автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Разработка методических основ определения энергетических показателей парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами и исследование режимов их работы

На правах рукописи

И

ДУДКО АНДРЕЙ ПЕТРОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКИХ ОСНОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПАРОГАЗОВЫХ ТЭЦ С КОТЛАМИ-УТИЛИЗАТОРАМИ И ИССЛЕДОВАНИЕ РЕЖИМОВ ИХ РАБОТЫ

Специальность 05.14.14 Тепловые электрические станции

(тепловая часть)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2000

Работа выполнена в Московском энергетическом институте (Техническом университете) на кафедре Тепловых электрических станций.

Научный руководитель: кандидат технических наук

доцент Цанев C.B.

Официальные оппоненты: доктор технических наук

член-корреспондент РАН профессор Попырин Л.С. кандидат технических наук доцент Грибин В. Г.

Ведущая организация: АО "Фирма ОРГРЭС"

Защита состоится « ff » 2000г. в ^ час.^ мин.

в аудитории _на заседании диссертационного совета

К-053.16.01 в Московском энергетическом институте (Техническом университете).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского энергетического института (Технического университета).

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью организации) просим направлять по адресу: 111250, г. Москва, Красноказарменная ул., д. 14, Ученый Совет МЭИ (ТУ).

Автореферат разослан « т" »

фефиих,_2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета К-053.16.01 к.т.н, с.н.с.

Андрюшин А.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Одной из стратегических задач программы РАО «ЕЭС России» энергосбережения в отрасли «электроэнергетика» на период до 2010 года является повышение технического уровня ТЭС за счет реконструкции и строительства новых станций на базе новых технологий и развитие теплофикации за счет увеличения комбинированной выработки электрической и тепловой энергии. Одним из способов решения этой задачи является внедрение теплофикационных ПГУ с котлами-утилизаторами (КУ). В силу сложившихся обстоятельств в России практически нет опыта работы с парогазовыми ТЭЦ. Недостаток опыта проектирования, разработок и эксплуатации ПГУ вызывает серьезные трудности. Отсутствуют методические положения, позволяющие проводить своевременные оценки эффективности технологических схемных решений, исследования, направленные на оптимизацию схем и режимов работы оборудования. Существует необходимость разработки программных средств расчета ПГУ-ТЭЦ с целью исследования показателей, оптимизации режимов работы и оценки эффективности проектов.

Цель работы.

1. Анализ существующих и разрабатываемых тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами.

2. Разработка методики определения показателей тепловой экономичности для различных типов схем ПГУ-ТЭЦ с КУ с учетом разделения топлива на виды генерируемой энергии.

3. Исследование и анализ показателей тепловой экономичности вариантов тепловых схем ПГУ-ТЭЦ и их основных элементов в зависимости от различных эксплуатационных условий.

4. Разработка предложений по алгоритму расчета показателей экономичности ПГУ-ТЭЦ с КУ.

5. Разработка алгоритма расчета тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с КУ в различных режимах.

6. Разработка методики исследования режимов работы ПГУ-ТЭЦ на основе показателей тепловой экономичности.

7. Разработка методических положений расчета годовых показателей тепловой экономичности работы ПГУ-ТЭЦ.

8. Разработка программных средств расчета схем и показателей тепловой экономичности ПГУ-ТЭЦ.

Научная новизна работы.

1. Проведен анализ тепловых схем различных вариантов парогазовых ТЭЦ с КУ и работ, связанных с определением показателей тепловой экономичности. Схемы классифицированы на две основные группы.

2. Разработаны методические основы определения показателей тепловой экономичности ПГУ-ТЭЦ на основе двух методов разделения расходов топлива, применяемых на практике.

3. Проведено исследование изменения показателей экономичности, как отдельных элементов, так и всей схемы ПГУ-ТЭЦ в зависимости от различных факторов.

4. Разработан алгоритм расчета тепловых схем ПГУ-ТЭЦ различной структуры.

5. Для исследования различных режимов работы ПГУ-ТЭЦ разработаны и предложены автором диаграммы режимов работы, на их основе выполнен анализ изменения показателей тепловой экономичности.

6. Разработана методика и предложен алгоритм расчета годовых показателей ПГУ-ТЭЦ. Предложена методика сравнения вариантов энергоснабжения на базе ПГУ-ТЭЦ с КУ с использованием приведенных показателей.

Степень достоверности обеспечивается применением широко используемых методик расчетов элементов тепловых схем ТЭС, апробированных математических методов моделирования, а также апробацией полученных результатов и сходимостью с подобными результатами работ других авторов, расчетов проектных организаций.

Практическая ценность работы.

1. Работа позволяет проводить комплексное исследование и анализ тепловых схем ПГУ-ТЭЦ, их показателей тепловой экономичности и режимов работы. С целью выбора наиболее эффективного варианта, а также оптимизации режимов работы, технических и технологических решений она может использоваться для подготовки исходных данных при финансово-экономической

оценке проектов реконструкции или сооружения новых ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами.

2. Результаты работы использованы специалистами института Мосэнерго-проект, ЗАО "МР-Энерго" и ЗАО "Евроконтракт" при разработке технико-коммерческих предложений для проектов сооружения и техпёрёвооружения ТЭС с использованием парогазовой технологии.

3. Подготовлено предложение для АО "Фирма ОРГРЭС" по содержанию и заполнению формы отчетной документации по тепловой экономичности применительно к парогазовым ТЭЦ с котлами-утилизаторами.

4. Результаты работы и разработанные программные средства используются в учебном процессе при подготовке специалистов-энергетиков на кафедре Тепловых электрических станций МЭИ.

Апробация работы и публикации. Результаты работы докладывались на Международной научно-технической конференции "VIII Бенардосовские чтения" (г.Иваново, 1997г.), совместных научно-технических семинарах Департамента KWU фирмы Siemens и Теплоэнергетического факультета МЭИ (г.Москва, 1998 и 1999 гг.), 2-м Международном симпозиуме по энергетике, окружающей среде и экономике ЭЭЭ-2 (г. Казань, 1998 г.), V международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика" (г.Москва, 1999г.), научном семинаре кафедры ТЭС МЭИ (г.Москва, 1999г.), Международной научно-технической конференции "Состояние и перспективы развития электротехнологии (IX Бенардосовские чтения)" (г.Иваново, 1999 г.), 1-й научно-технической конференции "Моделирование технологических процессов в энергетике" (г.Волжский, 1999г.), заседании кафедры ТЭС МЭИ в 1999г.

По результатам диссертации имеется 10 публикаций.

Структура и объем диссертации.

Работа состоит из введения, пяти глав, выводов по работе, списка использованной литературы и приложений. Содержание работы изложено на 165 страницах машинописного текста. Список литературы содержит 60 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении рассмотрены перспективы применения парогазовых технологий в теплоэнергетике России, показана необходимость и актуальность внедрения парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами. Сформулированы цели диссертационной работы.

В первой главе проведен анализ тепловых схем существующих и проектируемых ПГУ-ТЭЦ с КУ и обзор работ по разработке методик расчета тепловых схем парогазовых ТЭЦ, определения их показателей тепловой экономичности, а также по исследованиям режимов работы теплофикационных ПГУ с котлами-утилизаторами.

По результатам анализа обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы следующие основные задачи исследования:

1. Выявление структурных и технологических особенностей производства двух видов энергии на ПГУ-ТЭЦ с КУ.

2. Разработка методики определения показателей тепловой экономичности для различных типов схем ПГУ-ТЭЦ с КУ в соответствии с используемыми на практике для паросиловых теплофикационных установок способами разделения топлива на ТЭЦ ("физическим" и "пропорциональным").

3. Исследование изменения энергетических показателей основных элементов в зависимости от различных факторов. Выявление связей между показателями тепловой экономичности ПГУ-ТЭЦ и элементов тепловой схемы.

4. Разработка алгоритма расчета технико-экономических показателей ПГУ-ТЭЦ с КУ для составления энергопроизводителями отчетной документации по тепловой экономичности оборудования.

5. Разработка алгоритма расчета ПГУ-ТЭЦ с учетом структурных особенностей тепловых схем.

6. Разработка методики исследования режимов работы ПГУ-ТЭЦ на основе показателей тепловой экономичности, а также исследование показателей в годовом разрезе.

Вторая глава посвящена разработке методики расчета показателей тепловой экономичности ПГУ-ТЭЦ. Проведена классификация тепловых схем ПГУ-ТЭЦ на две основные группы и на их основе разработана обобщенная схема тепловых потоков, позволяющая описывать тепловую схему ПГУ-ТЭЦ с КУ

любого типа (в том числе с системой сжигания топлива в среде уходящих газов ГТУ - дожиганием). Для оценки тепловой экономичности предложены и использованы энергетические показатели: л^"" = N""/0^ - КПД газотурбинной установки в автономном режиме:к„ = л'/п^8"' - коэффициент снижения электрического КПД ГТУ; Кпг/ - коэффициент относительной мощности ПГУ; Рд=Од/(Э^ - доля дожигания топлива в КУ; Рт = От/<2^ -доля теплоты на внешнего потребителя; кр = 0Кту /Ог - доля теплоты, отпускаемой от КУ. Здесь: - электрическая мощность соответственно ГТУ и ПГУ-ТЭЦ; С!^, Од - теплота, подводимая с топливом соответственно в камеры сгорания ГТУ и камеры дожигания КУ; От, - тепловая мощность соответственно всей ПГУ-ТЭЦ и котла-утилизатора.

Предложены формулы для расчета долей топлива от общего расхода Впгу на виды энергии согласно "физическому" (ф) и "пропорциональному" (п) способам: - на электрическую энергию:

впГ _ пПрт-(1+Рд)-Рт к„-л

э авт

(1)

В™, л„от-(1+Рд) кп-лГт+кп. рт-л '

где Лпот - коэффициент, учитывающий тепловые потери в камерах сгорания ГТУ и дожигания;

- на тепловую энергию:

В11п> K_.-B.-n

(2)

в;'ф) = Р, кпгу-рт-п

Л„оТ-(1+Рд) И Впгу к^л^ + К^-р. л '

Коэффициент пропорциональности л используется ОРГРЭС при "пропорциональном" способе разделения топлива на паросиловых ТЭЦ и определяется соотношением КПД по выработке электрической г)КЭс и тепловой энергии

Лит при их раздельном производстве: П = лгас /цт1 .

В основу разработанной методики положены показатели тепловой экономичности основных элементов схемы (газотурбинной установки, котла-

утилизатора и паротурбинной установки), используемые разработчиками и производителями этого оборудования.

КПД газотурбинной установки определяется согласно:

(3)

где коэффициент кп учитывает изменение КПД ГТУ из-за технологических и эксплуатационных особенностей тепловых схем ПГУ-ТЭЦ.

КПД котла-утилизатора рассчитывается по формуле прямого теплового баланса:

с?:+|уот

1ку 0УХ 0С . 1«)

где: - мощность теплового потока КУ на паротурбинную установку (с па-

ГТУ

ром); О^ - мощность теплового потока с уходящими газами КУ. Исследования

показали, что увеличение температуры газов перед КУ повышает его КПД.

Паротурбинная установка является наиболее сложным элементом ПГУ-ТЭЦ, комбинированно вырабатывающим электрическую и тепловую энергию. Поэтому возникает необходимость деления теплоты на ПТУ на эти виды энергии. КПД паротурбинной установки по выработке электрической и тепловой энергии предлагается определять по следующим формулам:

- по "физическому" методу:

Пи лгтгттг^ ^пг -Плев-

"(1-М-С^Ипсв

где г]псв - коэффициент, учитывающий тепловые потери в теплофикационной установке ПГУ-ТЭЦ;

- по "пропорциональному" методу:

Ппт а°у Пл'

Проведено исследование изменения показателей тепловой экономичности ГТУ, КУ и ПТУ в зависимости от различных факторов. При анализе изменения показателей паротурбинной установки для оценки значений удельной выра-

ботки электроэнергии паротурбинной установки на тепловом потреблении и тепловых потерь в конденсационных устройствах использован метод карноти-зации циклов ПТУ.

В результате были определены соотношения ме>еду основными показателями тепловой схемы ПГУ-ТЭЦ, позволяющие оценить ее энергетический потенциал (тепловой и электрической мощности) в зависимости от тепловой экономичности ГТУ и распределении вырабатываемой теплоты между котлом-утилизатором и паротурбинной установкой (пример - на рис.1). Предложенная методика позволяет также проводить аналогичный анализ для схем ПГУ-ТЭЦ с различной степенью дожигания в котлах-утилизаторах.

Получены аналитические выражения, устанавливающие связь между показателями тепловой экономичности отдельных элементов с показателями ПГУ-ТЭЦ. КПД производства электроэнергии на ПГУ-ТЭЦ можно определить по энергетическим показателям ПГУ-ТЭЦ (в общем виде) или по показателям тепловой экономичности основных элементов тепловой схемы:

к -пэавт „МФ) __ ч __

" К^-О + Рд-Р./Чпог)

1 + Рд-Рт/т1„от

1 о

О 9 ■

0.8

0.7

О 5

25

.4=0 б

Рт=0.5 Рт=0.4 ... Рт=0.3

----к„=1

30

35

40

^=87% Р„=0

Рис.1. Изменение основных показателей ПГУ-ТЭЦ в зависимости от изменения значения КПД ГТУ (без дожигания в КУ)

---к. =0.5

к =0

0 6

Ппсу~ кпгу-(1+рд)

кп-т1гг+лГ-пку-(1-кп-пГт-«Г+Рд)-кР-Рт-(пГ-:п) ,оч = • (8>

По полученным выражениям построены графические зависимости (рис.2), проведено исследование изменения показателей экономичности ПГУ-ТЭЦ и выполнен подробный анализ влияния показателей элементов ПГУ-ТЭЦ на показатели ТЭЦ в целом. Как показали исследования, КПД ПГУ-ТЭЦ по выработке электроэнергии увеличивается с ростом электрического КПД ГТУ, КПД котла-утилизатора и увеличении доли отпускаемой теплоты от паротурбинной установки. При этом, при использовании "физического" способа разделения топлива, влияние КПД используемых ГТУ на показатели экономичности уменьшается с ростом его значения.

Значения КПД производства теплоты на ПГУ-ТЭЦ предлагается рассчитывать по следующим выражениям:

<Ф) = Л„о, и (9)

Э(П,

(10)

Л

-к„=0 ---кц=0.5 ----к„=1 -п«»=87% -о- гц=82%

Рис.2. КПД ПГУ-ТЭЦ по производству электроэнергии по "физическому" (ф) и "пропорциональному" (п) способам разделения топлива

1.0

Коэффициент использования теплоты топлива (полный КПД ПГУ-ТЭЦ) не зависит от способа разделения топлива и определяется через показатели тепловой экономичности элементов ПГУ-ТЭЦ согласно следующему выражению:

- _'уч""ч-кпгу-рт Кп„-(1 + Р„

Пггу =

пгу \ ГД/

где: С - безразмерная величина, которая зависит от способа разделения теплоты на ПТУ и принимает значения: С= т^ф> - при расчета показателей ПТУ

по "физическому" способу и С= кр + (1- кр )• г| - по "пропорциональному" способу.

Значение удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении определяется по формуле (в безразмерном виде):

эт _К чГт _

пгу Кпгу -рт -

Рт

Для анализа влияния различных факторов на указанные показатели построены графические зависимости (рис.3) и проведено соответствующее исследование. В результате выявлено, что наибольшее влияние на эти показатели экономичности оказывает значение электрического КПД газотурбинной установки, КПД котла-утилизатора и распределение вырабатываемой тепловой энергии между котлом-утилизатором и паротурбинной установкой.

Предложены выражения для расчета указанных показателей тепловой экономичности ПГУ-ТЭЦ с учетом затрат тепловой и электрической энергии на собственные нужды (показатели нетто).

Для иллюстрации применения предложенной методики также выполнен анализ влияния дожигания топлива в котле-утилизаторе на энергетические показатели ПГУ-ТЭЦ. Также на основе предложенной базы подготовлено предложение для АО "Фирма ОРГРЭС" по алгоритму расчета технико-

---1у=0.5 ----кр=1 -п„=87% -о- П„=В2%

Рис.3. Коэффициент использования теплоты топлива и удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении ПГУ-ТЭЦ

экономических показателей ПГУ-ТЭЦ, нормативных характеристик оборудования, по разработке формы отчетности по топливоиспользованию для парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами.

В третьей главе разработана методика расчета тепловых схем теплофикационных ПГУ. Выявлен достаточно сложный характер расчетного алгоритма. Показано, насколько важен учет влияния различных эксплуатационных факторов, определяемых структурными особенностями тепловых схем, на показатели газотурбинной установки, являющейся определяющим элементом ПГУ. На основе этого была определена основная структура алгоритма расчета и разработан собственно алгоритм, характеризующийся значительным количеством вложенных итерационных вычислений на уровне основных элементов (рис.4).

Предложенный алгоритм применим к балансовым и поверочным расчетам сложных схем парогазовых ТЭЦ с КУ (двух- и трехконтурные схемы, системы дожигания топлива в КУ, многоступенчатые теплофикационные установки, многоблочные схемы и др.). Определены основные стадии расчета и даны рекомендации по расчету отдельных элементов тепловой схемы ПГУ-ТЭЦ, а также затрат тепловой и электрической энергии на собственные нужды. Сформулированы основные положения создания математических моделей различных типов тепловых схем ПГУ теплофикационного типа.

На основе предложенного алгоритма разработан программный комплекс цля расчета тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами.

В четвертой главе были выполнены разработки методических основ исследования режимов работы теплофикационных ЛГУ в условиях эксплуатации. Предлагается исследование режимов работы ПГУ-ТЭЦ проводить с помощью диаграмм режимов, построенных в относительных координатах "электрическая - тепловая мощность". В качестве "масштабирующего" козффици-энта предложено использовать значение номинальной мощности ГТУ 1\1"°м(МВт). По оси абсцисс откладываются значения относительной электри-

ческой мощности Ыпгу, а по оси ординат - значения относительной тепловой мощности энергоблока ПГУ-ТЭЦ <2пгу, определяемые по выражениям:

— а

ГТ»

где: , МВт - текущие значения соответственно электрической и

тепловой мощности ПГУ-ТЭЦ.

С помощью предложенных диаграмм (рис.5) для возможных параметров воздуха, в зависимости от типа ГТУ, можно определить основные показатели ПГУ-ТЭЦ в широком диапазоне тепловой и электрической мощности, а также определить нагрузку ГТУ по заданной тепловой нагрузке при условии максимального значения КПД производства электроэнергии (в зависимости от способа разделения топлива). В работе разработаны диаграммы режимов работы для нескольких типов тепловых схем ПГУ-ТЭЦ и выполнен анализ изменения показателей работы энергоблоков. Было уделено также внимание схемам с системами дожигания топлива в котле-утилизаторе и разработаны диаграммы режимов работы энергоблоков с двухступенчатой системой дожигания топли-

Рис.5. Пример диаграммы режимов работы энергоблока ПГУ-ТЭЦ с КУ

ва в КУ. Проведен анализ изменения показателей тепловой экономичности блока в возможном диапазоне нагрузок ступеней дожигания топлива.

Предложенные диаграммы режимов могут быть описаны с помощью аналитических выражений показателей тепловой экономичности как функции нескольких переменных, определяющих работу блока:

т1^=4вД,Ргт>,Ря). (14)

Тогда определение максимума этой функции при конкретных значениях температуры воздуха и тепловой нагрузки От есть решение системы дифференциальных уравнений:

* =0 и ^- = 0, (15)

при определенных для каждого рассматриваемого случая граничных условиях:

Inmax ^ р ^ рmin пу -Г-гту-Ггту (16)

Разработанный подход к решению вопросов оптимизации режимов работы с использованием математического моделирования годовых диаграмм режимов работы предложено положить в основу системы автоматического управления работы на уровне энергоблоков и станции в целом. В качестве примера практического использования диаграмм и их математических моделей проведено исследование энергетических показателей одной из схем энергоблока ПГУ-ТЭЦ в течение года при различных условиях покрытия графика тепловой нагрузки (максимальная эффективность производства электроэнергии при двух способах разделения топлива, минимальные тепловые потери и др.). По полученным результатам выполнен сравнительный анализ.

Сформулированы принципы математического моделирования диаграмм режимов и на этой основе разработаны программные средства расчета для оптимизации режимов работы ПГУ-ТЭЦ с КУ.

В пятой главе разработано определение энергетических показателей работы парогазовых ТЭЦ в течение длительного периода времени - года. Показано, что расчет годовых показателей ПГУ-ТЭЦ по сравнению с паросиловыми установками отличается существенным влиянием на эти показатели измене-

ния параметров наружного воздуха. Разработаны предложения по расчету показателей с учетом этих особенностей. Сформулированы основные показатели, отражающие качественную и количественную сторону работы парогазовых ТЭЦ.

Разработана методика сравнения вариантов тепловых схем ПГУ-ТЭЦ, основанная на принципе выравнивания потенциала (качества) генерируемой теплоты за счет ее дополнительной выработки в котельных. Это позволяет сравнивать тепловую экономичность тепловых схем с различными коэффициентами теплофикации. Предложены формулы для расчета энергетических показателей. Проведен сравнительный анализ годовых показателей работы нескольких энергоблоков ПГУ-ТЭЦ различной компоновки.

Предложена методика сравнения тепловой экономичности вариантов энергоснабжения на базе парогазовой ТЭЦ с использованием приведенных показателей тепловой экономичности (приведение вариантов в сопоставимый вид за счет замещающих мощностей конденсационных электростанций и котельных). Методика базируется на обобщенной схеме вариантов энергоснабжения (рис.6). Предложены аналитические выражения для расчета приведенных показателей (по двум способам разделения топлива):

- приведенный КПД производства электрической энергии потребителю: N° + Д№ 1ЧЭ + ДМ3

~3(Ф> _ ' "ПЫ т ЦМ«С.] —э(п) _ "гоу.) ТЦ|,110С )

--сГ" и - м» .ос-; (17)

0° + Д0С--1±. —¡24—.

«пгы ^кэс, + Ч«.,

11 пот^ пгу.) ' 1

_ _А_______ 1 0е «пгу.) 1 АОкэс; _______А.______

1 1 ! Зам. котельная ■ !_______________! ПГУ-ТЭЦ ,--------------1 ! Зам. КЭС 1 1______,_______1

! ДОт] 0 Т.) № 1 пгу.) АЧэЭС1 ;

1-------( 1 1 * 1 1------- 1 1 1 *

потребитель тепловой энергии 1 потребитель электрической 1 1 энергии 1

Рис.6. Схема ^варианта энергоснабжения района на базе ПГУ-ТЭЦ

- приведенный КПД производства тепловой энергии потребителю:

-т(ф) _ ЛпОТ,-лЮг1-(о,, + АО«ат1) -т(я>_ от)+Аакот,

М» -Г, "+А°кот,

где: ,, А N электрическая мощность соответственно ПГУ-ТЭЦ и КЭС; 0Т), ЛОк0Т, - тепловая мощность соответственно ПГУ-ТЭЦ и котельных;

,, А0КСЭС ,, ЛОксот, - теплота, подводимая с топливом соответственно на ПГУ-ТЭЦ, КЭС и котельные; г|пот т|К0Т )- КПД производства теплоты соответственно на ПГУ-ТЭЦ и котельных.

Приведенный коэффициент использования теплоты топлива (приведенный полный КПД):

_ +Д№ +0 + ДО

—КИТ _ ' пгу I т ц|1ОС ) т ^Т ] п

0е + ДСГ + Д(5С К '

пгу.; "^кзс.) "'"тот л

Результаты работы позволяют подготовить необходимую исходную информацию для финансово-экономического анализа проекта сооружения новой или реконструкции устаревшей станции на базе парогазовых установок.

Иллюстрацией применения разработанных методик расчета тепловых схем, показателей их тепловой экономичности, годовых показателей, а также сравнения вариантов стало исследование возможности использования парогазовой технологии при техническом перевооружении ТЭЦ МЭИ. Рассмотрены два возможных варианта реконструкции станции. По результатам исследований выполнен сравнительный анализ тепловой и экономической эффективности. Определены годовые показатели тепловых схем по двум вариантам. Выработаны рекомендации по выбору оптимального варианта модернизации ТЭЦ МЭИ, которые использованы специалистами института Мосэнергопроект при разработке технико-экономического обоснования проекта реконструкции.

ВЫВОДЫ

1. В результате анализа большого количества различных тепловых схем действующих и проектируемых ПГУ-ТЭЦ проведена их классификация.

2. Разработана методика определения показателей тепловой экономичности парогазовых ТЭЦ для «физического» и «пропорционального» способов разделения топлива на виды производимой энергии. Автором получены необходимые для расчета показателей зависимости. Проведен анализ их изменения в зависимости от условий эксплуатации. Учтены особенности технологического процесса производства энергии на ЛГУ-ТЭЦ с КУ.

3. Получены зависимости для расчета показателей экономичности элементов схемы ПГУ-ТЭЦ: ГТУ, котла-утилизатора и паротурбинной установки. Проведен анализ и показана их связь с показателями энергоблока. Представлены положения расчета показателей экономичности ПГУ-ТЭЦ для анализа тепловой эффективности оборудования в условиях проектирования и эксплуатации.

4. Разработаны методические основы и алгоритм расчета различных типов тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с КУ, сформулированы и обоснованы основные этапы расчета. Учтены структурные особенности тепловых схем. Сформулированы основные положения разработки математических моделей теплофикационных ПГУ, разработаны программные средства расчета тепловых схем ПГУ-ТЭЦ различной структуры.

5. Для исследования режимов работы ПГУ-ТЭЦ с КУ разработаны диаграммы режимов. С их помощью для любых параметров наружного воздуха в зависимости от типа ГТУ, ее нагрузки, способов разделения топлива определены основные показатели работы установки в широком диапазоне значений отпускаемой электрической и тепловой энергии. Построены аналогичные годовые диаграммы режимов работы ПГУ-ТЭЦ различного типа.

6. Сформулированы основные положения математического моделирования диаграмм режимов работы парогазовых ТЭЦ с КУ для Исследования и оптимизации режимов с целью улучшения показателей тепловой экономичности. На основе этого могут быть разработаны программы автоматической системы управления энергоустановкой для наиболее эффективного производства двух видов энергии.

7. Показано, что определение годовых показателей парогазовых ТЭЦ, по сравнению с паросиловыми установками, отличается существенным влиянием на эти показатели изменения параметров наружного воздуха. Сформулированы рекомендации по учету этого влияния и предложены расчетные зависимо-

сти, позволяющие дать количественную и качественную оценку работы станции в годовом разрезе. Использование разработанных рекомендаций позволяет более точно проводить оценку эффективность инвестиций при проектировании новых ПГУ-ТЭЦ. Разработанная методика позволяет производить сравнение вариантов энергоснабжения потребителя на базе ПГУ-ТЭЦ с различными тепловыми схемами.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях:

1. Утилизационные газоводяные теплообменники в схемах парогазовых и газотурбинных электростанций. Методические указания по дипломному и курсовому проектированию для специальности "Тепловые электрические станции"/ C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.П. Дудко и др. И М.: МЭИ. -1997. - 24с.

2. Разработка методики и программ расчета газоводяных теплообменников в составе газотурбинных и парогазовых ТЭС / C.B. Цанев, В.Д. Буров, С.Н. Дорофеев, А.П. Дудко II Международная научно-техническая конференция "VIII Бенардосовские чтения": Тез. докл. - Иваново, 1997. - С. 129.

3. Выбор оптимальных решений регулирования отпуска теплоты на газотурбинных ТЭЦ / C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.П. Дудко и др. // Вестник МЭИ -1998.-№1-С.19-23.

4. Техническое перевооружение паротурбинных ТЭЦ малой мощности с применением парогазовой технологии / C.B. Цанев, В.Д. Буров, Б.В. Богомолов, А.П. Дудко // Второй Международный Симпозиум по энергетике, окружающей среде и экономике: Тез. докл. - Казань, 1998. - С.147-150.

5. Цанев C.B., Буров В.Д., Дудко А.П. Разработка алгоритма расчета тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами // V международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»: Тез. докл. - М., 1999. - С.299-301.

6. Цанев C.B., Буров В.Д., Дудко А.П. Влияние дожигания топлива в котлах-утилизаторах парогазовых ТЭЦ на показатели экономичности II Международная научно-техническая конференция "Состояние и перспективы развития электротехнологии (IX Бенардосовские чтения)": Тез. докл. - Иваново, 1999. -С.138.

7. Методические основы алгоритма определения энергетических показателей тепловых схем парогазовых теплоэлектроцентралей / C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.Я. Копсов, А.Р. Дудко II Электрические станции. -1999. - №8. - С.7-11.

8. Методические основы определения энергетических показателей парогазовых теплоэлектроцентралей с котлами-утилизаторами / В Д- Буров, C.B. Цанев, А.П. Дудко и др. // Вестник МЭИ. -1999. - №4. - С.35-40.

9. Алгоритм расчета тепловых схем парогазовых ТЭЦ / В.Д. Буров, C.B. Цанев, А.П. Дудко, В.Е. Торжков // Первая научно-техническая конференция «Моделирование технологических процессов в энергетике»: Тез. докл. - Волжский, 1999.-С.11-13.

10. Особенности моделирования и расчета газоводяных теплообменников и котлов-утилизаторов в составе газотурбинных ТЭЦ / C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.П. Дудко и др. // Первая научно-техническая конференция «Моделирование технологических процессов в энергетике»: Тез.докл. - Волжский, 1999. - С. 1315.

Подписано к печати Л -

Печ. л. ш Тираж Заказ ЗА,

Типография МЭИ, Красноказарменная, 13.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ СХЕМ ПАРОГАЗОВЫХ ТЭЦ И РАБОТ ПО РАЗРАБОТКЕ МЕТОДИК РАСЧЕТА

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ.

1.1. Термодинамические основы циклов ПГУ-ТЭЦ.

1.2. Тепловые схемы парогазовых ТЭЦ с КУ.

1.3. Обзор работ по разработке методик расчета схем и их энергетических показателей.

1.4. Постановка задачи и цели исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ИССЛЕДОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ПГУ-ТЭЦ С КОТЛАМИ-УТИЛИЗАТОРАМИ

2.1. Классификация типов схем парогазовых ТЭЦ с КУ.

2.2. Схема тепловых потоков теплофикационной ПГУ с КУ

2.3. Показатели режимов работы ПГУ-ТЭЦ.

2.4. Особенности разделения расхода топлива на виды вырабатываемой энергии.

2.4.1. «Пропорциональный» метод разделения расхода топлива

2.4.2. «Физический» метод разделения расхода топлива.

2.5. Определение показателей тепловой экономичности.

2.6. Анализ показателей тепловой экономичности основных элементов ПГУ-ТЭЦ и их связь с показателями ТЭЦ.

2.6.1. Показатели тепловой экономичности газотурбинной установки.

2.6.2. Показатели тепловой экономичности котла-утилизатора.

2.6.3. Показатели тепловой экономичности паротурбинной установки.

2.7. Анализ показателей тепловой экономичности ПГУ-ТЭЦ.

2.7.1. Энергетический коэффициент парогазового цикла.

2.7.2. КПД ПГУ-ТЭЦ производства электроэнергии.

2.7.3. КПД ПГУ-ТЭЦ производства тепловой энергии.

2.7.4. Коэффициент использования теплоты топлива ПГУ-ТЭЦ

2.7.5. Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении ПГУ-ТЭЦ.

2.8. Особенности определения показателей тепловой экономичности ПГУ-ТЭЦ с учетом затрат энергии на собственные нужды.

2.9. Основные положения расчета технико-экономических показателей для анализа тепловой экономичности оборудования ПГУ-ТЭЦ с КУ.

2.10. Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА

ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ-ТЭЦ С КУ.

3.1. Особенности расчета тепловых схем парогазовых ТЭЦ.

3.2. Разработка методических основ расчета тепловых схем ПГУ-ТЭЦ.

3.3. Специфика расчета затрат электрической и тепловой энергии на собственные нужды.

3.4. Основные положения расчета на ЭВМ тепловых схем ПГУ-ТЭЦ

3.5. Выводы по третьей главе.

ГЛАВА 4. АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПГУ-ТЭЦ.

4.1. Основные положения анализа и методика его проведения для различных типов схем парогазовых ТЭЦ.

4.2. Разработка диаграмм режимов работы ПГУ теплофикационного типа с КУ и их анализ.

4.3. Анализ режимов работы моноблока ПГУ-ТЭЦ в годовом разрезе.

4.4. Пример использования диаграмм режимов работы для исследования и анализа энергетических показателей ПГУ-ТЭЦ в годовом разрезе.

4.5. Выводы по четвертой главе.

ГЛАВА 5. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГОДОВЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ПГУ-ТЭЦ

5.1. Особенности определения годовых показателей парогазовых ТЭЦ.

5.2. Годовые показатели работы парогазовых ТЭЦ.

5.3. Методические основы расчета годовых показателей ПГУ-ТЭЦ

5.4. Разработка методики сравнения тепловой экономичности вариантов ПГУ-ТЭЦ.

5.5. Разработка методики сравнения вариантов энергоснабжения района на базе ПГУ-ТЭЦ с использованием приведенных годовых показателей.

5.5.1. Основные положения методики сравнения вариантов энергоснабжения района

5.5.2. Алгоритм сравнения вариантов энергоснабжения в годовом разрезе.

5.6. Использование методики определения годовых показателей парогазовой ТЭЦ при сравнении эффективности вариантов реконструкции ТЭЦ МЭИ.

5.6.1. Варианты реконструкции ТЭЦ МЭИ.

5.6.2. Определение и исследование показателей тепловой экономичности вариантов реконструкции ТЭЦ МЭИ.

5.7. Выводы по пятой главе.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ.

На долю России приходится почти седьмая часть суммарного производства первичных энергоресурсов в мире, в том числе газа - 36%, нефти - 13%, угля - 12%, и в обозримой перспективе запасы топлива достаточны для полного обеспечения, как собственных потребностей, так и для экспорта. Потенциальные ресурсы газа оцениваются в 212 трлн.куб.м, из них разведанные запасы - 49 трлн.куб.м.

В настоящее время удельный вес природного газа в суммарном расходе топлива на электростанциях РФ составляет 62%. На перспективу до 2010 года прирост электропотребления и производства электроэнергии в основном будет осуществляться за счет тепловых электростанций. В современных условиях РАО «ЕЭС России» ориентируется на газоугольную топливную стратегию развития тепловой электроэнергетики. Это означает, что к 2010 году в балансе топливоиспользования ТЭС доля газа составит 65%.

Структура оборудования энергосистем Российской Федерации характеризуется тем, что основная доля электрической и тепловой энергии производится на ГРЭС и ТЭЦ с паротурбинными блоками (примерно 70%), сжигающими органическое топливо. Эти блоки, однако, имеют удельные экономические показатели, близкие к своему техническому пределу даже с учетом перспективы их возможного совершенствования (за счет повышения начального давления и температуры, введение вторичного промперегрева, уменьшение затрат энергии на собственные нужды и т.д.). Даже при использовании комбинации различных мер, направленных на повышение эффективности энергоблоков, верхняя граница значений КПД по выработке электроэнергии достигнет 51 % (рис.В.1.) [1]. Вместе с тем, указанные меры целесообразно применять на паросиловых энергоустановках большой мощности (300-И000 МВт).

К числу задач, требующих решения при реализации новой энергетической политики России, относится освоение современных эффективных технологий производства тепловой и электрической энергии с

51 50 49 48 47 46 45 44 43 42 41

Рис.В.1. Перспектива повышения КПД паротурбинных блоков за счет различных мер

КПД нетто, %

167 бар 538/ 538 "С

250 бар 540/ 560

270 бар

585/ 600 °С

300 бар 600/ 620'С

1,1 %

315 бар 620/ 620'С

350 бар

700/ 720 °С

1,0%

0,4 %

0,8% 5553? Я пром-перегрев

0,4% Icoi

КПД паровой турбины

Использование Собствен- тепловых ные нужды отходов котла

КПД котла

Недогрев до температуры насыщения

Потери — давления

Пароводяной контур

-О

Усовершенствование конструкционных материалов Усовершенствование процессов применением комбинированных установок, в основе которых лежит использование парогазовой технологии. Вводимая мощность на ПГУ и ГТУ на новых и модернизируемых электростанциях к 2010 году может достичь 25-н30 млн. кВт. За рубежом парогазовые установки уже нашли широкое применение [2, 3, 4].

В основе парогазовых электростанций лежат газотурбинные установки. Уже сегодня КПД современных энергетических ГТУ в автономном режиме достигает 38-И0%, а электрическая мощность лежит в широком диапазоне от 1 до 300 МВт. Высокая маневренность ГТУ (время вывода на номинальную мощность составляет 20-^30 мин) делает их привлекательными для использования в энергосистеме. В таблице В. 1 приводятся эксплуатационные данные для некоторых ГТУ фирмы ABB (Asea Brown Bovery).

При уже освоенных параметрах рабочих тел на ПГУ можно достигнуть технико-экономических показателей значительно более высоких, чем для современных паротурбинных блоков.

Таблица В. 1

Тип ГТУ GT8C GT13D GT13E2 GT26

Номинальная электрическая мощность, МВт 52,8 97,9 165,1 240

Время пуска из холодного состояния до ном. нагрузки (норм/ускор), мин 17/10 16/8,5 25/12 30

Гарантируемый общий ресурс установки,ч 100000

Коэффициент готовности 0,99 0,99 0,992 0,99

Среди электростанций, находящихся в эксплуатации в настоящее время, электростанция Didcot В (Англия), на основе ГТУ V94.3 фирмы Siemens KWU,, с коэффициентом производства электроэнергии 56 % на сегодняшний день является примером реализации ПГУ современного уровня. Строящаяся электростанция Otahuhu (Новая Зеландия) достигнет значения КПД 58%. Цель, заключающаяся в достижении коэффициента использования теплоты топлива 60% на ПГУ-КЭС, реальна и, по всей вероятности, будет достигнута уже к 2000 году [1].

При современных параметрах газов ГТУ парогазовые установки с котлами-утилизаторами обладают рядом достоинств:

• высокая термическая эффективность (выше, чем у современных паросиловых установок);

• умеренное снижение КПД при снижении мощности за счет структурной схемы блока;

• высокая маневренность установки обеспечивается большой долей мощности газотурбинной части (60+70 %), а также средними параметрами пара;

• сравнительно низкая удельная стоимость и высокая надежность.

Для примера в таблице В .2 приводятся сравнительные данные по стоимостным характеристикам паротурбинных и парогазовых станций [1].

Несмотря на снижение за последние годы удельных капвложений для паротурбинных ТЭС, удельные капиталовложения для ПГУ значительно меньше [3-6].

Для отечественной энергетики всегда была актуальной задача теплофикации ввиду особенности климатических условий, в которых находится значительная часть Российской Федерации. Согласно прогнозам

Таблица В.2. Анализ расходов в процессе срока эксплуатации ТЭС

Параметры 1990 г. 1995 г.

ПГУ ПТУ ПГУ ПТУ

Удельные расходы на оборудование, (БМ/кВт) 800 1300 550 700

Коэффициент полезного действия по производству электроэнергии, % 52,5 40,0 57,2 42,0

Института энергетических исследований (ИНЭИ РАН РФ), к 2010 году отпуск тепла от ТЭЦ в целом по России составит 4000-^4200, а по европейской части - 3000-^3100 млн. ГДж [7-9], что на 8-^10% больше отпущенного тепла в 1995 году. Доля тепловой энергии, вырабатываемой на ТЭЦ, составит 49-^50%. Одним из наиболее эффективных путей повышения эффективности ТЭЦ является использование ПГУ теплофикационного типа с котлами-утилизаторами, как на новых станциях, так и при реконструкции устаревших [8].

Как показывают исследования, в режимах с максимальной теплофикационной нагрузкой коэффициент использования теплоты топлива примерно одинаковый для паротурбинных и парогазовых ТЭЦ. Несмотря на это, использование ПГУ-ТЭЦ в энергетике позволит повысить эффективность использования топлива в годовом разрезе. Это обуславливается тем, что достаточно большой период времени (неотопительный период и начало/конец отопительного периода) паросиловые ТЭЦ работают на частичной тепловой нагрузке и, как следствие, с невысоким КПД. При этих же условиях парогазовые ТЭЦ имеют более высокие показатели. Для сравнения, КПД ПГУ в конденсационном режиме составляет 52-ь55% против 42-г-45% у паросиловых установок.

Важной задачей также является определение и исследование показателей тепловой экономичности различных схем ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами. В качестве примера можно привести Северо-Западную ТЭЦ (г. Санкт-Петербург) [10]. При практически полной ее готовности к концу 1999 года до сих пор нет нормативной и утвержденной документации для определения технико-экономических показателей и составления отчетных материалов. Таким образом, в настоящее время существует необходимость проведения работы в этом направлении. К настоящему времени не определены положения методики определения показателей тепловой экономичности ПГУ-ТЭЦ. В литературе рассматриваются различные способы разделения расхода топлива на производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ [11]. Среди них широкое применение получил «физический» метод, использовавшийся длительное время электростанциями и энергосистемами при составлении нормативных и отчетных материалов. Ввиду экономических условий, возникших в отечественной энергетике в 90-х годах при переходе к рыночной экономике, был введен в практику разработанный в ОРГРЭС «пропорциональный» метод (или метод ОРГРЭС). В настоящее время метод ОРГРЭС имеет статус нормативного для паротурбинных теплоэлектроцентралей [12, 13].

Необходимо разработать методические основы расчета тепловых схем ПГУ-ТЭЦ, их элементов и режимов работы. Создание машинных средств расчета позволит проводить оптимизацию структуры и технологических решений схемы и режимов работы станции при совместной выработке тепловой и электрической энергии. С помощью таких средств расчета возможно решить задачи работы нескольких энергоблоков в составе ПГУ-ТЭЦ с различной нагрузкой с целью обеспечения максимальной эффективности производства. Определение годовых показателей работы станции в целом позволит проводить технико-экономическую оценку целесообразности реализации проекта, сравнить показатели финансовой эффективности различных вариантов тепловых схем, оптимально проработать режимы работы и структуру применительно к конкретным условиям: региону сооружения (реконструкции), его климатическим условиям, финансовой политике региона и т.д. Это должно быть обязательным условием окончательного выбора варианта реализации проекта ТЭЦ [14].

В настоящее время в отечественной энергетике актуальной стала проблема реконструкции физически и морально устаревших теплоэлектроцентралей. Согласно оценкам специалистов, более половины оборудования ТЭС имеет износ 50%, а мощность полностью выработавшего свой расчетный ресурс оборудования составляет 17 млн. кВт. По прогнозам, в период до 2010 года из находящегося в эксплуатации энергетического оборудования мощностью 135 млн. кВт отработает свой расчетный ресурс оборудование мощностью 75 млн. кВт [8,15,18]. Парогазовые установки теплофикационного типа с котлами-утилизаторами могут использоваться как при строительстве новых электростанций, так и при техническом перевооружении существующих паросиловых теплоэлектроцентралей с целью повышения экономических, маневренных и экологических показателей [4, 1419].

Настоящая работа посвящена исследованию и анализу различных вариантов тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами, их структурных особенностей. Основная часть работы посвящена разработке методики определения показателей тепловой экономичности теплофикационной ПГУ. Рассмотрены основные вопросы расчета тепловых схем и предложены алгоритмы расчета тепловых схем, энергетических показателей режимов работы ПГУ теплофикационного типа. Предложена методика исследования показателей тепловой экономичности работы парогазовых ТЭЦ с использованием диаграмм режимов. Изложены методические основы для определения годовых показателей работы ПГУ-ТЭЦ.

Работа выполнена под руководством кандидата технических наук, доцента кафедры ТЭС МЭИ Цанева C.B. Автор выражает руководителю работы и научному руководителю НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС», кандидату технических наук, доценту Бурову В.Д. благодарность и признательность за участие, и постоянную поддержку. Автор работы благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» за помощь, а также сотрудников кафедры Тепловых электростанций МЭИ за ряд сделанных важных замечаний и полезных рекомендаций.

Автор также признателен специалистам фирмы ОРГРЭС за консультации и ценные рекомендации при работе над отдельными частями диссертации и подготовке публикаций, а также российскому представительству департамента KWU фирмы Siemens за консультации и предоставленные материалы.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

По диссертационной работе можно сделать следующие выводы:

1. В результате анализа большого количества различных тепловых схем действующих и проектируемых ПГУ-ТЭЦ проведена их классификация и выделены две основные группы, характеризующиеся структурными особенностями и включившие в себя несколько типов схем.

2. Разработана методика определения показателей тепловой экономичности парогазовых ТЭЦ для «физического» и «пропорционального» способов разделения топлива на виды вырабатываемой энергии для теплоэлектроцентралей. Автором получены необходимые для расчета показателей зависимости. Проведен анализ их изменения в зависимости от условий эксплуатации. Учтены особенности технологического процесса производства тепловой и электрической энергии на ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами, в том числе при применении систем дожигания топлива в среде выхлопных газов ГТУ.

3. Получены зависимости определения показателей экономичности основных элементов тепловой схемы ПГУ-ТЭЦ: ГТУ, котла-утилизатора и паротурбинной установки. Проведен их анализ и показана связь с показателями энергоблока. Представлены положения расчета технико-экономических показателей ПГУ-ТЭЦ для анализа тепловой эффективности оборудования при эксплуатации. Определение этих показателей в условиях эксплуатации оборудования позволят проверить заявленные изготовителями характеристики оборудования. Разработанные автором методические основы определения и анализа показателей экономичности ПГУ-ТЭЦ ее элементов, полученные им зависимости позволяют использовать их в проектных, научно-исследовательских работах, в процессе эксплуатации парогазовых ТЭЦ для определения тепловой экономичности отдельных элементов схемы и всей энергоустановки в целом.

4. Разработаны методические основы и алгоритм расчета различных типов тепловых схем теплофикационных ПГУ, сформулированы и обоснованы основные этапы их расчета. Учтено наличие дожигание топлива, многоступенчатых теплофикационных установок, различной блочной структуры и т.д. Сформулированы основные положения разработки математических моделей ПГУ теплофикационного типа, разработаны программные средства расчета тепловых схем ПГУ-ТЭЦ различной структуры. Они использованы при проведении научно-исследовательских работ, на стадии проектирования электростанций, а также в учебном процессе на кафедре ТЭС МЭИ.

5. Для исследования режимов работы ПГУ-ТЭЦ с КУ использовались предложенные и разработанные автором диаграммы режимов. С их помощью для любых параметров наружного воздуха в зависимости от типа ГТУ, ее нагрузки, способов разделения топлива определены основные показатели работы установки в широком диапазоне значений отпускаемой электрической и тепловой энергии. Построены аналогичные годовые диаграммы режимов работы ПГУ-ТЭЦ различного типа.

6. Сформулированы основные положения математического моделирования диаграмм режимов работы парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами применительно исследования и оптимизации их показателей тепловой экономичности. На основе этого могут быть разработаны программы автоматической системы управления энергоустановкой для наиболее эффективного производства двух видов энергии.

7. Показано, что определение годовых показателей парогазовых ТЭЦ по сравнению с паросиловыми установками отличается существенным влиянием на эти показатели параметров наружного воздуха. Предложены расчетные зависимости и сформулированы рекомендации по учету этого влияния. Автором предложены основные годовые показатели ПГУ-ТЭЦ, позволяющие дать количественную и качественную оценку работы станции в годовом разрезе. Разработаны методические основы определения годовых показателей ПГУ теплофикационного типа. Их использование в стандартных программах расчета «бизнес-планов» (например - программа Project Expert или программа анализа коммерческой эффективности «Альт-Инвест», адаптированной к экономическим расчетам в энергетике) позволяет оценить эффективности инвестиций при проектировании новой или модернизации действующей ТЭЦ с использованием ПГУ-ТЭЦ. Предложена методика сравнения вариантов тепловых схем ПГУ-ТЭЦ. На базе этой методики выполнен сравнительный анализ двух групп тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилиазторами. Разработана методика сравнения вариантов энергоснабжения потребителя с использованием ПГУ-ТЭЦ на основе приведенных показателей. Проделанная работа позволяет проводить комплексное исследование парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами на любой стадии проектирования, а также при эксплуатации станции.

1. Клаус Ридле, Роберт Тауд. Электростанции на природном топливе остаются основой в производстве электроэнергии / Power Journal. 1998. -№11. - с.4-10.

2. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом / Теплоэнергетика. 1999. - №1. - с.71-80.

3. Перспективы применения газовых турбин в энергетике / Теплоэнергетика. 1992.-№9.-с.2-9.

4. Парогазовые установки путь к повышению экономической эффективности и экологической чистоты теплоэнергетики / Теплоэнергетика. - 1990. - №3. - с.2-8.

5. Ценообразование для газовых турбин / Электрические станции. 1996. -№6. -с.69-70.

6. Саламов A.A. Удельные капитальные затраты на сооружение ТЭС за рубежом / Теплоэнергетика. 1997. - №2. - с.76-79.

7. Новая энергетическая политика России. М.: Энергоатомиздат, 1995. -512с.

8. Дьяков А.Ф., Попырин Л.С., Фаворский О.Н. Перспективные направления применения газотурбинных установок в энергетике России / Теплоэнергетика. 1997. - №2. - с.59-64.

9. Хрилев Л.С. Основные направления и эффективность развития теплофикации / Теплоэнергетика. 1998. - №4. - с.2-12.

10. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ/ А.Ф. Дьяков, П.А. Березинец, М.К. Васильев и др. // Электрические станции. -1996.-№7. -с. 11-16.

11. Соколов ЕЛ. О способах распределения расхода топлива на ТЭС / Теплоэнергетика. 1992. - №9. - с.55-59.

12. Методические указания по составлению отчета электростанций и акционерного общества энергетики и электрофикации о тепловойэкономичности оборудования: РД 34.08.552-95.-М.: СПО ОРГРЭС, 1995. -124с.

13. Гинсбург Г.В., Коновалов Г.М., Ломоносов В.А. Работы фирмы ОРГРЭС по подготовке к внедрению парогазовых технологий в производстве электрической и тепловой энергии / Электрические станции. 1998. - №5. -с.13-14.

14. Попырин Л.С., Щеглов А.Г. Эффективные типы парогазовых и газотурбинных установок для ТЭС / Электрические станции. 1997. - №7. - с.8-17.

15. Реконструкция устаревших ТЭС по парогазовой технологии / А.Ф. Дьяков, А.Ф. Евдокимов, О.И. Демидов и др. // Теплоэнергетика. 1997. -№8. - с.53-59.

16. Тепловые схемы ТЭС и АЭС. Боровков B.MV Демидов О.И., Казаров С.А. и др.; под ред. Казарова С.А. -СПб.: Энергоатомиздат. Санкт-Петербургское отд-ние, 1995. 392с.

17. Гольдберг A.C., Котлер В.Р. Модернизация стареющих тепловых электростанций в США с использованием ПГУ / Электрические станции.1996. №2. - с.56-62.

18. Модернизация энергетических блоков путем их надстройки газовыми турбинами / Г.Г. Ольховский, Н.С. Чернецкий, П.А. Березинец и др. // Электрические станции. -1991. №7. - с.9-18.

19. Котлер В.Р. Модернизация устаревших ТЭЦ / Электрические станции.1997. №7. - с.67-69.

20. Андрющенко А.И., Лапшов В.И. Парогазовые установки электростанций (термодинамический и технико-экономический анализы циклов и тепловых схем). -Л.: Энергия, 1965. 248с.

21. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций.-СПб.: Изд-во СПбГТУ, 1997. 295с.

22. The New GUD Cogeneration Power Plant for Dresden, Germany / Power Journal. 1993. - №8. -c.5-8.

23. Nossener Brücke V64.3 GTCC in Dresden supplies district and process heat / Modern Power Systems. 1995. - №4. - c.65-72.

24. Lowell cogen plant goes on-stream / Turbomachinery International. 1989. -№5. - c.43.

25. Australia's Victoria issues RFP for 8 hospital cogeneration units / Independent Power Rept. 1990. - №2. -c.4.

26. Le chauffage urbain de la ville de la Haye, Pays-Bas / Reseaux et chai. 1989. -№3. - c.55-59.

27. Combined-cycle power plants for two Swedish towns / Energy Dig. 1990. -№4. -c.26-27.

28. GT10 CHP plants rated 87 / Gas turbine world. 1990. - №5. -c.16-21.

29. Combined-cycle plant supplies district heating / European Power News. 1994. - №2. - c.25.

30. Laakkonen Mikko, Kurikka Pentti. Vuosaari В turns up the heat in Helsinki / Modern Power Systems. 1995. - №3. - c.49-56.

31. Stenzel, Walter, Tanner, Norbert. Die GUD-Anlage der Thüringischen Faser AG Schwarza / Fernwarme int. 1992. - №9. - c.438-449.

32. City Centre Power and Heat Supplied by Berlin Mitte / Modern Power Systems. -1995. -№2. c.33-45.

33. Парогазовая установка ПГУ-350 НПО «Турбоатом» / JI.A. Зарубин, Ф.Я. Симма, С.И. Горбачинский и др. // Теплоэнергетика. 1992. - №9. - с.9-14.

34. Теплофикационная парогазовая установка мощностью 130 МВт / Н.К. Акимов, П.А. Березинец, М.К. Васильев и др. // Теплоэнергетика. 1992. -№9. - с.22-27.

35. Костюк Р.И. Разработка теплофикационных бинарных парогазовых установок и исследование технологии их эксплуатации (на примере ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-петербурге): Автореф. дисс. на соиск. уч.ст. канд.тех.наук. -М. 1998. -63с.

36. Арсеньев JI.B., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами.-JI.: Машиностроение, Ленингр. отд-ние, 1982. 247с.

37. Соколов Е.Я., Мартынов В.А. Энергетические характеристики парогазовых теплофикационных установок / Теплоэнергетика. 1996. -№4. с.47-54.

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

39. Математические модели и программные средства для моделирования элементов и тепловых схем ПГУ / А.П. Иванов, A.B. Клевцов, A.B. Корягин и др. // Вестник МЭИ. 1997. - №5. - с.5-9.

40. Математическое моделирование тепловых схем одноконтурных теплофикационных ПГУ / А.Д. Цой, A.B. Клевцов, A.B. Корягин и др. // Промышленная энергетика. 1997. - №12. - с.25-31.

41. Математическое моделирование тепловых схем двухконтурных теплофикационных ПГУ / А.Д. Цой, A.B. Клевцов, A.B. Корягин и др. // Промышленная энергетика. 1998. - №3. - с.36-40.

42. Тепловые схемы ПГУ: Автоматизация конструирования и расчета / В.М. Боровков, С.А. Казаров, О.И. Демидов и др. // Электрические станции. -1994.-№7.-с.36-40.

43. Комисарчик Т.Н., Грибов В.Б., Гольдштейн А.Д. Математическая модель парогазовой установки с котлом-утилизатором / Теплоэнергетика. 1991. -№12. - с.63-65.

44. Трухний А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. 4.1.Объект и методика проведения исследований / Теплоэнергетика. 1999. - №1. - с.27-31.

45. Трухний А.Д., Эскандари Ф. Моделирование на ПЭВМ переменного режима одноконтурной парогазовой установки и исследование режимов ее работы при скользящем давлении / Вестник МЭИ. 1996. - №4. - с.53-58.

46. Стерман J1.C., Тишин С.Г., Печенкин С.П. Методика прогнозирования годовых энергетических показателей и расходов топлива для теплофикационных установок / Теплоэнергетика. 1993. - №12. - с.8-12.

47. Березинец П.А., Васильев М.К., Ольховский Г.Г. Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности / Теплоэнергетика. 1999. -№1.-с.15-21.

48. Дорофеев С.Н. Исследование и оптимизация применения газотурбинных ТЭЦ в энергетике: Автореф. дисс. на соиск. уч.ст. канд.тех.наук. -М. 1998. -20с.

49. Энергетические показатели высокоманевренных парогазовых теплоэлектроцентралей с дожиганием топлива / И.Т. Горюнов, C.B. Цанев, В.Д. Буров и др. // Электрические станции. 1997. - №2. - с.12-15.

50. Утилизационные газоводяные теплообменники в схемах парогазовых и газотурбинных электростанций / C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.П. Дудко и др. //М.: МЭИ. 1997.-24с.

51. Методические основы алгоритма определения энергетических показателей тепловых схем парогазовых теплоэлектроцентралей./ C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.Я. Копсов, А.П. Дудко // Электрические станции. 1999. - №8. - с. 7-11.

52. Алгоритм расчета тепловых схем парогазовых ТЭЦ / В.Д. Буров, C.B. Цанев, А.П. Дудко, В.Е. Торжков // Первая научно-техническая конференция «Моделирование технологических процессов в энергетике»: Тез. докл. Волжский, 1999. - с.11-13.

53. Щегляев A.B. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн.1. 6-ое изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б.М. Трояновским. -М.: Энергоатомиздат, 1993. -384с.

54. Щегляев A.B. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн.2. 6-ое изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б.М. Трояновским. -М.: Энергоатомиздат, 1993. -416с.