автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Оптимизация параметров энергоблоков угольных мини-ТЭЦ, работающих в автономных системах энергоснабжения

На правах рукописи

Сушко Светлана Николаевна

ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ УГОЛЬНЫХ МИНИ-ТЭЦ, РАБОТАЮЩИХ В АВТОНОМНЫХ СИСТЕМАХ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иркутск 2006

Работа выполнена в Институте систем энергетики им. Л.А.Мелентьева Сибирского отделения Российской Академии наук (ИСЭМ СО РАН) и в Иркутском государственном техническом университете (ИрГТУ)

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Александр Матвеевич Клер

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Степанов Владимир Сергеевич

кандидат технических наук Жарков Сергей Владимирович

Ведущая организация:

ЗАО «СибКОТЭС»

Защита состоится 26 декабря 2006 года в 11 часов на заседании диссертационного совета Д 003.017.01 при Институте систем энергетики им. Л.А.Мелентьева СО РАН по адресу: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН.

Отзыв на автореферат в двух экземплярах с подписью составителя, заверенный печатью организации, просим направлять по адресу диссертационного совета: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

Автореферат разослан ноября 2006 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 003.017.01

д.т.н., профессор

А.М. Клер

Актуальность проблемы. Значительная часть населенных пунктов нашей страны не имеет централизованного энергоснабжения, а обеспечивается теплом и электроэнергией от автономных (изолированных) энергоисточников. Это характерно для некоторых регионов Сибири, Дальнего Востока и Крайнего Севера. Тепловую энергию изолированные потребители получают от котельных, сжигающих местное или привозное твердое топливо, а электрическую энергию, во многих случаях, - от дизельных электростанций, работающих на дорогом привозном жидком топливе. Комбинированное производство тепла и электроэнергии является одним из способов повышения экономической и энергетической эффективности систем энергоснабжения. Поэтому в ближайшие годы можно ожидать достаточно массовое строительство паротурбинных мини-ТЭЦ, сжигающих местное твердое топливо и обеспечивающих потребителей тепловой и электрической энергией.

Тепловая и электрическая нагрузки паротурбинной установки (ПТУ) меняются в течение года. Особенностью работы мини-ТЭЦ, в отличие от крупных ТЭЦ, является то, что они покрывают как базовую, так и пиковую часть графика электрической нагрузки самостоятельно, поскольку работают вне системы централизованного электроснабжения.

При проектировании угольных паротурбинных мини-ТЭЦ используются паровые турбины и котлы, разработанные несколько десятилетий назад. Обоснование параметров этого оборудования проводилось без учета современных критериев экономической эффективности и современных соотношехшй между ценами на оборудование и топливо, а также без достаточно корректного учета режимов функционирования.

В связи с этим актуальной представляется задача оптимизации конструктивных и термодинамических параметров энергоблоков угольных мини-ТЭЦ с учетом переменного характера тепловых и электрических нагрузок.

Указанная задача может решаться для разных условий. Во-первых, решение задачи возможно для некоторых «типовых» условий функционирования, хорошо представляющих, фактические условия работы достаточно большого числа реальных мини-ТЭЦ. Во-вторых, задача может быть решена для условий функционирования конкретной мини-ТЭЦ. И в том, и в другом случае при проектировании конкретных станций решается задача выбора числа устанавли-

ваемых на них энергоблоков, и оптимизируются параметры системы теплоснабжения.

Поиск оптимальных параметров энергоблоков угольных мини-ТЭЦ с учетом переменных режимов функционирования необходимо вести с помощью методов математического моделирования и оптимизации с использованием современных компьютерных технологий. Вопросам применения математического моделирования и оптимизации, направле1шым на повышение экономической и энергетической эффективности теплоэнергетических установок, посвящены труды значительного числа ученых: Андреева П.А., Андрющенко А.И., Боров-кова В.М., Вульмаца Ф.А., Декановой Н.П., Каплуна С.М., Клера A.M., Левен-таля Г.Б., Мелентьева Л.А., Наумова Ю.В., Ноздренко Г.В., Палагина А.А., По-пырина Л.С., Хорькова Н.С., Шубенко-Шубина Л.А., El-Masri М.А., Grkovic V., TofTolo А. и др. Выполнены работы по автоматизированному проектированию тепловых схем электростанций, моделированию переменных и стационарных режимов их работы. Разработаны эффективные методы оптимизации параметров энергоустановок. Выполнены многочисленные исследования паротурбинных, парогазовых установок, атомных электростанций.

Вместе с тем разработанные методики оптимизации параметров энергоустановок либо не достаточно корректно учитывают режимы их работы, либо при учете режимов используют подробные математические модели, требующие больших затрат вычислительных ресурсов и ухудшающие сходимость итерационных процессов оптимизации.

Целью настоящей диссертационной работы является разработка методики оптимизации конструктивных и термодинамических параметров энергоблока паротурбинной мини-ТЭЦ с учетом переменных условий ее функционирования; разработка математической модели угольного паротурбинного энергоблока для исследования ТЭЦ малой мощности; выполне1ше оптимизационных расчетов угольного паротурбинного энергоблока с учетом переменных графиков тепловых и электрических нагрузок при различных сочетаниях цен на топливо и оборудование.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и вынесены на защиту следующие результаты.

1. Методика согласованной оптимизации конструктивных и термодшими-ческих параметров энергоблока паротурбинной мини-ТЭЦ с учетом перемен-

ных условий ее функционирования, основанная на использовании линеаризации зависимостей выходных параметров модели поверочного расчета от ее входных параметров.

2. Математическая модель угольного паротурбинного энергоблока, позволяющая проводить конструкторский расчет и согласованную с ним серию поверочных расчетов.

3. Результаты оптимизационных технико-экономических исследований угольного паротурбинного энергоблока с учетом переменных графиков тепловых и электрических нагрузок при различных сочетаниях цен на топливо и оборудование.

Практическая ценность работы заключается в возможности использования разработанного методического подхода на стадии проектирования новых угольных паротурбинных мини-ТЭЦ или при реконструкции существующих котельных в ТЭЦ малой мощности.

Апробация работы. Результаты диссертационных исследований обсуждались: на Всероссийской конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» (Иркутск, ИрГТУ, 2004-2006 гг.), на XXXV- XXXVI конференциях-конкурсах научной молодежи ИСЭМ СО РАН (Иркутск, 2005 г., 2006 г.); на Всероссийской конференции «Энергетика России в XXI веке: развитие, функционирование, управление» (Иркутск, 2005

г-)-

Публикации. Основное содержание диссертации отражено в 7 печатных работах.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы (124 наименования) и приложения. Общий объем составляет 130 стр., в том числе 20 рисунков и 13 таблиц, список литературы - 13 стр. и приложение - 27 стр.

Во введении обоснована актуальность решаемой в диссертации проблемы, определена цель работы, ее практическая значимость, научная новизна, а также дано краткое содержание работы.

В первой главе представлена методика оптимизации параметров энергоблока угольной мини-ТЭЦ с учетом переменных режимов функционирования.

Задача оптимизации параметров энергоблока угольной паротурбинной мини-ТЭЦ состоит в том, чтобы найти такой набор расходных и термодинамиче-

ских параметров, определяющих конструктивные характеристики турбоуста-новки и котла, и параметров, определяющих работу энергоблока в характерных режимах, при которых обеспечивается требуемый потребителю отпуск тепла и электроэнергии и достигается максимальная экономическая эффективность угольной мини-ТЭЦ.

Экономическая эффективность энергоблока паротурбинной мини-ТЭЦ определяется необходимыми капиталовложениями и энергетической эффективностью. Энергетическая эффективность (расход топлива на котел при заданном отпуске тепловой и электрической энергии) зависит от конструктивных и термодинамических параметров установки. Причем для определения энергетической эффективности в течение расчетного периода (года) необходимо учитывать переменный график нагрузок, т.е. рассматривать работу мини-ТЭЦ в нескольких характерных режимах с соответствующей продолжительностью работы ТЭЦ в каждом режиме.

В качестве критерия экономической эффективности может быть использована внутренняя норма возврата капиталовложений (IRR) при заданных ценах тепла и электроэнергии. Или может решаться обратная задача — минимизация цены отпускаемой энергии (тепловой и электрической) при заданной норме возврата капиталовложений. При этом задается коэффициент пропорциональности между ценами тепла и электроэнергии. При заданных отпусках тепловой и электрической энергий обратная задача фактически сводится к минимизации выручки от реализации отпускаемой потребителям энергии (суммарной стоимости тепловой и электрической энергий) при заданной внутренней норме возврата капиталовложений. Предпочтительнее представляется вариант с заданной внутренней нормой возврата капиталовложений, так как задать обоснованное значение IRR проще, чем обосиовашгую цену тепловой и электрической энергии.

Для режима с максимальными тепловой и электрической нагрузками проводится конструкторский расчет, т.е. при заданных расходах рабочих тел и их термодинамических параметрах определяются конструктивные характеристики элементов энергоблока. Для остальных характерных режимов проводится поверочный расчет, когда при заданных конструктивных характеристиках (полученных из конструкторского расчета) и заданных внешних нагрузках определяются термодинамические параметры и расходы рабочих тел. В результате

конструкторского расчета определяются капиталовложения в установку. В результате поверочных расчетов — годовой расход топлива и топливные издержки.

В формализованном виде постановка задачи оптимизации энергоблока мини-ТЭЦ на минимум суммарной стоимости тепловой и электрической энергий при заданной норме возврата капиталовложений с учетом переменных графиков тепловых и электрических нагрузок имеет следующий вид:

min Степ (1)

С ,х .I-1...W

теп к i

при условиях Нк (хк ,ук, ук) = 0, (2)

BK=fK(xK,yK,yK\ О)

=Фк(хк>Ук>Ук\ (4)

Gbfo.Jb.rJJsO, (5)

^эл =: ^эл^теп» (ß)

х*_^хк£хк, (?)

Н^.у^.у^-О. (8)

Bt (9)

(Ю)

Х^Х, <Х~/ = 1,...АГ, (11)

(12)

N (13)

В год =ВкТк + SA Ti> i=1

N C14)

i=1

N (151

nUl{fl„,Q^ZCn..CmtKta.,<p) = IRR,t (16)

где Степ - цена тепловой энергии; хк - вектор независимых оптимизируемых параметров, определяющих конструктивные характеристики установки (исходные данные для конструкторского расчета); х, - вектор оптимизируемых параметров в 1-м режиме (индексом i обозначаются параметры, относящиеся к режимам, в которых проводятся поверочные расчеты); N - число режимов, в которых проводятся поверочные расчеты (общее число характерных режимов

7^+1); Нк - векторная тк -мерная функция ограничений-равенств при конструкторском расчете; ук - пк -мерный вектор вычисляемых параметров при конструкторском расчете; ук - вектор исходных данных, определяющих внешние условия работы мини-ТЭЦ при конструкторском расчете; Вк - часовой расход топлива при конструкторском расчете; SK - вектор конструктивных характеристик установки; GK - 1К -мерная векторная функция ограничений-неравенств при конструкторском расчете; Сэл - цена электроэнергии; кш - коэффициент пропорциональности; //,• - векторная тр -мерная функция ограничений-равенств поверочных расчетов; х, - вектор оптимизируемых параметров в i-ы режиме; у{ - пр -мерный вектор зависимых параметров поверочного расчета в /-м режиме; yt - вектор исходных данных для поверочного расчета, определяющих вненпте условия работы мини-ТЭЦ; В, - часовой расход тошпша в г'-м режиме; G, - /^-мерная векторная функция ограничений-неравенств в i-м режиме; - капиталовложения в установку; dya - вектор удельных стоимостей элементов оборудования ТЭЦ; ВТоа - годовой расход топлива; <2ГОД - годовая теплонроизводительность мини-ТЭЦ; QK - часовая теплопроизводительность установки в конструкторском расчете; Qt - часовая теплопроизводительность установки в /-м режиме; Тк - продолжительность режима, для которого проводится конструкторский расчет; Г, — продолжительность /-го режима; Эгод - годовой отпуск электроэнергии; IVк - полезная мощность мини-ТЭЦ в конструкторском расчете; Wi - полезная мощность мини-ТЭЦ в /-м режиме; IRR -внутренняя норма возврата капиталовложений; IRRZ - заданное значение внутренней нормы возврата капиталовложений; ф - вектор параметров, определяющих условия кредитования и налогообложения.

В настоящей работе используется новый подход к решению строгой задачи согласованной оптимизации конструктивных и режимных параметров энергоблока угольной мини-ТЭЦ, разработанный автором совместно с А.М.Клером и А.Ю.Маринченко. Суть его состоит в проведении нескольких оптимизационных расчетов с использованием адаптируемой модели установки, ориентированной на проведение поверочного расчетов. В первом оптимизационном расчете в этой модели используются зависимости, полученные в результате линеа-

ризации зависимостей выходных параметров модели поверочного расчета от входных параметров в исходной точке. На втором шаге в модель добавляется аналогичная линейная зависимость, полученная в оптимальной точке первого оптимизационного расчета, на третьем шаге - линейная зависимость, полученная в оптимальной точке второго оптимизационного расчета и т.д. Указанные точки являются базовыми. Зависимости между выходными и входными параметрами модели в текущей точке определяются как линейная комбинация ли-неаризаций в базовых точках с коэффициентами, определяемыми специальной функцией «расстояния» между базовыми точками и текущей точкой. За несколько шагов такого процесса получается достаточно хорошая зависимость выходных параметров модели поверочного расчета от ее входных параметров. Эта модель, с одной стороны, является простой, требует малых затрат машинного времени и не создает погрешностей (шумов), обусловленных итерационными методами решения больших систем нелинейных алгебраических и трансцендентных уравнений, с другой, - хорошо совпадает с точной моделью вблизи решения точной задачи оптимизации. Это и обеспечивает эффективность подхода.

В формализованном виде упрощенная адаптируемая модель описывается следующими соотношениями.

Имеются базовые точки г', /=},..,М, в которых для некоторой функции

Имеется текущая точка г', в которой необходимо определить значение функции /'. Определяются «расстояния» между текущей точкой г' и точками г1, /=1,.., М, из выражения

где , — 1-ые компоненты вектора г в текущей и базовой точках.

Функция «расстояние» учитывает не только разность координат векторов г* и г', но и величину влияния каждой компоненты вектора 2 на функцию/. Определяются коэффициенты с1 и а, из выражений

/(¿} были определены частные производные ■ ^ , (/=7,..,Л0 и значения функ-

дг,

ЦИИ /(2')=/'.

(17)

А

СХ1=-7Г-, (19)

2>| 1=1

как видно, чем «ближе» г' к г' (т.е., чем ближе Р1 к нулю), тем ближе а1 - к единице. Очевидно, что а, отвечают условиям 0 ^ а, < 1, ]Гаг( = 1.

1»Г

Текущее значение функции /' (при г равном г') определяется из выражения

УИл,

I * ^

(20)

Из (17 - 20) следует, что, чем ближе г' к г' ,тем ближе /'к /'.

Анализ выражений (1) - (16) показывает, что точная математическая модель, ориентированная на поверочный расчет ПТУ в /-м режиме, может быть представлена в виде следующих векторных функций:

(21)

С, (22)

где вектор Ц включает вычисляемые характеристики /-го режима (расход топлива и электроэнергии на собственные нужды), необходимые для определения целевой функции.

В общем виде выражения (21), (22) могут бьггь заменены на:

(23)

-»■ЙМЗ

Проводя расчет каждой компоненты вычисляемой вектор-функции в текущей точке X, из выражений (17) - (20), определим ее текущее значение на основе упрощенных зависимостей:

Ъ-Щ). (24)

В результате решение одной сложной оптимизационной задачи заменяется решением последовательности гораздо более простых оптимизационных задач, в которых исходные системы нелинейных уравнений в выражениях (8) — (10) заменяются на простые зависимости (24). После решения очередной (у-й) оптимизационной задачи в состав базовых точек упрощенных моделей добавляются вектора Л*, соответствующие значениям параметров и х( в точке решения у й задачи.

Процесс решения последовательности задач прекращается, если в точке решения очередной оптимизационной задачи погрешности вычисления всех векторных функций G^ и из выражений (24) по сравнению с их определением из выражений (8) - (10) оказываются ниже заданных максимальных погрешностей.

Как показал опыт оптимизации ПТУ, решение последовательности упрощенных оптимизационных задач требует в 5 - 10 раз меньше машинного времени по сравнению с решением одной сложной оптимизационной задачи. Причем, во многих случаях, из-за плохой сходимости оптимизационного процесса удовлетворительное решение последней не может быть получено.

Вторая глава посвящена описанию разработанной автором комплексной математической модели энергоблока угольной паротурбинной мини-ТЭЦ, ориентированной на проведение конструкторского и серии поверочных расчетов.

При разработке математических моделей конструкторского и поверочного расчетов энергоблока угольной паротурбинной мини-ТЭЦ был использован программно-вычислительный комплекс «Система машинного построения программ» (СМПП), созданный в ИСЭМ СО РАН. При моделировании были использованы разработанные ранее в ИСЭМ математические модели элементов. Кроме того, автором были разработаны математические модели конструкторского и поверочного расчетов поверхностного охладителя пара котла и поверочного расчета отсека (регулирующей ступени) паровой турбины на языке СМПП, которые включены в библиотеку моделей системы машинного построения программ.

Представленный в первой главе диссертации методический подход может применяться для решения задачи оптимизации конструктивных и режимных параметров паротурбинной мини-ТЭЦ с различными технологическими схемами. В данной диссертационной работе рассматривается наиболее типичная схема энергоблока угольной паротурбинной ТЭЦ (рис. 1).

Для построения математической модели установки была разработана расчетная схема, которая отличается от технологической тем, что каждый элемент схемы должен иметь математическую модель, а каждой связи между элементами схемы должна соответствовать информационная связь между моделями. На этой схеме были выделены две части, связи между которыми немногочисленны. Это котел и паротурбинная установка. Для каждой части была построена

своя математическая модель отдельно конструкторского и поверочного расчетов. Затем была произведена взаимоувязка математических моделей частей энергоблока между собой.

Рис. 1 Технологическая схема энергоблока паротурбинной мини-ТЭЦ 1 - топка; 2 - барабан котла; 3, 4 - 2 ступени пароперегревателя; 5, 7 - 2 ступени воздухоподогревателя; б, 8 - 2 ступени водяного экономайзера; 9 - охладитель пара; 10 - дымосос; 11-дутьевой вентилятор; 12 - РОУ; 13, 14, 15, 16 - отсеки турбины; 17 - конденсатор турбины; 18 - ПНД; 19 - ПВД; 20 - деаэратор; 21 - сетевой подогреватель; 22 - пиковый подогреватель; 23 - питательный насос; 24, 25 - конденсатные насосы; 26 - циркуляционный насос; 27 — сетевой насос.

Математическая модель конструкторского расчета энергоблока включает 671 входной (задаваемый) параметр, 678 выходных (вычисляемых) параметров, для двенадцати из которых требуется задать начальные приближения. К входным параметрам относятся температура и давление острого пара, давление в конденсаторе, давление в отборах и другие параметры рабочего тела и теплоносителей. Конструкторский расчет направлен на определение площадей тепло-обменных поверхностей нагрева; массы металла; мощностей отдельных отсеков паровой турбины; мощностей приводов насосов; расходов и термодинамических параметров продуктов сгорания, воды и пара в различных точках схемы и др.

Математическая модель поверочного расчета энергоблока мини-ТЭЦ включает 651 входной параметр, 585 выходных параметров, для восемнадцати из которых требуется задать начальные приближения. К входным параметрам поверочного расчета относятся площади поверхностей, термодинамические параметры пара и расходы пара по отсекам в номинальном режиме, тепловые и

электрические нагрузки внешних потребителей и т.д. К выходным параметрам поверочных расчетов относятся параметры рабочего тела и теплоносителей в разных точках схемы.

Поверочные расчеты должны проводиться для установки, конструктивно-компоновочные характеристики которой получены в результате конструкторского расчета. Для этого должна быть организована передача выходных данных конструкторского расчета в массив входных данных серии поверочных расчетов. Схема передачи данных в комплексной математической модели угольного энергоблока представлена на рис. 2.

Рис. 2 Схема передачи данных в комплексной математической модели угольного энергоблока Индивидуальными исходными данными, характерными для каждого режима являются: продолжительность данного режима в течение года, тепловая и электрическая нагрузки, расходы и температуры сетево'й воды. Входными данными для экономического расчета являются: заданная внутренняя норма воз-

врата капиталовложений, стоимость топлива, удельные стоимости элементов оборудования ТЭЦ.

В результате завершения конструкторского и поверочных расчетов в комплексной модели расчета энергоблока определяются технико-экономические показатели: годовой расход топлива, капиталовложения в установку (при принятых удельных стоимостях), стоимость единицы отпускаемого тепла и единицы электроэнергии.

Суммарные капиталовложения в установку определяются из выражения: ^уст +Лгп-^П +М •км)-(\+амонт ХХ + а^ + В-кв +КС, (25)

где N — номинальная электрическая мощность энергоблока; кы - удельная стоимость электрической мощности энергоблока; Ып - потребляемая мощность оборудования энергоблока; к„п — удельная стоимость потребляемой мощности

оборудования; - площадь теплообменных поверхностей оборудования энергоблока; к3 — удельная стоимость теплообменной поверхности оборудования; М - масса металла оборудования энергоблока; км - удельная стоимость затраченного металла; атот - доля затрат на монтаж; апр - доля стоимости прочего (неучтенного в математической модели) оборудования; В — часовой расход топлива; кв - удельная стоимость оборудования энергоблока, цена которого зависит от расхода топлива; Кс — стоимость строительной части.

Исследования рассматриваемого энергоблока паротурбинной. мини-ТЭЦ проводились с помощью блока решения оптимизационных задач, имеющегося в составе СМГШ-ПК. Блок позволяет пользователю сформировать задачу оптимизации - назначить состав оптимизируемых параметров и диапазон их изменения, задать целевую функцию (критерий оптимальности), назначить систему ограничений-неравенств, указать требуемую точность решения задачи.

В качестве оптимизируемых параметров конструкторского расчета назначены: расход топлива, давление и энтальпия острого пара, энтальпии воды после водяного экономайзера I и II ступени, энтальпия пара после пароперегревателя I ступени, расход воды на регулирование температуры перегретого пара, температуры воздуха после воздухоподогревателя I и II ступени, давления пара в регулируемых и нерегулируемых отборах, давление в конденсаторе, энтальпия и давление пара на выходе из РОУ и др. В поверочных расчетах оптимизи-

руются: коэффициент избытка воздуха в топке, расход топлива, расход воды на регулирование температуры перегретого пара в поверхностном охладителе, давление пара в регулирующем отборе на основной подогреватель сетевой воды, коэффициент дросселирования пара основного подогревателя, коэффициент дросселирования пара пикового подогревателя сетевой воды, расход охлаждающей воды через конденсатор.

В качестве ограпичений-неравснств в конструкторском и поверочных расчетах учитываются ограничения на температуру и механическое напряжение металла труб поверхностей нагрева котла, на неотрицательность расходов теплоносителей через элементы технологической схемы, на расход пара в конденсатор, на температуру газов на выходе из топки, на расходы пара через отсеки, па неотрицательность концевых температурных напоров теплообменников и др.

Третья глава посвящена результатам оптимизационных исследований энергоблока паротурбинной мини-ТЭЦ, отпускающей тепловую и электрическую энергию по графикам нагрузок, характерным для горно-обогатительных предприятий. ТЭЦ покрывает отопительную нагрузку и нагрузку горячего водоснабжения. Отпуск тепла производится в виде горячей воды по температурному графику 150/70°С. Система горячего водоснабжения закрытая. Следует отметить, что для горно-обогатительных предприятий характерным является практически постоянное значение электрической нагрузки в течение суток и небольшое ее сезошюе изменение (уменьшение нагрузки в летний период).

При оптимизации энергоблока угольной мини-ТЭЦ выделяются 4 характерных режима работы. Тепловые и электрические нагрузки внешних потребителей в этих режимах, а также их продолжительность представлены в табл. 1. В первом режиме проводился конструкторский расчет установки, а в остальных -поверочные расчеты.

Общее число оптимизируемых параметров единой комплексной модели расчета паротурбинного энергоблока равно 37, общее число ограшхчений-неравенств - 297.

Оптимизация проводилась по критерию минимума суммарной стоимости тепловой и электрической энергий при заданной внутренней норме возврата капиталовложений, равной 14%. Коэффициент пропорциональности между ценами тепловой и электрической энергии принимался равным 0,001 Гкал/кВт-ч.

Принятые при определении капиталовложений удельные стоимости элементов оборудования угольной ПТУ представлены в табл. 2. Расчеты проводились при разных значениях цены топлива - от 20 до 150 дол./т у.т. Кроме того, были выполнены два предельных оптимизационных расчета по критериям минимума

годового расхода топлива и минимума капиталовложений.

Таблица 1

Нагрузки энергоблока в характерных режимах_

Номер характерного режима

Режим с Режимы с частичными

Наименование макс, нагрузками нагрузками

1 2 3 4

Годовая продолжительность режима, ч 60 2100 3526 3074

Электрическая нагрузка внешних

потребителей, МВт 10,0 9,0 8,5 8,0

Тепловая нагрузка внешних

потребителей, ГДж/ч 20,95 14,39 10,47 4,07

Средняя температура наружного Неотопит.

воздуха, °С -38 -20,9 -8,9 период

Расход сетевой воды, кг/с 17,36 17,36 17,36 9,3

Температура прямой сетевой воды, °С 150 110 85 70

Температура обратной сетевой воды, °С 70 55 45 41

Таблица 2

Показатели стоимости элементов оборудования__

Наименование Значение

Удельная стоимость металла трубных поверхностей нагрева котлоагрегата,

ТЫС.ДОЛ./Т 4,0

Удельная стоимость воздухоподогревателя, дол./м2 40,0

Удельная стоимость металла конденсатора турбины, тыс.дол./т 3,5

Удельная стоимость металла подогревателей, тыс.дол./т 3,0

Удельная стоимость паровой турбины, долУкВт 60,0

Удельная стоимость насосов, долУкВт 60,0

Удельная стоимость систем, зависящих от расхода топлива, тыс.дол./(т/ч) 520,0

Стоимость строительства (постоянная для всех вариантов), тыс .дол. 4000,0

Поскольку в работе применяется новая методика оптимизации параметров ТЭУ с учетом переменных условий функционирования, основанная на использовании адаптируемых моделей ТЭУ, не имеющая строгого математического обоснования, то целесообразным является анализ итерационного процесса оптимизации с целью обоснования его эффективности.

На рис. 3 графически показаны значения ограничений по шагам оптимизации в упрощенных и точных расчетах на примере отклонения от заданной электрической монщости в расчете по критерию минимума суммарной стоимости

тепловой и электрической энергий при цене топлива 100 дол./т у.т. (2-4 режимы). В данном расчете для достижения оптимальной точки понадобилось 8 шагов оптимизации. Дальнейшее увеличение числа шагов не приводит к уточнению оптимального решения. На графиках видна хорошая сходимость значений параметров в упрощетшх и точных расчетах вблизи решения задачи оптимизации, что свидетельствует об эффективности процесса оптимизации. ...

Некоторые результаты оптимизационных расчетов для режима с максимальными нагрузками представлены в табл. 3, для режимов с частичными нагрузками - в табл. 4, а итоговые технико-экономические показатели энергоблока - в табл. 5. В указанных таблицах представлены 4 варианта расчетов: 1 вариант - по критерию минимума годового расхода топлива; 2 вариант - по критерию минимума суммарной стоимости тепловой и электрической энергий при заданной норме возврата капиталовложений (при заданной цене топлива 100 дол./т у.т.); 3 вариант - то же, что и 2 вариант, но при цене топлива 60 дол./т у.т. и 4 вариант - по критерию минимума капиталовложений.

1 2 3 4 6 6 7 номер шага оптимизации

2 3 4 5 номер шага оптимизации

-точный расчет -упрощений расчет

2 3 4 5 6 номер шага оптимизации

Рис. 3 Значения ограничений на отпускаемую электрическую мощность по шагам оптимизации в упрощенных и точных расчетах (2-4 режим)

Результаты оптимизационных расчетов в режиме с максимальными нагрузками (режим 1)_____

Наименование Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4

Давление острого пара, МПа 5,03 5,55 5,59 5,7

Температура острого пара, °С 505 510 510 515

Давление в конденсаторе, кПа 6,67 5,37 4,55 3,45

Давление пара в отборах, МПа: на ПНД 0,052 0,059 0,063 0,062

на ПСВ 0,274 0,238 0,279 0,292

наПВД 0,867 0,792 0,785 0,797

Давление пара, идущего от РОУ

на пиковый подогреватель, МПа 0,574 0,557 0,557 0,550

Расход топлива, кг/с 1,960 1,739 1,729 1,710

Паропроизводителыюсть котла, кг/с 13,29 11,72 11,56 11,08

Энтальпия питательной воды, кДж/кг 713 697 696 698

Энтальпия воды на выходе из 2 ступени

водяного экономайзера, кДж/кг 1043 1039 1046 1015

Энтальпия пара на входе в пиковый

подогреватель, кДж/кг 2674 2725 2593 2924

Температура воздуха на выходе из

1 ступени воздухоподогревателя, °С 162 135 134 137

Температура воздуха на выходе из

2 ступени воздухоподогревателя, °С 274 241 224 198

Температура уходящих газов, °С 146 142 149 198

КПД котлоагрегата, % 92,10 92,47 91,99 89,48

Как видно из результатов расчетов, варианты, полученные в результате оптимизации по критерию минимума суммарной стоимости тепловой и электрической энергий (2,3) отличаются от предельных (1,4). Вариант 1 имеет минимальный годовой расход топлива, соответственно, максимальный КПД» а вариант 4 - минимальные капиталовложения и максимальный расход топлива.

Следует отметить, что во всех вариантах оптимальные значения температуры, давления острого пара и давления пара в отборах турбины мало отличаются. Оптимальные начальные параметры в расчетах по критерию минимума суммарной стоимости энергий находятся на уровне 5,5-5,6 МПа и 505-515°С. Это объясняется принятыми для турбин малой мощности значениями ограничения на давление острого пара и ограничением на температуру металла стенок труб выходных ступеней пароперегревателя. Для достижения энергетической эффективности начальные параметры паротурбинного цикла всегда стремятся в сторону увеличения.

Результаты оптимизационных расчетов в режимах с частичными нагрузками (режимы 2-4)

Наименование Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант4

Номер режима Номер режима Номер режима Номер режима

2 3 4 2 3 4 2 3 4 2 3 4

Расход топлива, кг/с 1,598 1,449 1,239 1,565 1,450 1,357 1,568 1,450 1,372 1,904 1,601 1,603

Давление острого пара, МПа 5,09 5,13 5,16 5,57 5,59 5,62 5,61 5,65 5,66 5,67 5,70 5,70

Давление пара на ПСВ, МПа 0,146 0,146 0,049 0,195 0,191 0,206 0,206 0,1% 0,234 0,273 0,266 0,273

Расход охлаждающей воды, кг/с 274 363 429 249 224 349 146 182 297 227 137 300

Паропроизвод-ть котла, кг/с 11,50 10,24 9,02 11,14 10,38 9,72 11,47 10,37 9,97 12,98 11,28 11,53

Энтальпия питат. воды, кДж/кг 717 699 669 733 722 711 734 721 714 749 743 745

Энтальпия острого пара, кДж/кг 3303 3329 3244 3332 3311 3303 3268 3308 3267 3327 3273 3241

Температура острого пара, °С 445 456 421 460 452 448 434 451 434 459 437 424

Температура уходящих газов,°С 127 125 113 135 130 127 135 136 130 211 191 186

КПД котлоагрегата, % 92,79 92,67 93,47 92,27 92,41 92,55 92,50 92,27 92,50 87,65 88,89 89,50

Таблица 5

Технико-экономические показатели вариантов_

Наименование Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4

Годовой расход топлива, т у.т. 30542 31223 31381 36145

Капиталовложения, млпдол. 9,335 8,806 8,748 8,675

Цена тепловой энергии, долУГДж (долУГкад) 14,16* (59,31)* 13,98 (58,53) 10,77 (45,09) 15,09* (63,20)*

Цена электроэнергии, цент/кВт-ч 5,93* 5,85 4,51 6,32*

Годовой отпуск электроэнергии, млн.кВт-ч 74,063

Годовая теплопроизводительность, ГДж 80809

* - В данных вариантах цена тепла и электроэнергии получена при цене топлива, равной 100 дол./т у.т.

В табл. 6 представлены результаты оптимизационных расчетов по критерию минимума суммарной стоимости тепловой и электрической энергий доя заданной цены на топливо от 20 до 150 дол./т у.т. (тепловые и электрические нагрузки энергоблока одинаковы во всех расчетах). Из результатов расчетов видно, что в оптимальных вариантах с увеличением стоимости топлива уменьшается его годовой расход, и, в то же время, увеличиваются капиталовложения в установку.

Таблица б

Результаты оптимизационных расчетов по критерию минимума суммарной

стоимости тешювой и электрической энергий при разной цене топлива

Цена топлива, дол./т у.т. Цена тепла, дол./ГДж (дол/Ткал) Цена злекгроэнегии, цент/кВт-ч Годовой расход топлива, т у.т. Капиталовложения, МЛН.ДОЛ.

20 7,56 (31,64) 3,16 32122 8,690

40 9,17(38,39) 3,84 31605 8,721

60 10,77 (45,09) 4,51 31381 8,748

80 12,35 (51,75) 5,18 31349 8,756

100 13,98 (58,53) 5,85 31223 8,806

120 15,56 (65,17) 6,52 31205 8,809

140 17,16(71,85) 7,19 31173 8,813

150 17,98 (75,29) 7,53 31107 8,888

При различных сочетаниях цен на топливо и оборудование оптимальными будут различные сочетания годового расхода топлива и капиталовложений в установку. Зависимость между указанными величинами, на которой лежат все их возможные оптимальные сочетания, была построена следующим образом. Для заданного числа (в) значений годового расхода топлива на установку, равномерно расположенных в интервале, определяемом расходами топлива в вариантах 1 и 4, находятся минимальные капиталовложения. Для этого в систему ограничений-равенств задачи вводится дополнительное ограничение, требующее равенства годового расхода топлива его заданному значению. В результате в расчетов по критерию минимума капиталовложений в установку получается в точек, на основе которых строится указанная оптимальная зависимость. Такая зависимость для исследуемой паротурбинной установки представлена на рис.4.

Следует отметить, что сочетания годового расхода топлива и капиталовложений в установку, полученные в результате расчетов по критерию минимума суммарной стоимости тепловой и электрической энергий (см. табл. 6), хорошо «ложатся» на кривую, представленную на рис. 4. Эта кривая представляет

собой множество Паретто-оптимальных решений по критериям минимума го-

Рис.4 Зависимость минимальных капиталовложений в установку от годового расхода топлива

Для оценки влияния соотношения тепловой и электрической нагрузки на технико-экономические показатели энергоблока проведен оптимизационный расчет по критерию минимума суммарной стоимости энергий при заданной норме возврата капиталовложений 14% с увеличенной в 2 раза теплофикационной нагрузкой (1 режим - 41,9 ГДж/ч, 2 режим - 28,78 ГДж/ч, 3 режим - 20,93 ГДж/ч, 4 режим - 8,136 ГДж/ч). При этом изменяется расход сетевой воды (1, 2, 3 режимы - 34,72 кг/с, 4 режим - 18,6 кг/с). Электрическая нагрузка и прочие условия остались прежними (см. табл.1). В данном расчете принята цена топлива 100 дол./ту.т.

Увеличение теплофикационной нагрузки в 2 раза (по сравнению с вариантом 2) привело к увеличению паропроизводительности котельного агрегата в номинальном режиме почти на 14%, увеличился часовой расход топлива во всех режимах. Годовой расход топлива вырос на 4,7%. Увеличение паропроизводительности котла 'привело к увеличению теплообменных поверхностей, мощности электрооборудования, что дало рост капиталовложений в установку на 6,3%. Следует подчеркнуть, что в результате роста тепловой нагрузки получен положительный экономический результат - снижение стоимости тепловой и электрической энергии на 12,7%.

С использованием разработанной математической модели энергоблока проведены поверочные расчеты установки на «стандартных» параметрах (при давлении острого пара 3,43 МПа и температуре острого пара 435°С). При расчетах стоимости тепловой и электрической энергий принимались те же удельные стоимости на оборудование, что и во всех предыдущих расчетах, и цена на топливо 100 дол./т у.т. Прочие исходные данные для расчетов соответствуют табл.1. Сравнение идет с вариантом 2. В табл. 7 приведены некоторые результаты этих расчетов.

Таблица 7

Результаты расчетов энергоблока на «стандартных» параметрах в характерных режимах__

Наименование Номер режима

1 2 3 4

Давление пара в теплофикационном отборе, МПа Расход топлива, кг/с Паропроизводительность котла, кг/с Температура уходящих газов, °С КПД котлоагрегата, % 0,233 1,94 13,34 176 90,0 0,141 1,71 12,36 163 90,8 0,137 I,59 II,54 157 91,0 0,123 1,49 10,89 151 91Д

Ниже приводятся технико-экономические показатели энергоблока, полученные в данном расчете:

- годовой расход топлива, т у.т........................................................................................34308

- капиталовложения, млн.дол..........................................................................................9,068

- цена тепла, дол./ГДж (дол./Гкал)....................................... 14,95 (62,58)

- цена электроэнергии, цент/кВт-ч..............................................................................6,26

Сопоставление угольных паротурбшшых энергоблоков на оптимизированных и «стандартных» параметрах показало следующее.

Из-за увеличения параметров острого пара и снижения температуры уходящих газов в оптимальном варианте увеличился КПД энергоблока. Вследствие этого (при неизменной нагрузке) произошло снижение иаропроизводительности котла и снижение часового расхода топлива, в связи с чем уменьшились составляющие капиталовложений, зависящие от расхода топлива. С другой стороны, снижение температуры уходящих газов требует увеличения площадей поверхностей нагрева в конвективном газоходе котла, но по причине уменьшения количества передаваемого в котле тепла площади увеличились незначительно. В итоге капиталовложения в оптимизированный энергоблок снизились по сравнению с капиталовложениями в энергоблок со «стандартными парамет-

рами». Наряду со снижением годового расхода топлива это дало значительный экономический эффект - снижение цены отпускаемой энергии на 6,5%.

Основные результаты работы

1. Сформулирована задача согласованной оптимизации конструктивных и режимных параметров энергоблока угольной паротурбинной мини-ТЭЦ по критерию минимума суммарной стоимости тепловой и электрической энершй при заданной норме возврата капиталовложений с учетом переменного характера тепловых и электрических нагрузок в течение расчетного периода.

2. Разработана методика согласованной оптимизации конструктивных характеристик и режимов работы энергоблока мини-ТЭЦ, основанная на использовании линеаризации зависимостей выходных параметров модели поверочного расчета от входных параметров этой же модели.

3. Создана комплексная математическая модель энергоблока угольной паротурбинной мини-ТЭЦ, позволяющая проводить конструкторский (для режима с максимальными нагрузками) и серию поверочных (для остальных режимов) расчетов.

4. На основе разработанных методики оптимизации и комплексной математической модели проведены технико-экономические исследования энергоблока угольной паротурбинной мини-ТЭЦ, осуществляющей автономное энергоснабжение горно-обогатительного предприятия, по критериям минимума суммарной стоимости тепловой и электрической энергий, минимума годового расхода топлива, минимума капиталовложений. Получена оптимальная зависимость минимальных капиталовложений от годового расхода топлива. Для оценки влияния соотношения тепловой и электрической нагрузки на технико-экономические показатели энергоблока проведен оптимизационный расчет с увеличенной тепловой нагрузкой при неизменной электрической. Проведено сопоставление энергетической и экономической эффективности энергоблоков с оптимизированными и «стандартными» параметрами.

5. Методика оптимизации и математические модели, разработанные в диссертации, могут использоваться при разработке оборудования энергоблоков для угольных мини-ТЭЦ, а также при выполнении проектов конкретных мини-ТЭЦ.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Сушко С.Н., Клер A.M., Потанина Ю.М. Методика оптимизации параметров мини-ТЭЦ, работающих в автономных системах теплоснабжения// Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири: Материалы Всероссийской науч.-практ. конф. с междунар. участием. -Иркутск:ИрГТУ, 2004. -С. 176-181.

2. Сушко С.Н. Разработка комплексной математической модели расчета энергоблока паротурбинной мини-ТЭЦ// Системные исследования в энергетике: Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Вып. 35, Отв. ред. В.В. Токарев. -Иркутск, 2005. - С. 161-166.

3. Сушко С.Н., Маринченко А.Ю. Использование комплексной математической модели в исследовании работы мини-ТЭЦ с учетом переменных условий функционирования// Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири: Материалы Всероссийской науч.-практ. конф. с междунар. участием. - Иркутск: Изд. ИрГТУ, 2005. - С. 310-317.

4. Клер A.M., Маринченко А.Ю., Сушко С.Н. Оптимизация угольной паротурбинной установки малой мощности с учетом переменных условий ее функционирования// Энергетика России в XXI веке: развитие, функционирование, управление: Доклады Всероссийской конференции, 12-15 сентября 2005 г. ИСЭМ-Иркутск, 2005. - С. 807-818.

5. Клер А.М., Маринченко А.Ю., Сушко С.Н. Оптимизация паротурбинного энергоблока угольной мини-ТЭЦ с учетом переменных графиков тепловых и электрических нагрузок// Теплофизика и аэромеханика. — 2006. - т. 13, № 2. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, - с. 303-314.

6. Сушко С.Н. Исследования автономного энергоисточника - угольной мини-ТЭЦ с учетом переменных условий функционирования// Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири: Материалы Всероссийской науч.-практ. конф. с междунар. участием. - Иркутск: Изд. ИрГТУ, 2006. - С. 174- 184.

7. Сушко С.Н. Оптимизационные следования автономного энергоисточника -угольной мини-ТЭЦ// Вестник ИрГТУ, 2006. - №2 (26). - С. 9.

Подписано в печать 10.11.2006. Формат 60 х 84 / 16. Бумага офсетная. Печать офсетная. Усл. печ. л. 1,5. Уч.-изд. л. 1,75. Тираж 100 экз. Зак. 514. Поз. шина 23н.

ИД № 06506 от 26.12.2001 Иркутский государственный технический университет 664074, Иркутск, ул. Лермонтова, 83

ВВЕДЕНИЕ.

1. МЕТОДИКА ОПТИМИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ ЭНЕРГОБЛОКА УГОЛЬНОЙ МИНИ-ТЭЦ.

1.1.Постановка задачи оптимизации параметров энергоблока угольной мини-ТЭЦ.

1.2.Методический подход к решению задачи согласованной оптимизации конструктивных характеристик и режимов работы энергоблока мини-ТЭЦ.

2. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ЭНЕРГОБЛОКА УГОЛЬНОЙ

ПАРОТУРБИННОЙ МИНИ-ТЭЦ.

2.1 .Вопросы математического моделирования теплоэнергетических установок.

2.1.1. Математическая модель охладителя пара, ориентированная на конструкторский расчет.

2.1.2. Математическая модель охладителей пара, ориентированная на поверочный расчет.

2.1.3. Математическая модель отсека паровой турбины, ориентированная на поверочный расчет (регулирующая ступень).

2.2.Технологическая схема энергоблока угольной паротурбинной мини-ТЭЦ.

2.3.Расчетная схема угольного паротурбинного энергоблока

2.4.Математические модели конструкторского и поверочного расчетов энергоблока угольной паротурбинной мини-ТЭЦ.

2.5.Решение задачи оптимизации угольного паротурбинного энергоблока с помощью комплексной математической модели.

3. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПТИМИЗАЦИОННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

ЭНЕРГОБЛОКА УГОЛЬНОЙ МИНИ-ТЭЦ.

3.1.Исходные данные для оптимизационных исследований.

3.2. Анализ эффективности процесса оптимизации.

3.3.Результаты оптимизационных расчетов по критериям минимума суммарной стоимости тепловой и электрической энергий, минимума годового расхода топлива и минимума капиталовложений.

3.4.Определение оптимальной зависимости между минимальными капиталовложениями и годовым расходом топлива.

3.5.Результаты оптимизационного расчета по критерию минимума суммарной стоимости тепловой и электрической энергий с увеличенной тепловой нагрузкой.

3.6.Сопоставление экономической и энергетической эффективности угольных энергоблоков на оптимизированных и «стандартных» параметрах.

Актуальность работы

Одним из приоритетных направлений экономики России является развитие энергетики. В настоящее время ситуацию в сфере энергетики можно охарактеризовать как затяжной кризис. Значительная часть населенных пунктов нашей страны не имеет централизованного энергоснабжения, а обеспечивается теплом и электроэнергией от автономных (изолированных) энергоисточников. Это характерно для некоторых регионов Сибири, Дальнего Востока и Крайнего Севера. Тепловую энергию изолированные потребители получают от котельных, сжигающих местное или привозное твердое топливо, а электрическую энергию, во многих случаях, - от дизельных электростанций (ДЭС), работающих на дорогом привозном жидком топливе. Комбинированное производство тепла и электроэнергии является одним из способов повышения экономической и энергетической эффективности систем энергоснабжения. Поэтому в последние годы уделяется все большее внимание строительству паротурбинных мини-ТЭЦ, сжигающих местное твердое топливо и обеспечивающих потребителей тепловой и электрической энергией.

Можно привести ряд примеров. Предварительные исследования показали высокую экономичность двухблочной ТЭЦ мощностью 12 МВт на зырянском угле в населенных пунктах бассейна р. Колыма (Республика Саха (Якутия)) по сравнению с существующей раздельной схемой энергоснабжения (ДЭС плюс угольные котельные). Их относительная экономичность при стоимости дизельного топлива 216 - 432 дол./т, угля 29 - 43 дол./т. составляет 40 - 60%. Кроме того, при этом высвобождаются десятки транспортных средств (речных, морских танкеров, бензовозов), занятых перевозкой дальнепривозного дизельного топлива [1]. В Республике Саха (Якутия) планируется строительство угольных мини-ТЭЦ в поселках Черский, Сангар, Зырянка, Угольное, Депутатский, Джебарики-Хая [2-6].

В Корякском автономном округе строятся мини-ТЭЦ в окружном центре -поселке Палана и селе Корф. Помимо этих, программа развития региона предусматривает строительство еще трех аналогичных объектов в Оссоре, Тигиле и Манилах. Все пять мини-ТЭЦ, которые будут построены в Корякин, будут работать на бурых углях, добываемых из собственных корякских месторождений, что существенно снизит себестоимость оказываемых ими услуг. Кроме того, они дадут комбинированную выработку тепла и электроэнергии, а это даст возможность применять различные схемы энергоснабжения [7-11]. Перечень запланированных мероприятий на ближайшее время в Эвенкийском автономном округе включает строительство мини-ТЭЦ в поселках Тура и Байкит и комплекс работ по освоению угольного месторождения «Кораблик» [12, 13]. Рассматривается возможность строительства угольных мини-ТЭЦ и использования на них углей Крутогоровского месторождения в Камчатской области [14]. Научно-производственным предприятием ОАО «Малая энергетика» ведутся разработки вариантов сооружения автономных мини-ТЭЦ на базе местных угольных месторождений в Корякском и Эвенкийском автономных округах с различным составом основного оборудования. Предусматривается разработка новых типов оборудования, наиболее пригодных для использования в удаленных северных территориях страны [15].

Золотодобывающее предприятие «Артель старателей «Полярная»» (Чукотский автономный округ) имеет в своем составе несколько шахт, транспортные и ремонтные цеха, а также угольный разрез. Поэтому несколько лет назад была построена собственная мини-ТЭЦ, которая обеспечивает коллектив теплом и электроэнергией [16].

Золотодобывающей компанией «Полюс» ведется разработка Кокуйского месторождения каменного угля в Нижнем Приангарье. Здесь планируется построить мини-ТЭЦ мощностью 20-25 МВт для покрытия потребности рудников в электроэнергии. Запасы Кокуйского месторождения оцениваются в

300 млн. тонн. Раньше в регион ввозили уголь из Хакасии, что обходилось значительно дороже. Качественные характеристики местного угля не уступают черногорским углям. Запущен проект по переоборудованию самой крупной в районе котельной, расположенной на Северо-Ангарском горнометаллургическом комбинате, в мини-ТЭЦ, работающей на местном угле. Пока она законсервирована, комбинат, занимающийся добычей и обогащением магнезита и золота, работает на электроэнергии дизельной станции. Практически все дизельные электростанции региона закрываются, а сооружаются мини-ТЭЦ, работающие на местном угле [17].

Следует отметить, что сооружение угольных мини-ТЭЦ планируется не только для энергоснабжения изолированных потребителей, но и потребителей, расположенных в зоне действия централизованного энергоснабжения. ОАО Угольная компания «Южный Кузбасс» рассматривает возможность строительства мини-теплоэлектроцентрали мощностью 16 МВт в рамках реконструкции технологической котельной на углеобогатительной фабрике в г. Мыски на юге Кемеровской области. Окончательное решение будет зависеть от стоимости проекта. Если все же начнется строительство мини-станции, это будет уже второй проект подобного рода в Кузбассе. В 2003 году небольшой энергоблок на 3,5 МВт построила в Анжеро-Судженске «Кузбасская топливная компания», планируется построить второй блок на 5 МВт [18, 19].

При решении вопроса об эффективности строительства угольной мини-ТЭЦ в поселке Сангар в Якутии с тепловой нагрузкой 40 Гкал/ч и электрической нагрузкой 6 МВт ставился вопрос о выборе давления пара на входе в турбину. При увеличении начального давления возрастают требования к квалификации и ответственности обслуживающего персонала, но при этом можно заметно уменьшить потребление пара и установить четыре котла (КЕ-25-24 «Бийскэнергомаша») вместо пяти и соответственно уменьшить потребление топлива при одинаковой выработке тепловой и электрической энергии. В качестве турбин приняты блочные турбогенераторы П-1,5-24/7 конденсационные с регулируемым отбором пара), которые серийно выпускаются Калужским турбинным заводом [20].

Из вышесказанного можно сделать вывод о том, что в ближайшие годы можно ожидать достаточно массовое строительство угольных мини-ТЭЦ.

Следует отметить, что все указанные проекты основаны на использовании паровых турбин и котлов, разработанных в 50-е - 60-е годы прошлого века. Обоснование параметров этого оборудования проводилось без учета современных критериев экономической эффективности и современных соотношений между ценами на оборудование и топливо, а также без достаточно корректного учета режимов функционирования.

В связи с этим актуальной представляется задача оптимизации конструктивных и термодинамических параметров энергоблоков угольных мини-ТЭЦ. Указанная задача (задача I) может решаться для разных условий.

Во-первых, решение задачи возможно для некоторых «типовых» условий функционирования (к которым относятся: соотношение электрической и тепловой нагрузок, графики отпуска тепла и электроэнергии, цена топлива и т.д.), хорошо представляющих фактические условия работы достаточно большого числа реальных мини-ТЭЦ. В результате решения этой задачи определяется конструкция оборудования, являющегося наиболее подходящим в качестве типового для всего множества мини-ТЭЦ со сходными условиями работы. Тогда при проектировании конкретной станции решается задача II, состоящая в выборе числа устанавливаемых на ТЭЦ типовых блоков и технологической схемы станции.

Во-вторых, решение задачи оптимизации параметров энергоблока (задачи I) возможно для условий функционирования конкретной мини-ТЭЦ (в ближайшем будущем многие заводы-изготовители смогут адаптировать поставляемое оборудование к конкретным условиям работы станции-заказчика). В этом случае также решается задача II по выбору числа устанавливаемых на мини-ТЭЦ энергоблоков. Причем между этими задачами возможна итерационная взаимоувязка.

Кроме задачи оптимизации конструктивных и термодинамических параметров энергоблоков и задачи оптимизации числа энергоблоков на мини-ТЭЦ можно выделить задачу оптимизации параметров системы теплоснабжения, в первую очередь, выбора температурного графика отпуска тепла с горячей водой (задача III). В общем случае (при оптимизации энергоблока для конкретной мини-ТЭЦ) задача I может итерационно увязываться как с задачей И, так и с задачей III.

Данная диссертационная работа посвящена решению первой задачи -задачи оптимизации конструктивных и термодинамических параметров энергоблоков угольных мини-ТЭЦ, существенно влияющих на экономическую и энергетическую эффективность, как мини-ТЭЦ, так и системы энергоснабжения в целом.

Современные паротурбинные установки (ПТУ) представляют собой сложные технологические схемы взаимосвязанных элементов. Кроме того, тепловая и электрическая нагрузки ПТУ меняются в течение года. Электрическая нагрузка зависит от типа потребителя энергии - население или производственный потребитель. В ее изменении в общем случае можно выделить суточные и сезонные колебания. Тепловая, в первую очередь, отопительная нагрузка зависит от температуры наружного воздуха. Для северных и восточных регионов, где в первую очередь будут строиться угольные мини-ТЭЦ, характерны большие перепады температуры наружного воздуха в течение года. Разница между максимальной тепловой нагрузкой, рассчитываемой по температуре воздуха самой холодной пятидневки, и минимальной - летней, когда остается только нагрузка горячего водоснабжения, оказывается значительной. Такие графики нагрузок особенно характерны для теплоэнергетических установок, работающих в автономных энергетических системах и снабжающих тепловой и электрической энергией изолированных потребителей. Особенностью работы мини-ТЭЦ, в отличие от крупных ТЭЦ, является именно то, что они покрывают как базовую, так и пиковую часть графика электрической нагрузки самостоятельно, поскольку работают вне системы централизованного электроснабжения. Таким образом, выбор оптимальных параметров энергоблоков мини-ТЭЦ должен проходить с учетом изменения графиков нагрузок.

Поиск оптимальных конструктивных и термодинамических параметров энергоблоков угольных мини-ТЭЦ с учетом переменного характера тепловых и электрических нагрузок необходимо вести с помощью методов математического моделирования и оптимизации с использованием современных компьютерных технологий.

Необходимость в применении математического моделирования и оптимизации в энергетике возникла в связи с существенным усложнением энергетических установок в процессе их развития. Начиная с момента изобретения теплового двигателя в начале XIX века, ученые стремятся к совершенствованию процессов для приближения к «идеальному циклу» преобразования энергии топлива в теплоту и энергию. До появления электронно-вычислительных машин в первой половине XX века велись «ручные» расчеты с использованием аналитических методов. Были созданы: метод теплового баланса, с помощью которого можно определить источники потерь тепла и пути их снижения; методы оценки влияния изменения в тепловой схеме на экономичность станции с помощью коэффициента ценности теплоты, коэффициента изменения мощности [21] и др. Появились работы в области экономики энергетики и технико-экономического обоснования параметров и оценки эффективности разных типов электростанций, видов топлива и энергоносителей [22]. В 60-е гг. В.Я. Рыжкиным [23, 24] был разработан метод эквивалентных теплоперепадов, использующийся для термодинамического анализа паротурбинных установок. Оптимизации параметров теплоэнергетических установок (ТЭУ), основанной на применении эксергетического подхода, были посвящены работы А.И. Андрющенко, Р.З. Аминова и др., выполненные в Саратовском государственном техническом университете [25-28].

Появление в конце 50-х годов электронно-вычислительных машин обусловило массовую разработку математических моделей для исследований и управления развитием и функционированием систем во всех областях энергетики. В начале ЭВМ использовались для «механизации» расчетов по имеющимся методикам и методам, позже начали разрабатываться новые математические методы и модели, специально ориентированные на применение вычислительной техники [29].

Известно достаточно много работ по применению математического моделирования и оптимизации, направленных на повышение экономической и энергетической эффективности ТЭУ. Такие работы ведутся как в нашей стране, так и за рубежом [28, 30-45]. С целью расширения исследований по развитию энергетики с использованием математического моделирования и ЭВМ в 1960 г. был создан Сибирский энергетический институт СО АН СССР (сейчас Институт систем энергетики СО РАН). Разработкой математических моделей в области расчетов нестационарных и установившихся режимов электроэнергетических систем, управления ими и оценки их надежности занимались многие научно-исследовательские (ВНИИЭ, ЭНИН им. Г.М. Кржижановского, ИСЭМ, Энергосетьпроект и др.) и учебные (МЭИ, УПИ, ЛПИ и др.) институты [46-52].

Подход, основанный на сочетании аналитических методов оптимизации с математическим моделированием энергоустановок атомных электростанций, представлен в работе Андреева П.А., Гринмана М.И., Смолкина Ю.В. (НПО ЦКТИ) [53]. Вульманом Ф.А. и Хорьковым Н.С. (ЦНИИКА) предложено построение математических моделей теплоэнергетических установок на основе модульного программирования [54-56]. Большой комплекс исследований в области оптимизации процессов и конструкций турбомашин и автоматизации их проектирования проведен в Институте проблем машиностроения АН Украины Шубенко-Шубиным Л.А., Палагиным А.А. и др. [57-63]. Применение методов нелинейного программирования реализовано в ННГТУ А.С. Карабасовым, Г.Б. Усыниным и др. [64-67]. Работы В.М. Боровкова, С. А. Казарова А.Г. Кутахова [68, 69], выполненные в СПбГТУ и Ленэнерго, посвящены автоматизированному проектированию тепловых схем паротурбинных установок ТЭС и АЭС и моделированию переменных и стационарных режимов их работы.

В Новосибирском государственном техническом университете Ноздренко Г.В., Щинниковым П.А. и др. разработан и эксплуатируется в течение ряда лет вычислительный комплекс для многовариантных технико-экономических и оптимизационных расчетов ТЭС с традиционными и новыми технологиями. Функциональной частью вычислительного комплекса является структурная схема TEPLOT. Настройка блоков программы производится по агрегатам (котлу, турбине, техническим схемам и др.) и в целом по энергоблоку. Для определения показателей котлов и настройки их моделей применяются специализированные программы, а при расчете газификаторов - программы, разработанные в НГТУ [45]. Выполнен ряд работ по исследованию экологически перспективных энерготехнологических блоков электростанций с новыми технологиями [70-72], разработана методика технико-экономической оптимизации энергоблоков ТЭС с использованием интегрального критерия эффективности [73].

Работы по моделированию энергетических установок проводились и за рубежом [30-32, 74-79]. Более подробно следует отметить работы итальянских ученых A.Toffolo, A.Lazaretto [31], в которых используется, как и в данной диссертационной работе, вариант подхода к оптимизации ТЭУ с учетом как экономической, так и энергетической эффективности. Проводится поиск Паретто-оптимальных решений для ГТУ с регенеративным подогревом воздуха и котлом-утилизатором для получения сухого насыщенного пара давлением 2,0

МПа. Используется весьма простая модель с двумя критериями эффективности: 1) эксергетический КПД, 2) приведенные затраты, определяемые с нормативным коэффициентом эффективности капиталовложений, равным 0,182. С использованием эволюционного (генетического) алгоритма оптимизации ищется множество Паретто-оптимальных решений (по указанным двум критериям). Причём такие множества строятся для разных цен на топливо. К недостаткам этой работы можно отнести следующее. Используются упрощенные модели элементов, в которых нет внутренних параметров теплообменников и др. аппаратов; отсутствуют аэродинамический и гидравлический расчёты, расчёт температур металла труб теплообменников; не сформулированы и соответствующие им ограничения-неравенства. Учитываются только термодинамические ограничения-неравенства, соблюдение которых необходимо для передачи тепла в нужном направлении. Для оптимизации параметров установки используется генетический алгоритм, фактически сочетающий элементы алгоритма случайного поиска и направленного перебора, который применим только для задач оптимизации малой размерности (не более 5-6 оптимизируемых параметров) и простых математических моделей.

Значительный опыт математического моделирования и оптимизации процессов и схем теплоэнергетических установок накоплен в ИСЭМ СО РАН в работах Левенталя Г.Б., Попырина JI.C., Каплуна С.М., Наумова Ю.В., Клера

A.M., Декановой Н.П., Тюриной Э.А. и др. [50, 80-98]. В институте был разработан оригинальный подход к автоматизации построения программ расчета сложных ТЭУ, базирующийся на графовом представлении систем нелинейных алгебраических и трансцендентных уравнений (работы

B.Г.Карпова, Л.С.Попырина, В.И.Самусева, В.В.Эпельштейна [99-101]). Был создан программно-вычислительный комплекс «Система машинного построения программ» (СМПП), позволяющий автоматически генерировать программу расчета сложной ТЭУ на основе графического изображения технологической схемы и архивов математических моделей ее элементов, формировать задачи оптимизации параметров ТЭУ (назначать целевую функцию, а также оптимизируемые параметры и ограничения-неравенства, задавать возможные границы их изменения). Были созданы эффективные методы оптимизации параметров энергоустановок, подходы к оптимизации их схем. Предложены методы декомпозиции, позволяющие поэтапно проводить оптимизацию параметров технологических связей и внутренних параметров элементов ТЭУ. Выполнены многочисленные исследования паротурбинных и парогазовых установок, атомных электростанций [81, 84, 85, 102].

Следует отметить, что в указанных работах для исследования сложных установок использовались либо модели, ориентированные только на конструкторские расчеты оборудования, либо только на поверочные расчеты.

В работе A.M. Клера, Н.ГТ. Декановой, Т.П. Щеголевой [103] была предложена методика оптимизации параметров теплоэнергетической установки с учетом переменных условий ее работы. В соответствии с этой методикой число характерных режимов должно выбираться таким образом, чтобы расхождение между годовым расходом топлива энергетической установки, определенным как сумма расходов топлива по всем режимам, и фактическим годовым расходом топлива, определенным на основе всей совокупности режимов работы ТЭЦ в году, находилось в допустимых пределах. В одном из характерных режимов (как правило, в режиме с максимальными нагрузками) проводится конструкторский расчет, ориентированный на определение конструктивных характеристик теплоэнергетической установки по заданным термодинамическим параметрам. В остальных режимах проводятся поверочные расчеты, ориентированные на оценку тепловой эффективности при заданных внешних условиях и конструктивных характеристиках. В работе использованы «традиционные» подробные модели теплофикационной парогазовой установки ПГУ (работающей на природном газе), ориентированные на выполнение одного конструкторского и серии поверочных расчетов. Из-за громоздкости этих моделей решение оптимизационной задачи потребовало чрезвычайно больших затрат машинного времени. При этом из-за «накапливающейся» погрешности последовательно проводимых конструкторского и серии поверочных расчетов имела место неудовлетворительная сходимость оптимизационного процесса.

Основные вычислительные трудности в решении задачи оптимизации ТЭУ с учетом переменных режимов функционирования связаны с выполнением серии поверочных расчетов установки в характерных режимах ее работы. В связи с этим A.M. Клером и А.Ю.Маринченко [104-106] использовался нестрогий упрощенный подход, основанный на решении ряда более простых оптимизационных задач, в каждой из которых рассматривался только один режим работы комбинированной теплопроизводящей установки (КТУ) и проводился либо конструкторский, либо поверочный расчет установки. Рассматривались КТУ двух видов: 1) КТУ, состоящая из теплового насоса и пикового источника тепла; 2) КТУ, состоящая из теплового насоса, газотурбинной установки и котла-утилизатора. Метод состоит из трех этапов. На первом этапе определяются наборы конструктивных параметров КТУ, обеспечивающие максимальную экономическую эффективность установки при условии постоянства тепловых нагрузок на протяжении всего расчетного периода. Причем такие наборы определяются при различных стоимостях топлива, выбираемых в достаточно широком диапазоне. Кроме того, тепловые нагрузки, при которых определяются различные наборы параметров, могут быть различными. Для каждого определенного таким образом конструктивного решения определяются капиталовложения. На втором этапе для каждого определенного ранее конструктивного решения проводятся расчеты работы установки для множества характерных режимов, хорошо отражающих всю совокупность условий функционирования КТУ на протяжении расчетного периода. На основе этих расчетов определяются годовые расходы топлива. На третьем этапе на основе данных, полученных на предыдущих этапах, определяется критерий экономической эффективности (например, внутренняя норма возврата капиталовложений) при фактических значениях стоимости тепла и топлива. Сопоставляя значения критерия экономической эффективности, полученные при различных конструктивных решениях, можно найти наилучшее среди них. Такой метод решения зачастую не позволяет получить удовлетворительные результаты, достаточно близкие к оптимальным.

Однако имеющий место в последнее время прогресс вычислительной техники в сочетании с совершенствованием алгоритмов оптимизации (в первую очередь в плане повышения надежности их работы) сделали возможным одноэтапную оптимизацию всех параметров ТЭУ. Это, в свою очередь, открыло возможность оптимизационных исследований зависимостей между энергетической и экономической эффективностью ТЭУ.

Целыо настоящей диссертационной работы является:

Разработка методики оптимизации конструктивных и термодинамических параметров энергоблока паротурбинной мини-ТЭЦ с учетом переменных условий ее функционирования, разработка математической модели угольного паротурбинного энергоблока для исследования ТЭЦ малой мощности, выполнение оптимизационных расчетов угольного паротурбинного энергоблока с учетом переменных графиков тепловых и электрических нагрузок при различных сочетаниях цен на топливо и оборудование.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и вынесены на защиту следующие результаты:

1. Методика согласованной оптимизации конструктивных и термодинамических параметров энергоблока паротурбинной мини-ТЭЦ с учетом переменных условий ее функционирования, основанная на использовании линеаризации зависимостей выходных параметров модели поверочного расчета от ее входных параметров.

2. Математическая модель угольного паротурбинного энергоблока, позволяющая проводить конструкторский расчет и согласованную с ним серию поверочных расчетов.

3. Результаты оптимизационных технико-экономических исследований угольного паротурбинного энергоблока с учетом переменных графиков тепловых и электрических нагрузок при различных сочетаниях цен на топливо и оборудование.

Практическая ценность заключается в возможности использования разработанного методического подхода на стадии проектирования новых угольных паротурбинных мини-ТЭЦ или при реконструкции существующих котельных в ТЭЦ малой мощности.

Апробация работы;

Результаты диссертационных исследований опубликованы в 7 печатных работах и обсуждались:

- на Всероссийской научно-практической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» (Иркутск: ИрГТУ, 2004);

- на XXXV конференции-конкурсе научной молодежи ИСЭМ СО РАН (Иркутск, 2005);

- на Всероссийской научно-практической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» (Иркутск: ИрГТУ, 2005); на Всероссийской конференции «Энергетика России в XXI веке: развитие, функционирование, управление» (Иркутск: ИСЭМ, 2005);

- на XXXVI конференции-конкурсе научной молодежи ИСЭМ СО РАН (Иркутск, 2006);

- на Всероссийской научно-практической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» (Иркутск: ИрГТУ, 2006).

Структура и объем работы:

Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и приложения. Общий объем составляет 130 стр.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенные в рамках диссертации исследования позволяют получить следующие основные результаты:

1. Сформулирована задача согласованной оптимизации конструктивных и режимных параметров энергоблока угольной паротурбинной мини-ТЭЦ по критерию минимума суммарной стоимости тепловой и электрической энергий при заданной норме возврата капиталовложений с учетом переменного характера тепловых и электрических нагрузок в течение расчетного периода.

2. Разработана методика согласованной оптимизации конструктивных характеристик и режимов работы энергоблока мини-ТЭЦ, основанная на использовании линеаризации зависимостей выходных параметров модели поверочного расчета от входных параметров этой же модели.

3. Создана комплексная математическая модель энергоблока угольной паротурбинной мини-ТЭЦ, позволяющая проводить конструкторский (для режима с максимальными нагрузками) и серию поверочных (для остальных режимов) расчетов.

4. На основе разработанных методики оптимизации и комплексной математической модели проведены технико-экономические исследования энергоблока угольной паротурбинной мини-ТЭЦ, осуществляющей автономное энергоснабжение горно-обогатительного предприятия, по критериям минимума суммарной стоимости тепловой и электрической энергий, минимума годового расхода топлива, минимума капиталовложений. Получена оптимальная зависимость минимальных капиталовложений от годового расхода топлива. Для оценки влияния соотношения тепловой и электрической нагрузки на технико-экономические показатели энергоблока проведен оптимизационный расчет с увеличенной тепловой нагрузкой при неизменной электрической. Проведено сопоставление энергетической и экономической эффективности энергоблоков с оптимизированными и «стандартными» параметрами.

5. Методика оптимизации и математические модели, разработанные в диссертации, могут использоваться при разработке оборудования энергоблоков для угольных мини-ТЭЦ, а также при выполнении проектов конкретных мини-ТЭЦ.

1. Волков В. Тепло по коммерческим ценам? -http://www.gazetayakutia.ru/read.asp7icN30341 -1.

2. Зелепугин А. Будет в Черском мини-ТЭЦ. -http://www.gazetavakutia.ru/read.asp?id=29980-2&dates=29/11/2002.

3. Олегова И. От ДЭС нам никуда не деться. -http://www.gazetayakutia.ru/read.asp7id-29997-15&dates=24/l 2/2002.

4. Вячеслав Штыров провел ряд переговоров в Москве// Пресс-служба Президента и Правительства PC (Я), 08.06.2005. -http://www.gazetayakutia.ru/read.asp7id-30602-21.

5. Что ждет якутскую энергетику// Пресс-служба АК «Якутэнерго», 17.07.2004. http://www.gazetayakutia.ru/read.asp7id-30376-23.

6. Ларина Л. Подвижки, греющие душу, есть// Дальневосточный капитал, 10.10.2003. http://kapital.zrpress.rU/proiect/RegionProfile/2003/l 002.asp.

7. К разработке двух собственных угольных месторождений приступили в Корякском автономном округе// Агентство национальных новостей 27.09.05. -http://www.rawi.ru/news/p-koryaksky.html

8. Эвенкия готовится к зиме// Информационное агентство REGNUM. 18.07.2005. http://www.regnum.ru/.

9. В Эвенкии начинается строительство школ и ремонт объектов ЖКХ. -http://www.ccr.ru/index.php?p=14&id=6851.

10. Производственная деятельность ОАО «Малая энергетика». -http://www.replay.ru/portfolio/site/energetica/rus/me/index.html7market.

11. Артель старателей «Полярная». Чукотский авт. округ// Большая энциклопедия Российских производителей товаров и услуг в Интернет. -http://enc.ex.ni/cgi-bin/n lfirm.pl?lang=l&f=2810.

12. Пантелеев В. Мотыгинские реформы. 29.11.2005 (№ 241)// Экономика и жизнь. Сибирь. Выпуск от 18.04.2006. http://www.ecolife.krsk.ru/content.asp?id=4793.

13. Лавренков И. ОАО «Угольная компания "Южный Кузбасс"» рассматривает возможность строительства мини-теплоцентрали мощностью 16 МВт на углеобогатительной фабрике "Сибирь". -http://newsline.kuzbass.ru/news.shtml?d=20050126&n=7&a=l 1.

14. Лавренков И. «Южный Кузбасс» ищет источник энергии. -http://www.titoff.ru/news/index.php?id=5775&gid=l.

15. Шемякин В.Н., Ширяев Р.Я., Янкелевич В.К. Мини-ТЭЦ на угле// Труды ОАО «НПО ЦКТИ». Котлостроение. 2002. - № 287. - с. 254-259.

16. Рубинштейн Я.М., Щепетильников М.И. Расчет влияния изменений в тепловой схеме на экономичность электростанций. М.: Энергия, 1969. - 223 с.

17. Кукель-Краевский С.А. Энергетическая система: Учебное пособие по технико-экономическому проектированию. М., JL: Госэнергоиздат, 1938. -85 с.

18. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.; J1.: Энергия, 1967.- 400 с.

19. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под общ. ред. В.Я.Гиршфельда. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987,- 328 с.

20. Андрющенко А.И. Термодинамические расчеты оптимальных параметров тепловых электростанций. М.: Высшая школа, 1963. - 230 с.

21. Андрющенко А.И., Змачинский А.В., Понятов В.А. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС. М.: Высш. шк., 1974.-279 с.

22. Андрющенко А.И., Аминов Р.З. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций. М.: Высш. шк., 1983.-225 с.

23. Системные исследования проблем энергетики/ Беляев JI.C., Санеев Б.Г., Филиппов С.П. и др. Под ред. Н.И. Воропая. Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 2000. - 558 с.

24. Lu Shaoguang, Goswami D. Yogi Optimization of a novel combined power/refrigeration thermodynamic cycle// Trans. ASME. J. Sol. Energy Eng., 2003.- 125, № 2. P. 212-217.

25. Toffolo A., Lazaretto A. Evolutionary algorithms for multi-objective energetic and economic optimization in thermal system design// Energy. 2002. -Vol. 27.-№6.-P. 549-569.

26. Varbanov P.S., Doyle S., Smith R. Modeling and optimization of utility systems// Chem. Eng. Res. and Des.: Transactions of the Institution of Chemical Engineers. Part A. 2004. - 82, № 5. - P. 561-578.

27. Арзумова A.M., Лапшин К.JI. Многорежимная оптимизация проточной части паровой турбины с учетом изменения параметров тепловой схемы// Теплоэнергетика (Москва), 2003. -№ 12. С. 68-70.

28. Вихман О.А. Оптимизация параметров и схем ТЭЦ с новой технологией газификации угля в расплаве шлака: Автореф. дис.канд. техн. наук. Новосибирск, 2003. - 22 с.

29. Воронцов С.А., Осипов И.Л. Метод оптимизации параметров ГТУ// Теплоэнергетика (Москва), 2003. -№12. С. 46-51.

30. Иванов П.П. Математическое моделирование перспективных тепловых схем энергоустановок. М.: ОИВТ РАН, 2004. № 3-476. - С. 1-32. - Препринт.

31. Култаев Б.Б. Математическое моделирование, оптимизация, управление и диагностика воздушного конденсатора паросиловой установки: Автореф. дис. . .канд. техн. наука. М., 2004. - 20 с.

32. Ларин Е.А. Методы и модели расчета и обеспечении надежности комбинированных теплоэнергетических установок и систем// Вестник Саратовского гос. тех. ун-та. 2004. - № 3. - С.44-57.

33. Сеннова Е.В., Сидлер В.Г. Математическое моделирование и оптимизация развивающихся теплоснабжающих систем. Новосибирск: Наука. Сибирское отд-ние, 1985. - 222 с.

34. Матвеев А.С. Совершенствование тепловых схем и режимов работы паротурбинных ТЭС на основе численного моделирования: Автореф. дис.канд. техн. наук. Томск, 2003.-20 с.

35. Сидельников В.И. Математическое моделирование систем централизованного теплоснабжения. Ростов н/Д: Изд-во СКНЦ ВШ, 2003. -202 с.

36. Сидельников В.И., Мирская С.Ю. Математическое моделирование систем теплового снабжения// Изв. вузов. Электромеханика. 2003. - № 6. - С. 46-51.

37. Сучкова М.В., Погребицкий П.П. Использование методов математического моделирования при расчете тепловых схем ТЭС// 5 Науч.-тех. конф. молодых ученых, аспирантов и студентов, Новомосковск, 2003: Тезисы докладов. Новомосковск, 2003. - С. 155.

38. Щепащенко П.А. Оптимизация загрузки тепловых электростанций в формирующихся рыночных условиях: Автореф. дис. канд. техн. наук. -Саратов, 2003.-20 с.

39. Ноздренко Г.В., Щинников П.А. Использование вычислительного комплекса ОРТЭС для технико-экономических исследований ТЭС// Научный вестник НГТУ, 2005. № 1 (19). - С. 51 -62.

40. Горнштейн В.М. Наивыгоднейшее распределение нагрузки между параллельно работающими электростанциями. М.; JL: Госэнергоиздат, 1949 -256 с.

41. Горнштейн В. М., Мирошниченко Б. П., Пономарев А. В. Методы оптимизации режимов энергосистем.- М.: Энергоиздат, 1981. 336 с.

42. Крумм J1.A. Методы оптимизации при управлении электроэнергетическими системами. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1981. -317с.

43. Маркович И.С. Режимы электроэнергетических систем. М.; JL: Госэнергоиздат, 1963. - 360 с.

44. Методы математического моделирования в энергетике/ Отв. ред. Л.А.Мелентьев и Л.С. Беляев. Иркутск: Сиб. кн. изд-во, 1966. - 432 с.

45. Методы применения электронно-вычислительных машин в энергетических расчетах/ Отв. ред. Л.А.Мелентьев и JI.C. Беляев. М.: Наука. 1964.-320 с.

46. Руденко Ю.Н., Чельцов М.Б. Надежность и резервирование в электроэнергетических системах. Методы моделирования. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1974. - 264 с.

47. Андреев П.А., Гринман М.И., Смолкин Ю.В. Оптимизация теплоэнергетического оборудования АЭС. М.: Атомиздат, 1975. - 224 с.

48. Вульман Ф.А., Корягин А.В., Кривошей М.З. Математическое моделирование тепловых схем паротурбинных установок на ЭВМ. М.: Машиностроение, 1985. - 111 с.

49. Вульман Ф.А., Хорьков Н.С. Тепловые расчеты на ЭВМ теплоэнергетических установок. М.: Энергия, 1975. - 200 с.

50. Вульман Ф.А., Хорьков Н.С., Куприянова JI.M. Применение модульного принципа для описания задач математического моделирования теплоэнергетических установок// Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. -1978.-№4.-С. 129-136.

51. Палагин А.А. Автоматизация проектирования теплосиловых схем турбоустановок. Киев: Наук, думка, 1983. - 160 с.

52. Палагин А.А. Логически-числовая модель турбоустановки// Проблемы машиностроения. 1975. - Вып. 2. - С. 103 - 106.

53. Палагин А.А., Ефимов В.А. Имитационный эксперимент на математических моделях турбоустановок. Киев: Наук, думка, 1986,- 132 с.

54. Шубенко-Шубин Л.А., Палагин А.А. Об автоматическом синтезировании оптимальных конструкций в турбостроении // Энергомашиностроение. -1970. -№ 4. С. 45-51.

55. Шубенко-Шубин Л.А., Палагин А.А. Цели и основные принципы автоматизации проектирования турбин. Харьков: ИПМАШ, 1970. - 40 с.

56. Шубенко-Шубин JT.A., Познахирев В.Ф., Антипцев Ю.П., Тарелин А.А. Аналитический метод оптимизации параметров последней ступени при минимуме потерь с выходной скоростью // Теплоэнергетика. 1976. - №7. -С.61-65.

57. Шубенко-Шубин Л. А., Стоянов Ф.А. Автоматизированное проектирование лопаточных аппаратов тепловых турбин. Л.: Машиностроение, Ленинградское отделение, 1984. - 237 с.

58. Карабасов А.С., Минчаков В.И. Экстремальные задачи в проектировании энергетического реактора// Методы комплексной оптимизации энергетических установок. Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1977. - С. 107-115.

59. Усынин Г.Б., Карабасов А.С., Чирков В.А. Оптимизационные модели реакторов на быстрых нейтронах. М.: Атомиздат, 1981. - 232 с.

60. Боровков В.М., Казаров С.А., Кутахов А.Г. и др. Автоматизированное проектирование тепловых схем и расчёт переменных режимов ПТУ ТЭС и АЭС// Теплоэнергетика. 1993. - № 3. - С. 5-9.

61. Боровков В.М., Казаров С.А., Кутахов А.Г., Романов С.Н. Моделирование на персональном компьютере стационарных режимов работы ПТУ// Теплоэнергетика, М.: -№ 11,1991. С. 58-61.

62. Ноздренко Г.В. Эффективность применения в энергетике КАТЭК экономически перспективных энерготехнологических блоков электростанций сновыми технологиями использования угля: Уч. пособие. Новосибирск: Новосибирский электротехн. ин-т, 1992.-249 с.

63. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Томилов В.Г. и др. Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005.-528 с.

64. Ноздренко Г.В., Щинников П.А., Ловцов А.А. Показатели эксергетической эффективности ПГ-ТЭЦ// Теплоэнергетика: Сб. науч. тр. -Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2001. С. 255-259.

65. Щинников П. А. Исследование энергоблоков ТЭС с новыми технологиями топливоиспользования: Автореф. дис.докт. техн. наук. -Новосибирск, 2005. 38 с.

66. El-Masri М.А. A Modified, high-efficiency Gas TurbiCycle // ASME Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 1988. № 2. - P. 233 - 250.

67. El-Masri M.A. Gascan on Interactive Code for Thermal Analysis of Gas Turbine Systems// ASME Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 1988. -vol.110.-P. 201 -207.

68. Frangoupoulos Christos A. Thermo-economic functional analysis and optimization// Energy. 1987. - Vol.12. - №7. - P. - 563-571.

69. Grkovic V. Selection of optimal extraction pressure for steam from a condensation-expraction turbine // Energy. 1990. - Vol 15, № 5. - P. 459 - 465.

70. Spakovsky M.R., Evans R.B. The Design and Performance Optimization of Thermal Systems// ASHE Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. -1990. Vol. 112. January. - P. 86 - 92.

71. Stoecker W.F. Design of thermal systems. New York a.o.: McGraw-Hill, 1971.-XI, 244 p.

72. Беляев Л.С. Решение сложных оптимизационных задач в условиях неопределенности. Новосибирск: Наука, 1978. - 128 с.

73. Деканова Н.П., Клер A.M. Оптимизация теплоэнергетических установок при неопределенности экономической информации// Методыоптимизации теплоэнергетических установок с учетом неопределенности исходной информации. М.: ЭНИН, 1987. - С.29-39.

74. Деканова Н.П., Клер A.M. Проблемы оптимизации при исследовании теплоэнергетических установок// Приближенные методы анализа и их приложения. Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1989. - С. 22 - 43.

75. Клер A.M., Деканова Н.П., Санеев Б.Г. и др. Оптимизация развития и функционирования автономных энергетических систем. Новосибирск: Наука, 2001.- 144 с.

76. Клер A.M., Деканова Н.П., Тюрина Э.А. и др. Теплосиловые системы: Оптимизационные исследования. Новосибирск: Наука, 2005. - 236 с.

77. Клер A.M., Самусев В.И. Оптимизация режимных параметров при проектировании теплосиловой части ТЭЦ// Методы комплексной оптимизации энергетических установок. Иркутск, 1977. - С. 59-73.

78. Клер A.M., Тюрина Э.А. Математическое моделирование и технико-экономические исследования энерготехнологических установок синтеза метанола -Новосибирск: Наука. Сиб. предприятие РАН, 1998. 127 с.

79. Левенталь Г.Б., Попырин JI.C. Оптимизация теплоэнергетических установок.-М.: Энергия, 1970.-352 с.

80. Мелентьев JI.A. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики: Учеб. пособие. 2-е изд., доп. и перераб. - М.: Высш. школа, 1982. -319с.

81. Мелентьев JI.A. Системные исследования в энергетике. Элементы теории, направления развития. Изд-е 2-е, доп. М.: Наука, 1983. - 456 с.

82. Методы математического моделирования и комплексной оптимизации при неопределенности исходной информации: Сб. работ АН СССР Сиб. отд-ние. Сиб. энерг. инт-т/ Под ред. Попырина JI.C. Иркутск: Вост-Сиб. изд-во, 1977.- 192 с.

83. Методы математического моделирования и оптимизации теплоэнергетических установок. Отв. ред. Левенталь Г. Б., Попырин Л. С. М.: Наука, 1972.-224 с.

84. Попырин Л. С., Клер А. М. , Самусев В. И. Оптимизация состава основного оборудования и тепловой схемы ТЭЦ// Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1979. -№5 С. 24-34.

85. Попырин Л.С. , Наумов Ю.В. Оптимизация теплосиловой части АЭС с водоохлаждаемыми реакторами// Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1972.-№2.-С. 140-149.

86. Попырин Л.С. и др. Математическое моделирование и комплексная оптимизация теплоэнергетических установок// Системы энергетики: управление развитием и функционированием. Иркутск: СЭИ СО РАН СССР, 1986.-С. 36-38.

87. Попырин Л.С. Исследование энергетических объектов при неполной информации// Методы технико-экономических исследований энергетических установок в условиях неполной информации. -М.: ЭНИН, 1987. С. 5-21.

88. Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. -М.: Энергия, 1978.-416 с.

89. Попырин Л.С. Оптимизация энергетических объектов в условиях неполной исходной информации // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт, 1975. №4. - С. 20-30.

90. Применение математического моделирования при выборе параметров теплоэнергетических установок / Под ред. Левенталя Г.Б., Попырина Л.С. М.: Наука, 1966- 175 с.

91. Каплун С.М., Попырин Л.С., Иодидио Э.А., Зисман С.Л. Оптимизация низкопотенциального комплекса с водохранилищами охладителями для новых ГРЭС с блоками мощностью 500 МВт// Электрические станции. - 1971. -№ 1. -С. 26-28.

92. Карпов В.Г., Попырин J1.C., Самусев В.И., Эпельштейн В.В. Автоматизация построения программ для расчета схем теплоэнергетических установок// Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1973. -№ 1- С. 129-137.

93. Попырин JI.C., Самусев В.И., Эпельштейн В.В. Автоматизация математического моделирования теплоэнергетических установок. М.: Наука, 1981.-236 с.

94. Клер A.M., Деканова Н.П., Скрипкин С.К. и др. Математическое моделирование и оптимизация в задачах оперативного управления тепловыми электростанциями. Новосибирск: Наука. Сиб. предприятие РАН, 1997.- 120 с.

95. Клер A.M., Деканова Н.П., Щеголева Т.П. и др. Методы оптимизации сложных теплоэнергетических установок. Новосибирск: ВО «Наука». Сибирская издательская фирма РАН, 1993. - 116 с.

96. Клер A.M., Маринченко А.Ю. Оптимизационные исследования комбинированной теплопроизводящей установки с тепловым насосом// Теплофизика и аэромеханика. -2003. т. 10, №3. - С. 465-476.

97. Сушко С.Н., Клер A.M., Потанина Ю.М. Методика оптимизации параметров мини-ТЭЦ, работающих в автономных системах теплоснабжения// Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях

98. Сибири: Материалы Всероссийской науч.-практ. конф. с междунар. участием. -Иркутск: ИрГТУ, 2004. С. 176-181.

99. Сушко С.Н. Разработка комплексной математической модели расчета энергоблока паротурбинной мини-ТЭЦ// Системные исследования в энергетике: Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Вып. 35, Отв. ред. В.В. Токарев. Иркутск, 2005. - С. 161-166.

100. Клер A.M., Маринченко А.Ю., Сушко С.Н. Оптимизация паротурбинного энергоблока угольной мини-ТЭЦ с учетом переменных графиков тепловых и электрических нагрузок// Теплофизика и аэромеханика. -2006. т. 13, № 2. - Новосибирск: Изд-во СО РАН, - с. 303-314.

101. Клер A.M., Скрипкин С. К., Деканова Н. П. Автоматизация построения статических и динамических моделей теплоэнергетических установок// Изв. РАН. Энергетика. 1996. - № 3. - С. 78-84.

102. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод)/ Под ред. Н.А. Кузнецова и др. М.: Энергия, 1973. - 295 с.

103. Теплотехнический справочник/ Под ред. В.Н. Юренева и П.Д.Лебедева. Т. 1. -М.: Энергия, 1975. 744 с.

104. Лебедев П.Д. Теплообменные, сушильные и холодильные установки. -М.; Л.: Энергия, 1966.-288 с.

105. Гидравлический расчет котельных агрегатов (Нормативный метод)/ Под ред. В.А. Локшина, Д.Ф. Петерсона, А.Л. Шварца. М.: Энергия, 1980. -255 с.

106. Аэродинамический расчет котельных установок (Нормативный метод)/ Под ред. С.И. Мочана. Изд 3-е. М.-Л.: Энергия, 1977. -255 с.

107. Справочник энергетика промышленных предприятий. Т.З. Теплоэнергетика/ Под общ. ред. В.Н. Юренева. М.; Л.: Энергия, 1965. - 512 с.

108. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. М.: Энергия, 1980. - 424 с.

109. Теплотехнический справочник/ Под ред. В.Н. Юренева и П.Д.Лебедева. Т. 2. М.: Энергия, 1976. - 896 с.

110. Шляхин П.Н. Паровые и газовые турбины. М.: Энергия, 1974. -224 с.

111. Сушко С.Н. Исследования паротурбинного энергоблока автономно работающей мини-ТЭЦ// Системные исследования в энергетике: Труды молодых ученых ИСЭМ СО РАН. Вып. 36, Отв. ред. В.В. Токарев. Иркутск, 2006. - в печати.

112. Сушко С.Н. Оптимизационные следования автономного энергоисточника угольной мини-ТЭЦ// Вестник ИрГТУ, 2006. - № 2 (26). -С. 9.