Расчетное моделирование и оптимизационное исследование когенерационных установок с газопоршневыми и газотурбинными двигателями

ГЛАВА III. РАСЧЕТНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИОННОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ КОГЕНЕРАЦИОННЫХ УСТАНОВОК С ГАЗОПОРШНЕВЫМИ И ГАЗОТУРБИННЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ 3.1. Оптимизация количества и единичной мощности газопоршневых когенераторов при переводе (замене) водогрейной котельной в мини-ТЭЦ Перевод муниципальной газовой котельной (МГК) в мини-ТЭЦ с применением газопоршневых когенерационных энергоустановок при хорошем эксплуатационном состоянии водогрейных котлов можно выполнить пристройкой к котельной одного или нескольких газопоршневых когенераторов для полного покрытия потребностей ГВС и частичного или полного покрытия отопительной нагрузки, а также полного покрытия потребления электроэнергии собственных нужд котельной и выдачи в сеть излишков электроэнергии [52, 53]. В случае значительной изношенности водогрейных котлов возможно несколько вариантов замены МГК на мини-ТЭЦ, которые будут отличаются единичной мощностью и количеством газопоршневых когенераторов, работающих по переменной части графика отопительной нагрузки. Тепловые схемы для исследования вариантов пристройки газопоршневых когенерационных энергоустановок к МГК изображены на рис. 3.1.1 ─ 3.1.4. Задачей исследования является сравнение вышеперечисленных вариантов по эффективности и ориентировочным срокам окупаемости. В качестве критерия технической эффективности принят годовой коэффициент использования топлива, потому что электрические КПД энергоустановок одинаковы. Сравнивать удельные расходы на выработку тепла и электроэнергии нельзя, так как они зависят от режима работы энергоустановок и от температуры наружного воздуха. Для проведения расчётных исследований были взяты следующие исходные данные: 1. Данные по оборудованию и топливу: а) КПД брутто водогрейных котлов КВГМ-20-150: η к = 0 ,8 б) Эффективный КПД газопоршневого двигателя: η эф = 0 ,38 54 в) Произведение механического КПД на КПД генератора газопоршневого когенератора: ηмех ⋅ ηг = 0,99 г) Потребление котельной электроэнергии на собственные нужды за год: q=2151500 кВт·ч Средняя мощность собственных нужд: (N ) кот ср СН д) = q 2151500 = = 245,6 кВт 8760 8760 Доля собственных электрических нужд газопоршневого когенератора от его электрической мощности: δ=2% Рис. 3.1.1. Исходная схема котельной с двумя котлами КВГМ-20-150 Газ Газопоршневой когенератор №1 1285 кВт КВГМ-20-150 Тепло на ГВС 1,326 Гкал/ч КВГМ-20-150 Тепло на отопление Электроэнергия в сеть, на собственные нужды котельных установок и когенератора Рис. 3.1.2. Схема пристройки к котельной газопоршневых когенераторов для полного покрытия потребностей ГВС (Схема А) 55 Рис. 3.1.3. Схема пристройки к котельной газопоршневых когенераторов для полного покрытия потребностей ГВС и покрытия минимального теплового потребления на отопление (Схема В) Газ Газопоршневой когенератор №1 1285 кВт Тепло на ГВС 1,326 Гкал/ч Газопоршневой когенератор №2 5700 кВт Минимальное тепловое потребление на отопление 5,891 Гкал/ч Газопоршневой когенератор №3 Тепло на отопление КВГМ-20-150 КВГМ-20-150 Тепло на отопление Электроэнергия в сеть, на собственные нужды котельных установок и когенераторов Рис. 3.1.4. Схемы пристройки к котельной газопоршневых когенераторов для полного покрытия потребностей ГВС и частичного (или полного) покрытия отопительной нагрузки (Схемы С…D) е) Топливо – саратовский газ: ─ теплосодержание топлива Q нр = 37791 ─ плотность газа ρ г = 0,765 кДж н.м 3 кг н.м 3 56 2. Данные по системе теплоснабжения потребителей: а) Система теплоснабжения потребителей ─ открытая, двухтрубная. При двухтрубной тепловой сети, обеспечивающей одновременно теплопотребление на отопление и горячее водоснабжение, отпуск тепловой энергии регулируется по отопительной нагрузке. б) Регулирование отопительной нагрузки. В тепловой сети применяется качественное регулирование отопительной нагрузки (см. рис. 3.1.5). 3. Данные по тепловым нагрузкам: Максимальные расходы тепла на отопление и ГВС: max Q от = 22,9 Гкал ; ч Q max ГВС = 23,9 Гкал . ч Средняя часовая нагрузка ГВС за отопительный период и за летний период: Л ср Л Q ср ГВС = Q ГВС = Q год 11,6135 ⋅ 10 3 Гкал ГВС = = 1,326 . 8760 8760 ч ср max Q Σ ( t ) = Q ср ГВС + Q от ( t ) = Q ГВС + Q от ⋅ t в − t Гкал , ч t в − t от р t в ─ расчётная температура воздуха внутри отапливаемых помещений, принята +18 оС t от р ─ расчётная температура наружного воздуха для проектирования отопления, принята -13 оС 57 Рис. 3.1.5. Температурные графики тепловой сети Зависимость тепловой нагрузки котельной от температуры наружного воздуха показана на рис. 3.1.6: Рис. 3.1.6. Зависимость тепловой нагрузки котельной от температуры наружного воздуха 58 в) Расход сетевой воды от котельной в зависимости от температуры наружного воздуха показана на рис. 3.1.5: ⎛ ср t −t ⎞ max ⎜ Q ГВС + Q от ⋅ в от ⎟ ⋅ 4,186 ⋅ 10 9 ⎜ t в − t р ⎟⎠ кг ⎝ G св ( t ) = , 4200 ⋅ (τ1 ( t ) − τ 2 ( t ) ) ⋅ 3600 с Рис. 3.1.5. Зависимость расхода сетевой воды от котельной от температуры наружного воздуха г) Регулирование нагрузки горячего водоснабжения. При открытой двухтрубной системе теплоснабжения применяется непосредственная схема присоединения потребителей с регулятором смешения (рис. 3.1.6). 59 Рис. 3.1.6. Схема абонентского ввода при открытой системе теплоснабжения и качественном регулировании суммарной нагрузки отопления и горячего водоснабжения: 1 – смеситель; 2 – обратный клапан; 3 – дроссельная шайба; 4 – трубопровод обратной магистрали Для обеспечения нормальной работы системы горячего водоснабжения регулятор температуры поддерживает температуру воды в смесителе 65 ± 5 °С, поэтому при расчетной температуре воды в тепловой сети клапан на подающей магистрали перекрыт и вода в систему горячего водоснабжения поступает через клапан 2 только из обратной магистрали, имеющей температуру около 70°С. В течение отопительного периода вода на водоразбор забирается в определенных пропорциях из обратной и подающей магистралей. Для обеспечения работы системы горячего водоснабжения в летний период в тепловой сети поддерживают температуру воды 60° С. При отсутствии разбора воды в системе осуществляют ее циркуляцию. Циркуляционный трубопровод 4 подключают к обратной магистрали тепловой сети после дроссельной шайбы 3. Котельная обслуживает потребителей с неравномерным потреблением горячей воды. Значит максимальная нагрузка горячего водоснабжения покрывается за счёт баков-аккумуляторов, а котельная всегда покрывает лишь среднечасовой расход. Зарядка баков-аккумуляторов производится в часы минимального потребления воды: верхнего бака под напором воды из тепловой сети, нижнего — под 60 статическим напором. В верхнем баке частично обеспечивается деаэрация воды, благодаря чему уменьшается коррозия труб системы горячего водоснабжения. Суточный график потребления горячей воды показан на рис. 3.1.7(а) и 3.1.7(б). Q гвс, % 250 200 150 100 50 5 10 15 20 t, ч Рис. 3.1.7(а). Часовой график расхода тепловой энергии на горячее водоснабжение (нагрузка ГВС в %) Q гвс, Гкал/ч 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 5 10 15 20 t, ч Рис. 3.1.7(б). Часовой график расхода тепловой энергии на горячее водоснабжение (нагрузка ГВС в Гкал/ч) Суммарный объём баков-аккумуляторов был определён по интегральному графику расхода воды на горячее водоснабжение (рис. 3.1.8). V∑=124,95 м3 61 G, м3 700000 600000 500000 400000 300000 200000 100000 5 10 15 20 t, ч Рис. 3.1.8. Интегральный график расхода воды на горячее водоснабжение (нагрузка ГВС в Гкал/ч) д) Годовое потребление на ГВС и отопление: год Qот = 35380 Гкал; год Q ГВС = 11616 Гкал. Общий отпуск тепловой энергии за год: 46996 Гкал кВт·ч Годовой график отпуска тепловой энергии от котельной приведён на рис. 3.1.9 по числу стояния температур наружного воздуха г. Новороссийска (табл. 3.1.1). Таблица 3.1.1. Число часов стояния температур наружного воздуха для г. Новороссийска Диапазон температур -19,9 … -15 -14,9 … -10 -9,9 … -5 -4,9 … 0 +0,1 … +5 +5,1 … +10 Всего Число часов стояния 8 41 180 542 1185 1260 3216 62 Рис. 3.1.9. Годовой график отпуска тепловой энергии от котельной При проведении расчётных исследований приняты следующие допущения: 1. Для всех газопоршневых когенераторов отношение тепловой мощности, которую реально возможно утилизировать, к мощности электрической есть величина постоянная и равная θ = 1,2 . 2. Газопоршневые когенераторы всегда или остановлены, или работают в номинальном режиме по выработке электроэнергии, т.к. на частичных нагрузках их экономичность и ресурс значительно снижаются. 3. Так как котельная находится в южном городе (г. Новороссийск), то средняя часовая нагрузка ГВС в летний период не снижается, а остаётся на уровне отопительного периода. Результаты расчётов тепловой экономичности исследуемых вариантов мини-ТЭЦ приведены в таблице 3.1.2, а зависимость годового коэффициента использования топлива (КИТ) на мини-ТЭЦ от установленной электрической мощности газопоршневых когенераторов приведена на рис. 3.1.10. На график нанесены характерные точки, соответствующие рассматриваемым вариантам. От точки 1 к точке 2 происходит увеличение КИТ в связи с тем , что увеличивается количество тепловой энергии, вырабатываемой когенерационным способом. Падение ГКИТ от точки 2 к точке 13 обусловлено тем, что увеличивается 63 количество часов работы ГПА без утилизации тепла: режимы работы ГПА на частичных нагрузках не рассматриваются, потому что при таких режимах падает выработка электроэнергии на мини-ТЭЦ и резко возрастают сроки окупаемости проекта. На рис. 3.1.11 показаны зависимости коэффициента использования установленной электрической мощности (КИУМ) и стоимости 1 кВт·ч выработанной электроэнергии на мини-ТЭЦ от установленной электрической мощности газопоршневых когенераторов. Наиболее эффективным с точки зрения использования установленной мощности ГПА и обладающим наименьшей стоимостью 1 кВт·ч выработанной электроэнергии является вариант с установкой одного ГПА для покрытия нагрузки ГВС. При установке ещё одного ГПА для покрытия минимального теплового потребления на отопление КИУМ резко снижается (на 50 %), а себестоимость незначительно возрастает на 9 %. Дальнейшее увеличение установленной электрической мощности на мини-ТЭЦ приводит к резкому увеличению себестоимости и незначительному падению КИУМ. Таким образом в случае изношенности водогрейных котлов и необходимости их разгрузки и уменьшения числа часов работы наиболее целесообразными являются варианты с установкой одного когенератора для покрытия среднесуточной нагрузки ГВС или двух ─ для покрытия среднесуточной нагрузки ГВС и минимального теплового потребления на отопление в зависимости от приоритетного показателя. Таблица 3.1.2. Результаты расчёта технико-экономических показателей тепловых схем мини-ТЭЦ Продолжение табл. 3.1.2. УвеличеЧисло чание лими- Годовой коГодовая высов исУстановленная та газа по работка эффициент пользова№ мощность (без Годовой рассравнению использоваэлектрония устап/п учёта резерва), ход газа, м3 с котель- ния топлива, энергии, новленной кВт ной, % % МВт·ч мощности, ч 1 1285 11 150 8 677 7 711 200 26,2 81,28 2 4139 20 300 4 905 8 697 600 42,4 82,08 3 5851 25 800 4 410 9 288 000 52,0 82,51 4 7000 29 460 4 213 9 684 000 58,5 82,73 64 № п/п Установленная мощность (без учёта резерва), кВт Годовая выработка электроэнергии, МВт·ч 5 6 7 8 9 10 11 12 13 7378,5 8278 9563 10848 12133 13418 14703 15988 23475 30 690 33 580 37 700 41 820 45 900 50 060 54 180 58 310 82 320 Число часов использования установленной мощности, ч 4 159 4 057 3 942 3 855 3 783 3 731 3 685 3 647 3 507 Годовой расход газа, м3 10 134 000 11 185 200 12 690 000 14 144 400 15 422 400 16 704 000 17 910 000 19 033 200 25 232 400 Продолжение табл. 3.1.2. Увеличение лими- Годовой коэффициент та газа по сравнению использовас котель- ния топлива, % ной, % 65,9 83,1 107,7 131,5 152,4 173,4 193,2 211,5 313,0 80,22 75,14 69,32 64,97 62,10 59,71 57,88 56,53 51,71 85 80 75 70 65 60 55 50 5000 10000 15000 20000 25000 Рис. 3.1.10. Годовой коэффициент использования топлива в зависимости от установленной мощности на мини ТЭЦ 65 100 1,19 90 1,14 80 1,09 1,04 70 0,99 60 0,94 50 0,89 40 5000 10000 15000 20000 0,84 25000 Рис. 3.1.11. Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) и стоимость 1 кВт·ч выработанной электроэнергии в зависимости от установленной мощности на мини ТЭЦ Результаты расчётов ориентировочных сроков окупаемости по каждому варианту приведены в таблице 3.1.3. Таблица 3.1.3. Результаты расчётов сроков окупаемости вариантов мини-ТЭЦ № варианта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Установленная мощность, МВт 1,29 4,14 5,85 7,00 7,38 8,28 9,56 10,85 12,13 13,42 14,70 15,99 23,48 Срок окупаемости проекта, лет 1,1 2,5 3,1 3,4 3,5 3,8 4,1 4,5 4,7 5,0 5,2 5,3 6,0 В случае значительной изношенности и необходимости замены водогрейных котлов возможно несколько вариантов перевода МГК в мини-ТЭЦ. Варианты отличаются единичной мощностью и количеством газопоршневых 66 когенераторов, работающих по переменной части графика отопительной нагрузки. Расчёт сроков окупаемости вариантов выполнен для случаев, когда котлы не демонтируются и используются в качестве резерва, и когда резервирование тепловой мощности будет осуществляться газопоршневыми когенераторами (случай демонтажа обоих котлов). Результаты расчёта технико-экономических показателей вариантов миниТЭЦ в случае значительной изношенности водогрейных котлов приведёны в таблице 3.1.4. Сравнение вариантов по срокам окупаемости приведено на рис. 3.1.11. Расчёты показали, что в случае значительной изношенности и необходимости замены водогрейных котлов при резервировании тепловой мощности газопоршневыми когенераторами наиболее экономически целесообразными являются варианты начиная с установки 4-х и более ГПА, работающих по переменной отопительной нагрузке. При резервировании тепловой мощности уже имеющимися водогрейными котлами минимальный срок окупаемости достигается при установке одного ГПА. Таблице 3.1.4. Результаты расчёта технико-экономических показателей и сроков окупаемости вариантов мини-ТЭЦ при демонтаже всех водогрейных котлов Продолжение табл. 3.1.4 Варианты № п/п 1 2 3 4 1 2 3 1,3 МВт - 1 шт 1,3 МВт - 1 шт 1,3 МВт - 1 шт Состав оборудования 5,7 МВт - 1 шт 5,7 МВт - 1 шт 5,7 МВт - 1 шт 16,5 МВт - 1 шт 8,25 МВт – 2 шт 5,5 МВт- 3 шт Резервирование тепловой мощности уже имеющимися котлами (Все ГПА работают на номинальной мощности и включаются по мере увеличения отопительной нагрузки) Установленная мощ23,47 23,47 24,47 ность Капитальные вложения 582 056 582 056 582 056 (стоимость основных фондов) , тыс. руб. Выработано электриче75 739 000 56 537 000 51 087 262 ства, кВт·ч Выработано тепла., 47 000 47 000 47 000 Гкал 4 1,3 МВт - 1 шт 5,7 МВт - 1 шт 4,13 МВт - 4 шт 23,47 582 056 49 007 000 47 000 5 Расход газа, м3 18 986 400 14 173 200 13 262 400 12 286 800 7 Коэффициент использования топлива, % 65,42 74,73 75,95 80,37 8 Срок окупаемости, лет 6,1 9,3 11,2 11,7 67 Продолжение табл. 3.1.4 Варианты № п/п 1 2 3 4 5 6 1 2 3 4 1,3 МВт - 1 шт 1,3 МВт - 1 шт 1,3 МВт - 1 шт 1,3 МВт - 1 шт Состав оборудования 5,7 МВт - 1 шт 5,7 МВт - 1 шт 5,7 МВт - 1 шт 5,7 МВт - 1 шт 16,5 МВт - 1 шт 8,25 МВт – 2 шт 5,5 МВт- 3 шт 4,13 МВт - 4 шт Резервирование тепловой мощности резервными ГПА (старые котлы демонтируются) (Для снижения сроков окупаемости во время всего отопительного периода все ГПА работают на номинальной мощности) Мощность рабочая, 23,47 23,47 23,47 23,47 МВт Мощность резервная, 23,47 15,24 12,49 11,12 МВт Установленная мощ46,94 38,71 35,96 34,59 ность Капитальные вложения (стоимость основных 1 164 112 1 114 704 1 035 648 996 120 фондов) , тыс. руб. Выработано электриче75 739 000 75 739 000 75 739 000 75 739 000 ства, кВт·ч Выработано тепла., 47 000 47 000 47 000 47 000 Гкал 7 Расход газа, м3 18 986 400 18 986 400 18 986 400 18 986 400 8 Коэффициент использования топлива. % 65,4 65,4 65,4 65,4 9 Срок окупаемости, лет 30,6 23,5 18,9 17,0 35,0 Срок окупаемости проекта, лет 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Рис. 3.1.11. Сравнение сроков окупаемости вариантов мини-ТЭЦ при демонтаже всех водогрейных котлов 68