой расход топлива, нм3
GE 9151E
833
271
100000
25000
4
7349
Результаты расчетов расходов топлива и снижения ресурса для разных программ нагружения в течение недели приведены в табл.4.
Таблица 4. Значения расхода топлива и снижения ресурса для разных
программ нагружения в течение недели
Программа нагружения
1
2
3
4
Расход топлива, м3
2716360,2
3171944,6
1140226,2
5296717,4
Снижение ресурса, ч
301,85
281,93
251,85
168
Топливные затраты и затраты, связанные со снижением ресурса, показаны в
табл. 5.
Таблица 5. Результаты расчетов топливных затрат и ресурсных затрат
газовой турбины при работе в разных режимах
Программа нагружения
Топливные затраты, млн. руб.
Ресурсные затраты, млн. руб.
Суммарные затраты, млн. руб.
1
10,867
5,786
16,653
2
12,688
5,405
18,093
3
4,561
4,828
9,389
4
21,187
3,221
24,408
Как видно из табл. 5, эксплуатационные затраты, связанные со снижением
ресурса газовых турбин составляют существенную долю в общих суммарных
эксплуатационных затратах. Для некоторых режимов работы ресурсная составляющая затрат даже превосходит топливные затраты. Также из представленных выше таблиц можно увидеть, что ресурсные затраты в большей степени
зависят от режима эксплуатации, чем топливные затраты, и могут отличаться
для разных программ нагружения в несколько раз. Следовательно, учет износа
13
оборудования при выборе оптимального режима работы даст более значимые
результаты.
Среди всех прогнозных графиков электропотребления (суточный, недельный, месячные, годовой) системный оператор для задания нагрузки электростанциям чаще всего использует график электрических нагрузок на сутки вперед. Как правило, суточный график электрических нагрузок имеет схожую
форму для большинства энергосистем. Для упрощения задачи оптимизации
режима работы электростанции непрерывный суточный график можно рассматривать как совокупность P отрезков с постоянным уровнем мощности
(рис.2).
Рис.2. Непрерывный суточный график электрических нагрузок
и ступенчатый график-задание для электростанции (для случая P=3)
Предположим, что число турбин в составе электростанции равно T. Тогда
для каждого возможного v-го варианта работы электростанции в течение суток
топливные затраты определяются как
T
T P

(11)
Зтопл,v  Ц Т    Btp ( N tp )   p   Bпуск ,t  nпуск ,t  ,
t 1
 t 1 p 1

p
p
здесь Bt ( N t ) – расход топлива t -й турбины на p -м отрезке;  p – продолжительность p -го отрезка; Bпуск ,t – пусковой расход топлива t -й турбины; nпуск ,t –
число пусков t -й турбины за рассматриваемые сутки.
Затраты, связанные со снижением ресурса, определятся следующим образом:
T
Ц T P

(12)
З рес ,v   i     btp ( N tp )   at  nпуск ,t  .
Ti  t 1 p 1
i
t 1

Затем определяются суммарные эксплуатационные затраты для каждого
варианта:
Зсум ,v  Зтопл,v  Зрес,v .
(39)
Оптимальным вариантом покрытия суточного графика электрических
нагрузок будет вариант с минимальными суммарными затратами Зсум ,v  min .
14
В качестве примера рассмотрим газотурбинную электростанцию, состоящую из T=4 газовых турбин: Alstom GT 13D2 (100 МВт), Alstom GT 11N2 (113
МВт), GE 9151E (113 МВт), Siemens SGT 52000 EV942 (157 МВт).
Предположим, что необходимо покрыть суточный график электрических
нагрузок, изображенный на рис. 3. Число разбиений данного графика примем
равным P=4 (см. рис. 3).
Рис. 3. Непрерывный суточный график электрических нагрузок
и ступенчатый график-задание для электростанции
В результате выполнения программы оптимальным вариантом прохождения заданного графика получился вариант, приведенный в табл. 6.
Таблица 6. Оптимальный вариант работы газотурбинной электростанции
по критерию суммарных эксплуатационных затрат. Для каждой турбины
мощность представлена в МВт для каждого отрезка
Номер отрезка
Номер турбины
1
2
3
4
1
30,0000
92,1633
33,9000
47,1000
2
89,6240
113,0000
99,7748
99,7748
3
90,5174
113,0000
103,3484
103,3484
4
68,9413
113,0000
84,6518
84,6518
Суммарные эксплуатационные затраты, $
359467
В табл.7 представлен оптимальный вариант работы электростанции в случае, если критерием оптимизации будут только топливные затраты.
Таблица 7. Оптимальный вариант работы газотурбинной электростанции
по критерию топливных затрат. Для каждой турбины мощность представлена
в МВт для каждого отрезка
Номер отрезка
Номер турбины
1
2
3
4
1
98,4289
0
104,7343
0
2
89,6240
113,0000
99,7748
99,7748
3
90,5174
113,0000
103,3484
103,3484
4
98,4290
0
113,0000
139,8159
Суммарные эксплуатационные затраты, $
394262
Как видно из табл.6 и 7, разница суммарных эксплуатационных затрат
между оптимальным вариантом с учетом износа оборудования и вариантом без
учета износа составляет 9,68%.
15
Стоимость топлива может существенно различаться для разных регионов
страны и еще в большей степени варьируется для разных стран. Это различие
стоимости топлива может значительно повлиять на выбор оптимального режима работы газотурбинных электростанций. На рис. 4 приведены результаты
расчета значений суммарных эксплуатационных затрат для оптимальных вариантов найденных с учетом затрат, связанных с выработкой ресурса и оптимальных вариантов с учетом только топливных затрат.
Рис. 4. Изменение значений эксплуатационных затрат для оптимальных режимов,
рассчитанных по разным критериям в зависимости от стоимости топлива
Разница между оптимальными вариантами, рассчитанными по разным критериям, показана на рис. 5.
Рис. 5. Относительная разница между суммарными эксплуатационными затратами
для оптимальных вариантов работы газотурбинной электростанции,
рассчитанными по разным критериям, для разных значений стоимости топлива
Помимо изменения стоимости топлива, стоимость газовых турбин и стоимость их ремонтного обслуживания также могут изменяться под воздействием
многих факторов (сложившаяся конъюнктура рынка, совершенствование технологий производства и т.д.). На рис. 6 показаны аналогичные расчеты изменения эксплуатационных затрат, но для разных значений капитальных затрат
(стоимость турбины и стоимость капитального ремонта).
16
Рис. 6. Изменение значений эксплуатационных затрат для оптимальных режимов,
рассчитанных по разным критериям в зависимости от стоимости замены газовых турбин
и стоимости их капитального ремонта (значения капитальных затрат приведены
в долях от начальных значений)
На рис. 7 по аналогии с рис. 5 показана относительная разница суммарных
эксплуатационных затрат для оптимальных вариантов покрытия графика электрических нагрузок с учетом износа и без учета износа оборудования в зависимости от величины стоимости замены и капитального ремонта газовых турбин.
Рис. 7. Относительная разница между суммарными эксплуатационными затратами
оптимальных вариантов работы газотурбинной электростанции, рассчитанными
по разным критериям, для разных значений стоимости замены и капитального ремонта
газовых турбин. Значения капитальных затрат приведены в долях от начальных значений.
Стоимость топлива принята равной 0,125 $/м3
На рис. 8 показана общая зависимость значений суммарных эксплуатационных затрат для оптимальных вариантов при разных критериях оптимизации
при изменении и стоимости топлива и капитальных затрат на газовые турбины,
а на рис. 9 изображена соответствующая зависимость разницы между эксплуатационными затратами для этих оптимальных вариантов.
Как можно увидеть из рис. 4, 5, 8 и 9, увеличение стоимости топлива
уменьшает разницу между оптимальными вариантами работы электростанции
при учете износа оборудования и без его учета. Увеличение же стоимости замены и капитальных ремонтов газовых турбин увеличивает долю затрат, связанных с износом оборудования (см. рис. 6, 7, 8 и 9), и, соответственно, делает
учет выработки ресурса более целесообразным.
17
Рис. 8. Изменение значений эксплуатационных затрат для оптимальных вариантов
работы электростанции при разных критериях оптимизации
Рис. 9. Изменение относительной разницы между эксплуатационными затратами
для оптимальных вариантов при разных критериях оптимизации
Следовательно, учет износа газотурбинного оборудования при оптимизации режима его работы будет тем более оправданным, чем выше стоимость газовых турбин и их обслуживания и чем ниже топливная составляющая затрат.
Заключение и выводы
1. Используя принцип эквивалентной выработки ресурса, разработана методика учета износа оборудования на примере газотурбинных энергетических
установок при оптимизации режимов их работы. С помощью разработанной
методики проведена оценка целесообразности учета затрат, связанных с изменением ресурса, при оптимизации внутристанционных режимов. Расчеты показали, что при прохождении суточного графика электрических нагрузок учет
износа оборудования при выборе режима работы газотурбинных агрегатов может обеспечить снижение суммарных эксплуатационных затрат на 9-11%.
2. Рассмотрена возможность использования в качестве инструмента по
оценке изменения ресурса всей газовой турбины принципа эквивалентной выработки ресурса. На основе имеющихся в настоящее время результатов прочностных расчетов был применен для оценки износа оборудования принцип эквивалентной выработки ресурса при разных программах нагружения установок
в течение суток и недели. Выполнен сравнительный анализ расчетных данных
18
снижения ресурса с данными, предлагаемыми разными производителями газовых турбин и исследовательскими организациями. При этом расчеты показали,
что затраты, связанные со снижением ресурса для режима с ежедневными пусками, могут быть выше в 7-10 раз по сравнению с режимом постоянной работы
турбины на номинальной мощности.
3. Выполнена оценка влияния переменных режимов работы на износ
наиболее термонапряженных элементов газовой турбины (лопатки силовой
турбины). Также приведены расчеты темпа снижения ресурса системы «лопатка-диск» при работе на нагрузках ниже номинальных.
4. По разработанной методике созданы алгоритм и программа для определения наивыгодейшего варианта работы газотурбинных энергоустановок при
обеспечении суточного графика электрических нагрузок по критерию суммы
топливных затрат и затрат, связанных с изменением ресурса. Программа позволяет находить оптимальное число работающих агрегатов при заданном
уровне вероятности отпуска электроэнергии.
5. Проведены расчеты, показывающие влияние состава генерирующего
оборудования газотурбинной электростанции на показатели ее надежности.
Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:
Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК РФ
1. Aminov, R.Z. Estimating the influence of intermittent operation on the change
of life of a gas turbine [Текст] / R.Z. Aminov, A.I. Kozhevnikov // Electric Power
Systems Research. 2014. V. 107. P. 153-157.
2. Аминов, Р.З. Оценка влияния режимов использования на выработку ресурса газотурбинными установками [Текст] / Р.З. Аминов, А.И. Кожевников,
А.В. Янков // Известия вузов. Проблемы энергетики. 2013. № 3-4. С. 95-100.
3. Аминов, Р.З. Методика расчета показателей надежности газотурбинной
электрической станции с учетом плановых остановов части генерирующего
оборудования [Текст] / Р.З. Аминов, С.В. Новичков, А.И. Кожевников // Труды
Академэнерго. 2013. № 1. С. 66-72.
4. Кожевников, А.И. Оценка надежности технических систем с временно́й
избыточностью на примере воздушно-аккумулирующей электростанции
[Текст] / А.И. Кожевников // Энергетик. 2012. № 9. С. 55-57.
5. Аминов, Р.З. Методика оптимизации режимов загрузки параллельно работающих паровых котлов с учетом вывода в резерв агрегатов и поддержанием
заданного уровня энергообеспечения [Текст] / Р.З. Аминов, С.В. Новичков,
А.И. Кожевников // Труды Академэнерго. 2012. № 3. С. 56-65.
6. Аминов, Р.З. Методика оптимизации режимов загрузки водогрейных
котлов с учетом вывода в резерв агрегатов [Текст] / Р.З. Аминов, С.В. Новичков, А.И. Кожевников // Промышленная энергетика. 2012. № 8. С. 6-10.
Программы для ЭВМ
1. Аминов Р.З., Кожевников А.И., Янков А.В. Программа для определения
оптимального режима работы газотурбинной электростанции с учетом износа
оборудования. Свидетельство о государственной регистрации программы для
ЭВМ № 2013616197 от 01 июля 2013 г.
19
2. Аминов Р.З., Кожевников А.И. Программа для определения оптимального числа выводимых в резерв газовых турбин с учетом заданного уровня
надежности энергоснабжения. Свидетельство о государственной регистрации
программы для ЭВМ № 2013660082 от 23 октября 2013 г.
Публикации в других изданиях
1. Аминов, Р.З. Применение принципа эквивалентных часов работы к определению оптимального режима работы газовых турбин [Текст] / Р.З. Аминов,
А.И. Кожевников // Энергия – 2013: материалы Восьмой Междунар. науч.-техн.
конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. Т. 1. Ч. 1. Иваново: ИГЭУ,
2013. С. 89-92.
2. Аминов, Р.З. Оценка экономической эффективности газотурбинной
станции с учетом режимов работы основного оборудования [Текст] / Р.З. Аминов, А.И. Кожевников // Энергия – 2013: материалы Восьмой Междунар. науч.техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. Т. 1. Ч. 1. Иваново:
ИГЭУ, 2013. С. 45-48.
3. Кожевников, А.И. Методика оптимального управления режимами работы
газотурбинных электростанций при покрытии переменного графика электрических нагрузок [Текст] / А.И. Кожевников // Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплекса: сб. науч. тр. Вып. 7. Саратов: Изд-во Сарат.
ун-та, 2012. С. 32-35.
КОЖЕВНИКОВ Андрей Иванович
ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГАЗОТУРБИННОЙ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ С УЧЕТОМ ИЗНОСА ОБОРУДОВАНИЯ
Автореферат
Корректор Л.А. Скворцова
Подписано в печать 02.07.14
Формат 60×84 1/16
Бум. офсет.
Усл.-печ. л. 1,0
Уч.-изд. л. 1,0
Тираж 100 экз.
Заказ 102
Бесплатно
Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.
410054, Саратов, Политехническая ул., 77
Отпечатано в издательстве СГТУ. 410054, Саратов, Политехническая ул., 77
Тел.: 24-95-70; 99-87-39, е-mail: izdat@sstu.ru
20