Моделирование тепловой схемы станции с использованием программного продукта "Boiler Designer"

Цитирование: Штым, К. А. Моделирование тепловой схемы станции с использованием программного продукта «Boiler Designer» / К. А. Штым, Ю. Б. Гончаренко, Т. А. Соловьёва, Д. Р. Бибиков, П. В. Васильев // Журн. Сиб. федер. ун-та. Техника и технологии, 2021, 14(1). С. 130-139. DOI: 10.17516/1999-494X-0293

и отпуск тепловой и электрической энергии для г. Владивостока. ВТЭЦ-2 – основной источник по обеспечению производственным паром, тепловой и электрической энергией промышленных и бытовых потребителей города. Установленная электрическая мощность станции составляет 497 МВт, тепловая – 1051 Гкал/ч. На ТЭЦ установлены 14 паровых котлов марки БКЗ-210–140 и 6 паровых турбин. В 2003 г. из-за неудовлетворительного состояния паропроводов высокого давления и необходимости продления паркового ресурса ТЭЦ была переведена на работу при сниженных параметрах острого пара: Р₀=125 кгс/см², t₀=545 °C (проектные параметры: Р 0 =140 кгс/см², t 0 =560 °C). В 2011–2013 г. котлы ст. № 1÷10 были переведены на сжигание природного газа. Котлы ст. № 11÷14 работают на смеси бурых углей Павловского месторождения. В качестве резервного и растопочного топлива используется мазут М-100. На ТЭЦ были установлены паровые турбины: ст. № 1–4 Т-100/120–130–3, ст. № 5, 6 ПТ-80–130/13–2 шт. В связи с переводом на пониженные параметры турбины реконструированы. Турбоагрегат ст. № 1 реконструирован с целью перевода турбины на режим работы с противодавлением, доступ пара к ЦНД прекращен путем оглушения перепускных труб из ЦСД в ЦНД. Рабочие лопатки ступеней низкого давления срезаны по корневому диаметру для исключения вентилирования в ЦНД. На турбоагрегатах ст. № 2÷4 произведена реконструкция с целью восстановления расхода свежего пара и тепловой нагрузки при пониженных параметрах пара, срезаны рабочие лопатки 2-й ступени и произведена рихтовка выходных кромок направляющих лопаток 3, 4, 5-й ступеней. Турбоагрегат ст. № 5 переведен на режим с противодавлением, доступ пара к трем последним ступеням ЦНД прекращен путем установки на сопловые решетки диафрагм этих ступеней специальных заглушек, рабочие лопатки этих ступеней срезаны по корневому диаметру для исключения потерь на вентилирование. Турбоагрегат ст. № 6 в связи с переводом на пониженные параметры имеет ограничение по пропуску пара, в результате чего снижена электрическая мощность. Основные характеристики турбин после реконструкции приведены в табл. 1.

Для оценки эффективности работы станции сотрудниками кафедры «Теплоэнергетика и теплотехника» ДВФУ было проведено энергетическое обследование ТЭЦ, некоторые его результаты представлены ниже. Одной из проблем станции является снижение объемов отпуска теплоты за счет перераспределения на другие источники (рис. 1). Это приводит к снижению выработки

Таблица 1. Основные характеристики турбин после реконструкции

Table 1. Basic characteristics of steam turbine units after reconstruction

№ Тип, модификация Номинальная мощность (МВт) Номинальная тепловая нагрузка (Гкал/ч) Параметры свежего пара Наработка, ч (на 2017 г.) Температура (ºС) Давление (кгс/см2) 1 Р-80-115 80 178 540 115 260 362 2 Т-98-115 98 160 540 115 303 351 3 Т-105-115 105 168 540 115 299 233 4 Т-109-115 109 175 540 115 255 507 5 ПР-50/60-115 50 143/47 540 115 191 104 6 ПТ-55-115 55 180/72 540 115 211 527 электроэнергии по теплофикационному циклу, поскольку отпуск электроэнергии практически не изменяется. Выработка электроэнергии по конденсационному циклу увеличивается, что снижает экономичность работы ТЭЦ [2].

На рис. 2 приведен среднегодовой КПД котлов. Хорошо видно, что КПД котлов, работающих на угле (ст. № 11÷14), в среднем ниже примерно на 7–9 %, чем у котлов, работающих на природном газе (ст. № 1÷10).

Средний коэффициент избытка воздуха за топкой составляет: для котлов, работающих на угле, αт=1,6; для котлов, работающих на газовом топливе, αт=1,3. Температура уходящих газов для котлов, работающих на угле, выше на 25 °C. В результате происходит рост потерь тепла с уходящими газами. Для котлов, работающих на угле, дополнительно имеется потеря с механическим недожогом на уровне 3–4 %. Можно отметить, что перевод котлов на сжигание газа положительно сказался на КПД котельного цеха.

Рис. 1. Отпуск электроэнергии и теплоты

Fig. 1. Supplied electricity and heat energy

Рис. 2. КПД котлов

Fig. 2. Boiler efficiency

Рис. 3. Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии

Fig. 3. Specific heat consumption for electricity generation

На рис. 3 представлена величина среднегодового удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии для турбин разных типов. Данные графики построены на основе фактических показателей работы по отчетным формам электростанции. Хорошо видно, что для турбин ст. № 1,5 эта величина находится на уровне 4000–4700 кДж/кВт*ч, что примерно в три раза ниже, чем для остальных турбин. Это объясняется работой этих турбин в режиме противодавления [3], вся теплота, подведенная к турбине после прохождения проточной части, отдается потребителю, и потери теплоты в конденсаторе равны нулю.

Наличие большой разницы в показателях отдельных турбин делает актуальным вопрос о распределении электрической и тепловой нагрузки между турбинными агрегатами. С учетом имеющихся ограничений в работе турбин, таких как диапазон регулирования электрической и тепловой нагрузки, возможность работы в конденсационном режиме, задача по оптимальному распределению нагрузки становится не только актуальной, но и достаточно сложной.

Метод статистической обработки отчетной документации

В первом приближении эту задачу можно решить за счет статистического анализа показателей работы и построения по этим данным аппроксимирующих зависимостей, которые позволят представить удельный расход теплоты на выработку электроэнергии как зависимость от одного или нескольких параметров. Для турбин ВТЭЦ-2 были проанализированы данные форм отчетности 3-ТЕХ и получены графические зависимости удельного расхода теплоты от текущей электрической и тепловой мощности. Пример такой зависимости приведен на рис. 4. Каждая точка на рисунке соответствует среднемесячному показателю, взятому из отчетной – 134 –

Рис. 4

Fig. 4

документации. На рис. 4 а приведены данные по удельному расходу теплоты, построенные в зависимости от электрической мощности турбины. Можно отметить, что здесь не прослеживается однозначная зависимость в отличие от рис. 4 b . Это позволяет сделать вывод, что для приближенного нахождения удельного расхода теплоты достаточно знать тепловую нагрузку турбоагрегата.

Полученные зависимости строились для каждой турбины, аппроксимировались, и получалось уравнение, позволяющее найти удельный расход теплоты в зависимости от тепловой нагрузки турбоагрегата.

Для турбоагрегата Р-80–115 ст. № 1:

^раичет = _174 9 * ln(Q.rJ + 1786,6.(1)

Для турбоагрегата Т-98–115 ст. № 2:

(/расчег = _550 9 , ^(qJ + 4225,9.(2)

Для турбоагрегата Т-105–115 ст. № 3:

^расчет = _497 8 * ^(^J + 4018,8.

Для турбоагрегата Т-109–115 ст. № 4:

^расчет = _652 8 * ln(QT0) + 4562,6.

Для турбоагрегата ПТ-55–115 ст. № 6:

(/Раичег = _851 ^ ]п№1 J + 5694,5.(5)

Для турбоагрегата ПР-50/60–115 ст. № 5 однозначной закономерности не прослеживается.

При распределении нагрузки при помощи полученных зависимостей выводился из работы один турбоагрегат, а электрическая и тепловая нагрузка распределялись между оставшимися турбинами. Поскольку не удалось получить явную зависимость удельного расхода тепла от тепловой нагрузки для турбоагрегата ПР-50/60–115 ст. № 5, данный агрегат в распределении не участвовал, тепловая и электрическая нагрузка на данный агрегат оставалась без изменения. Турбина ПТ-55–115 ст. № 6 имеет производственный отбор, при отключении данной турбины нечем будет заместить пар с производственного отбора. Поэтому в распределении нагрузок данный турбоагрегат также не участвовал, неся неизменную электрическую и тепловую нагрузку.

Между оставшимися турбоагрегатами распределение было следующим: в первую очередь нагружался турбоагрегат Р-80–115 ст. № 1, оставшаяся нагрузка распределялась между двумя или тремя другими агрегатами равномерно, в зависимости от текущей тепловой и электрической мощности станции. Годовое снижение удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии рассчитывали как средневзвешенное по выработке электроэнергии значение [4] по следующей формуле:

Ддгод =

1.МсЭ1

Результаты, рассчитанные для каждого месяца в течение года, и годовое снижение удельного расхода теплоты приведены в табл. 2.

Использование данного подхода позволяет получить экономию 9,4 % за счет более рационального распределения нагрузки между турбоагрегатами.

Использование данного подхода легко реализовать на практике, однако имеется несколько ограничений и недостатков:

Таблица 2. Удельный расход теплоты до и после оптимизации

Table 2. Specific heat consumption before and after optimization

Месяц	q факт, кДж/кВт*ч	q расч, кДж/кВт*ч	Э, тыс. кВт*ч	∆q,%
Январь	6913	6327	224 958	8,5
Февраль	7432	6595	208 671	11,3
Март	7365	6812	197 111	7,5
Апрель	7189	7189	173 838	0
Май	9136	8537	159 850	6,5
Июнь	9077	8943	120 371	1,5
Июль	9969	8885	115 097	10,9
Август	11087	9793	96 483	11,7
Сентябрь	10978	9207	113 074	16,1
Октябрь	9044	7976	147 214	11,8
Ноябрь	7537	6779	187 262	10
Декабрь	7398	6289	215 955	15
Всего	8244	7474	1 959 885	9,4

• 1.    Для рассматриваемой станции удалось получить зависимости для пяти турбоагрегатов из шести установленных. Может сложиться такая ситуация, что после обработки статистической информации из отчетности ТЭС не будет прослеживаться явных зависимостей по большинству интересующего оборудования. В такой ситуации данный подход не применим.

• 2.    Не учитываются оперативные переключения, изменяющие тепловую схему работы ТЭС. Например, при отключении ПВД удельный расход теплоты на выработку электроэнергии соответствующей турбины увеличится. Полученные зависимости усредняют характеристики оборудования и не учитывают текущий режим работы тепловой схемы. Это накладывает ограничение в использовании для оперативного управления работой ТЭС.

• 3.    Для учета работы котельного оборудования необходимо строить соответствующие зависимости. Это усложняет общий алгоритм расчета. На ТЭС в настоящее время применяется методика расчета экономичности, в которой используются энергетические характеристики основного и вспомогательного оборудования. Однако данные расчеты в связи с большой трудоемкостью делаются в срезе одного месяца, что не дает возможности использовать их для оперативного управления.

Создание модели в программе «Boiler Designer»

Для устранения данных недостатков требуется создание модели ТЭС, которая будет учитывать характеристики работы основного и вспомогательного оборудования, а также позволит оперативно изменять тепловую схему ТЭС. Моделирование выполняется в программе «Boiler Designer», которая позволяет решать большой круг вопросов при моделировании теплоэнергетического оборудования [5, 6]. Созданию модели ТЭС предшествует создание упрощенной модели станции. Исходные данные для моделирования станции в программе «Бойлер-дизайнер»:

• 1.    Основные технические характеристики турбин.

• 2.    Характеристика регенеративных отборов пара при номинальных параметрах пара и принципиальные тепловые схемы турбин.

• 3.    Основные технические данные котлоагрегатов.

• 4.    Упрощенная тепловая схема ВТЭЦ-2.

Разработанная модель (рис. 5) состоит из следующих элементов. Два «Имитатора котла», моделирующих работу 14 котлов. Один котел моделирует БКЗ-210–140Ф с 1 по 10 котел, работающие на газе. Второй моделирует котлы с 11 по 14, работающие на угле. Элемент «Регулятор расхода» воздействует на изменение расхода питательной воды в зависимости от расхода пара на турбоустановки.

Элемент КСН имитирует работу главного паропровода, в котором поддерживается заданное давление. Модели всех турбоустановок станции представлены отдельными блоками, каждый из которых можно раскрыть для подробного анализа или изменения схемы. Элемент «2 клапана» предназначен для регулирования подачи пара на каждую турбоустановку. Схема, имитирующая тепловые сети, в качестве источников тепла использует пар с отборов турбин или с РОУ. Элемент «РОУ», который моделирует работу РОУ 2,3; БРОУ 1,2; РРОУ 1,2. Элемент КСН, моделирующий коллектор 13 ата, являющийся источником теплоты для основных – 137 –

Рис. 5

Fig. 5

эжекторов, эжекторов отсоса турбин, коллектора группы греющего пара ДСП, пиковых бойлеров, внешнего теплового потребителя. Два элемента «РОУ», имитирующих РУ 13/6 и РУ 13/1,2. Первый элемент «Деаэратор» имитирует работу 10 деаэраторов повышенного давления ДСП. Второй имитирует работу 5 атмосферных деаэраторов ДСА-300 для подпитки котлов. Элемент «ПЭН» имитирует 8 питательных насосов ПЭ-500–180. Элемент «Отбор воды на впрыск «РОУ» имитирует впрыск воды на РОУ и БРОУ после третьей ступени ПЭНов.

На данной модели возможно производить перераспределение тепловой и электрической нагрузки между турбоагрегатами, варьировать отпуск теплоты как от отборов турбин, так и от РОУ; имея параллельную схему соединения ПВД, возможно изменять расход питательной воды по разным группам ПВД вплоть до их отключения по питательной воде, включать в работу как газовые, так и угольные котлы.

Заключение

В результате работы по созданию реальной модели ВТЭЦ-2 можно сделать следующие выводы:

• 1.    Разнородное оборудование ВТЭЦ-2 требует тщательных расчетов при распределении нагрузки между турбоагрегатами; с учетом динамики изменения тепловой и электрической нагрузок задача по оптимальному распределению нагрузки становится не только актуальной, но и достаточно сложной. Лучшее решение данной задачи – математическая модель станции.

• 2.    Создана упрощенная модель ВТЭЦ-2, приближенная к реальной станции.

• 3.    При моделировании использовались параметры, взятые по инструкциям и из отчетов по тепловым испытаниям основного оборудования.

• 4.    Результаты моделирования находятся в плохом соответствии с фактическими показателями работы ТЭЦ.

• 5.    Использованные при моделировании данных инструкций и отчетов по испытаниям являются недостаточными для полного описания работы оборудования, требуется выполнение дополнительных измерений для уточнения характеристик отдельных узлов и агрегатов.

• 6.    Необходимо продолжение работы по усовершенствованию модели.