автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Технико-экономическая оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок для условий России

На правах рукописи

СОЙКО ГЕННАДИЙ ВАСИЛЬЕВИЧ

ТЕХНЖО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТРЕХКОНТУРНЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ УСЛОВИЙ РОССИИ

Специальность 05.14.01 - энергетические системы и комплексы

АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

3 О МАЯ 2013

005060353

Москва-2013

005060353

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Национальный исследовательский университет «МЭИ» на кафедре «Тепловых электрических станций».

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент

зав.каф. Тепловых Электрических Станций ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ» Буров Валерий Дмитриевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук

профессор каф. Паровых и газовых турбин им. A.B. Щегляева, ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ» Богомолова Татьяна Владимировна

кандидат технических наук

директор по развитию, ООО «ЭФ-ТЭК», г.Москва

Мельников Юрий Викторович

Ведущая организация: ЗАО «Фирма «ТЭПИНЖЕНИРИНГ», г.Москва

Защита состоится « 26 »_июня 2013г. в 16 час 00 мин. в аудитории _Б-205_

на заседании диссертационного совета Д 212.157.14 в ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ».

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью организации) просим направлять по адресу: 111250, г.Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Ученый совет ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ»

Автореферат разослан « 24 » мая_2013г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.157.14 к.т.н., доцент

Зверьков В.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Сегодня основу (более 60%) российской энергетики составляют паротурбинные ТЭС, которые работают со средним КПД на уровне 36%. В последнее десятилетие в России на ТЭС стали применятся парогазовые технологии, которые позволяют достичь КПД 50% и выше. Так в 2011г. на ТЭЦ-26 ОАО «Мосэнерго» введен в эксплуатацию энергоблок с самым высоким в России КПД (примерно 57%). При этом в ведущих промышленно-развитых странах уже реализованы проекты ПГУ с КПД более 60%.

Одним из основных принципов модернизации и развития энергетики России в 2010-2030 годы, согласно «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2030 года», является переход на парогазовый цикл, с выводом из эксплуатации устаревшего паросилового оборудования. Объем ввода мощности ТЭС на газе за период 2010-2030гг составит порядка 83 ГВт в базовом варианте и 94 ГВт в максимальном варианте. При этом ставятся задачи по освоению и созданию отечественных ПГУ с КПД около 60%. Очевидно, что достижение поставленных задач невозможно без глубокого анализа зарубежного и отечественного опыта по внедрению и разработке высокоэффективных парогазовых установок.

Одной из важнейших задач при создании парогазового блока является выбор параметров паротурбинного цикла ПГУ. Задачи исследования влияния параметров паротурбинного цикла ПГУ на итоговую эффективность парогазового блока ставили перед собой многие авторы как отечественные, так и зарубежные (Андрющенко А.И., Ольховский Г.Г., Березинец П.А., Клер A.M., Мошкарин A.B., Трухний А.Д., Цанев С.В., A.M. Bassily, М.А. Elmasri, A. Franco, С. Casarosa и др.). Анализ проведенных ими работ показывает, что в большинстве своем задачи оптимизации параметров тепловых схем сводились к частным задачам исследования влияния отдельных термодинамических параметров на показатели термодинамической эффективности конкретной тепловой схемы, и исключали экономическую составляющую оптимизации. При этом технико-экономическая оптимизация параметров тепловой схемы, включающая как термодинамические, так и технико-экономические показатели, трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара для условий России не проводилась. В России в настоящее время парогазовые установки реализуются без оптимизационных исследований на основе проектов зарубежных фирм, а экономические и технологические условия в России и зарубежом значительно различаются. Мировая практика показывает, что для каждого региона размещения объекта параметры паротурбинного цикла ПГУ значительно различаются, при этом

значения параметров пара (давлений, расходов и температур) в контурах котлов-

утилизаторов однотипных 111 У отличаются на 20-*-30%. Цель работы

1. Провести оптимизационное исследование структуры высокотемпературной части котла-утилизатора трехконтурной парогазовой установки с промежуточным перегревом пара.

2. Разработать методику и алгоритм поиска оптимума параметров термодинамического цикла трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара по критерию максимума тепловой экономичности.

3. Провести оптимизационное исследование тепловой схемы трехконтурной парогазовой установки с промежуточным перегревом пара с целью определения оптимальной комбинации термодинамических параметров тепловой схемы ПГУ.

4. Разработать методику анализа экономического окружения энергообъекта и провести его исследование для условий России.

5. Разработать методику комплексного технико-экономического оптимизационного исследования трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара.

6. Провести оптимизационное технико-экономическое исследование трехконтурной парогазовой установки с промежуточным перегревом пара для условий России.

Научная новизна:

1. Впервые проведено оптимизационное исследование структуры высокотемпературной части КУ трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара и даны рекомендации по формированию структуры поверхностей теплообмена высокотемпературной части КУ.

2. Разработана методика и алгоритм поиска оптимума термодинамических параметров тепловой схемы трехконтурной ПГУ-КЭС с промежуточным перегревом пара по критерию максимума тепловой экономичности на базе модернизированного генетического алгоритма.

3. Разработан программный комплекс, определяющий оптимизационную комбинацию термодинамических параметров тепловой схемы трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара по критерию максимума тепловой экономичности на базе модернизированного генетического алгоритма.

4. Впервые предложена методика анализа экономического окружения энергообъекта, позволяющая проводить предварительный анализ экономической

целесообразности реализации различных вариантов энергообъекта в рамках рассматриваемой экономической зоны. 5. Впервые проведено оптимизационное технико-экономическое исследование трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара для условий России (для регионов «Центр» и «Урал») с применением разработанного автором программного комплекса и методики анализа экономического окружения энергОобъекга с целью установления зоны оптимума как термодинамических параметров парового цикла ПГУ, так и технико-экономических параметров котла-утилизатора по критерию максимума чистого дисконтированного дохода энергоблока за весь рассматриваемый жизненный цикл. Практическая значимость

1. Практическая ценность результатов работы заключается в разработке методик, алгоритма и программного комплекса позволяющего ускорить и упростить определение оптимальных комбинаций термодинамических параметров тепловой схемы трехконтурной ПГУ по критерию максимума тепловой экономичности.

2. Разработанные методики анализа экономического окружения, методика технико-экономического оптимизационного исследованию, а также разработанный программный комплекс применяются для выбора и анализа энергоблоков ПГУ на стадиях тендерного отбора с учетом приоритетов в технической, экономической, эксплуатационной и экологической эффективности. Разработанные методики и программный комплекс могут применяться на предпроектной стадии выбора оборудования ПГУ-КЭС. Разработанные методики позволяют подбирать оптимальные параметры тепловой схемы для обеспечения максимума КПД нетто, либо чистого дисконтированного дохода

3. Результаты работы и разработанный компьютерный комплекс используется научно-исследовательской лабораторией «Газотурбинных и Парогазовых ТЭС», кафедры ТЭС ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ» при проведении научно-исследовательских работ и работ по оптимизации параметров тепловых схем ПГУ.

4. Результаты работы и разработанные компьютерные модели используются в учебном процессе при подготовке специалистов-энергетиков на кафедре Тепловых электрических станций ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ».

Апробация работы

Результаты работы докладывались на XVI международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (2011 г, г.Иваново, ИГЭУ), XVIII международной научно-технической конференции студентов

и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2012г., г. Москва, МЭИ), второй Всероссийской научно-практической конференции «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем. ЭНЕРГО-2012» (2012г., г.Москва, МЭИ), Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Энерго- и ресурсосбережение. Энергообеспечение. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии» (2012г. г.Екатеринбург, УрФУ), XIX международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2013г., г. Москва, МЭИ), VI международной заочной научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности» (2013г. г.Ульяновск, УГТУ), VIII международной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия 2013» (2013г. г.Иваново, ИГЭУ), на научном семинаре кафедры ТЭС «НИУ «МЭИ» (2012г., г.Москва, МЭИ), на заседании кафедры ТЭС «НИУ «МЭИ» (2013г., г.Москва, МЭИ).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 печатных изданиях, из которых два входят в перечень ВАК, разработанный автором программный комплекс прошел государственную регистрацию в Роспатенте.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографического списка литературы, содержащего 95 наименований, и приложения. Содержание работы изложено на 152 страницах машинописного текста.

Во введении рассмотрены перспективы развития энергетики на базе парогазовых технологий в России, обосновывается актуальность диссертационной работы.

В первой главе изложены основные положения о комбинированных термодинамических циклах. Рассмотрены различные варианты тепловых схем парогазовых установок в российской и зарубежной энергетике. Проведен обзор существующих тепловых схем реализованных парогазовых установок трех давлений с промежуточным перегревом пара на территории России. В первой главе также проводится обзор работ, посвященных оптимизации параметров циклов ЛГУ. В обзоре указывается на то, что вопросы оптимизации сложных парогазовых циклов на базе современных газотурбинных установок были подняты сравнительно недавно. Задачи, которые ставили перед собой авторы, заключались в основном либо в разработке собственных программных комплексов по проведению балансового расчета тепловой

схемы, либо в проведении вариативного исследовании влияния отдельных параметров на показатели тепловой экономичности этой схемы с применением сторонних программных комплексов по расчету тепловых балансов тепловых схем ПГУ. В настоящее время существуют различные программные комплексы для расчета показателей принципиальных тепловых схем, но они позволяют проводить лишь расчеты показателей тепловой схемы по заданным параметрам. При этом рекомендации по их выбору носят либо конкретный характер (относятся к конкретной газовой турбине), либо отсутствуют. Следовательно, необходима разработка комплексного подхода (методики, алгоритма и программного комплекса), который учитывал бы все необходимые параметры газотурбинной и паротурбинной установке, наряду с параметрами котла-утилизатора и параметрами тепловой схемы в целом.

По результатам первой главы обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы основные задачи и цели исследования.

Во второй главе проводится анализ и обзор трехконтурных парогазовых установок с промежуточным перегревом пара, реализованных в России в настоящее время. Выделяются основные особенности принципиальных тепловых схем этих ПГУ-КЭС. Проводится их сравнительных анализ, по результатам которого разрабатывается принципиальная тепловая схемы ПГУ-КЭС для последующего оптимизационного исследования. Разработанная принципиальная тепловая схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений и промежуточным перегревом пара представлена на рис.1.

Также во второй главе проводится исследование и оптимизация структуры высокотемпературной части котла-утилизатора, к которым относятся пароперегреватель высокого давления и промежуточный пароперегреватель. Данные элементы котла-утилизатора находятся в зоне высоких температур и требуют применения дорогих легированных перлитных и аустенитных сталей. Исследование включает в себя рассмотрение четырех вариантов реализации высокотемпературной части котла-утилизатора. Первый вариант - параллельное расположение по ходу газов 1 ступени пароперегревателя высокого давления и 1 ступени промежуточного пароперегревателя. Второй вариант - последовательное расположение поверхностей с разбиением пароперегревателя высокого давления на 2 ступени и расположением 1 ступени промежуточного паропере1ревателя между ними. Третий вариант -последовательное очередное расположение поверхностей с разбиением пароперегревателей на 2 ступени. Четвертый вариант - последовательное очередное расположение поверхностей с разбиением пароперегревателя высокого давления на 3

Рис.1. Разработанная принципиальная тепловая схемы ПГУ-КЭС с БУ трех давлений и промежуточным перегревом пара

ПЕ ВД - пароперегреватель высокого давления, ПЕ ПП - промежуточный пароперегреватель, И ВД - испаритель высокого давления, Б ВД - паровой барабан высокого давления, Э ВД -экономайзер высокого давления, ПН ВД — питательный насос высокого давления, ПЕ СД — пароперегреватель среднего давления, И СД - испаритель среднего давления, Б СД - паровой барабан среднего давления, Э СД - экономайзер среднего давления, ПНСД - питательный насос среднего давления, ПЕ НД - пароперегреватель низкого давления, И НД - испаритель низкого давления, Б НД - паровой барабан низкого давления, Э НД - экономайзер низкого давления, ПН НД - питательный насос низкого давления, Д - деаэратор, ГПК - газовый подогреватель конденсата, Н рец - насос рециркуляции ГПК, КН - конденсатный насос, К -конденсатор паровой турбины, ЧВД - часть высокого давления паровой турбины, ЧСД - часть среднего давления паровой турбины, ЧНД - часть низкого давления паровой турбины, ГТУ -газотурбинная установка, КВОУ - комплексная воздухоочистительная установка.

ступени, а промежуточного пароперегревателя на 2 ступени. Условием разбиения являлось постоянство температур газа на входе и выходе из пароперегревательных поверхностей, а так же постоянство температур и расходов перегретого пара на входе и выходе из пароперегревательных поверхностей. Таким образом, во всех четырех вариантах достигается одинаковое значение тепловой экономичности. «Q-T диаграммы» для высокотемпературной части котла-утилизатора для вариантов 1-4 представлены на рис.2.

Исследование структуры высокотемпературной части КУ проводилось на примере ПГУ-КЭС на базе ГТУ типа SGT5-4000F, производства фирмы «Siemens». Конструкторские расчеты котла-утилизатора проводились в программном комплексе

фирмы «Thermoflow». Исследование показало, что при применении двух параллельных «

пароперегревательных поверхностей (вариант №1) общая суммарная поверхность пароперегревателей является наименьшей, однако при этом все пароперегревательные поверхности выполняются из дорогостоящей стали, что приводит к высокой общей стоимости КУ в данном варианте. Разбиение пароперегревателей на ступени (вариант №2, №3, №4) позволяет уменьшить общую стоимость котла-утилизатора за счет возможности применения более дешевых сталей, поскольку снижаются максимальные температуры стенки трубы в ступенях. Параметры котла-утилизатора и пароперегревателей, определяемые в исследовании, приведены в табл.1.

,т Тип

1 1 Тпе

1 // 1 // 1 // Гпа ]// т! у

1 | ПЕ ПП о

Вариант №1

Вариант №3

Вариант №2

Вариант №4

Рис. 2. «<3-Т диаграммы» для высокотемпературной части котла-утилизатора

ТГ1 - температура газов на входе в КУ, Тг2 - температура газов на выходе из высокотемпературной части КУ, Т„2 - температура пара на входе в промежуточный пароперегреватель, Т, - температура пара на входе в пароперегреватель высокого давления, Т1, Т2, ТЗ - температуры пара на выходе из ступеней пароперегревателей, ПЕ, ПЕ1, ПЕ2, ПЕЗ -пароперегреватель высокого давления первой, второй и третьей ступеней, ПП, ПП1, ПП2 -промежуточные пароперегреватели первой и второй ступеней.

Вторая глава диссертации также содержит основные положения методики оптимизации показателей тепловой экономичности тепловой схемы ПГУ-КЭС, являющейся основой для разработанного программного комплекса. Целевой функцией оптимизации является значение полезной мощности паровой турбины.

1=1

где, - полезная электрическая мощность паровой турбины, Л^'""™ - мощность

паровой турбины на клеммах генератора, аяштрь - коэффициент потерь энергии в

повышающих трансформаторах связи с энергосистемой, суммарная

электрическая мощность питательных насосов, £>„!>„ £>3 - расходы пара в контуре высокого, среднего и низкого давления, т - кратность циркуляции системы охлаждения конденсатора, Л^"™ - удельные затраты мощности на циркуляционные насосы на кг/с расхода циркуляционной воды, Л^Г" " Удельные затраты мощности на вентиляторные градирни на кг/с расхода циркуляционной воды.

Таблица 1.

Результаты оптимизационного исследования высокотемпературной части КУ

Вариант №1 Вариант №2 Вариант №3 Вариант №4

Площадь поверхности теплообмена, м2 32912м'-ПЕ 22109м2 - ПП 59124м'-ПЕ 22553м2-ПП 39943м'-ПЕ 30534м2-ПП 37871м'-ПЕ 21156м2 —ПП

Площади ступеней пароперегревателе й, м2 ПЕ- 32912м2 ПП-22109м2 ПЕ1 -52136м' ПЕ2 - 6988м2 ПП-22553м2 ПЕ1 -35434м' ПЕ2-4509м2 ПП1- 13532м2 ПП2- 17002м2 ПЕ1 -28015м' ПЕ2 - 5268м2 ПЕЗ-4488м2 ПП1 - 11806м2 ПП2-9350м2

Температура пара по ступеням,°С Тэ = 330"С Тп2 = 360°С Тпе =Тпп=568°С Тз = 330"С Тп2 = 360°С Тпе =Тпп=568°С Тз = 330иС Тп2 = 360°С Тпе=Тпп=568°С Тз = 330иС Тп2 = 360°С Тпе =Тпп=568°С

Температуры пара на вых. из ступеней пароперегревателе й,°С Т1 = 450"С Т1 = 540°С Т2 = 470°С Т1=540"С Т2 = 507°С ТЗ = 465°С

Оценочная стоимость КУ, млн.руб. 1 501,341 1 478,833 1 407,122 1 368,426

Методика и алгоритм многопараметрической оптимизации лежат в основе разработанного автором программного комплекса. Результатом работы программного комплекса является комбинация оптимальных значений термодинамических параметров (давление пара в контуре высокого, среднего и низкого давлений, температуру острого пара высокого давления, температуру пара промежуточного перегрева) при заданных значениях оптимизационных констант. Алгоритм оптимизаций термодинамических параметров приведен на рис.3.

Решение системы уравнений балансов КУ относительно оптимизируемых переменных, формирование целевой функции

Формирование «популяции» первого поколения

Задание диапазона поиска для оптимизируемых переменных

Задание исходных данных

Задание

1-ой популяции

Определение значений целевой функции

Ранжирование полученных значений целевой функции

«Отсев» наиболее небпагоприя'ных «особей»

Результаты оптимизации

Формирование «популяции» ¡-ого поколения

«Скрещивание» переменных

Рис. 3. Алгоритм многопараметрической оптимизации методом модернизированного генетического алгоритма

Во второй главе диссертации также содержатся основные положения разработанной автором методики анализа экономического кружения ТЭС. Методика анализа экономического окружения ТЭС заключается в расчете экономических показателей работы «условного» энергоблока мощностью 100МВт при различных значениях КПД нетто и различных значениях удельных капитальных затрат на его сооружение.

Основным показателем экономической эффективности является чистый дисконтированный доход, определяемый как:

ЧДД--У ФП| т &(! + £)' £ (! + £)'

(2)

где, ФП| - денежный поток за ¡-тый расчетный год с момента начала реализации проекта ТЭС; п - суммарный срок строительства и службы ТЭС (количество лет жизненного цикла проекта); Е - норма дисконта; Яэ; - денежные поступления от

продажи электроэнергии в i-тый год; RTj - денежные затраты на покупку топлива в i-тый год эксплуатации; Цп, - затраты на заработную плату персонала в i-тый год эксплуатации; Upi- затраты на ремонтно-техническое обслуживание оборудования в i-тый год эксплуатации; Н, - налоги и платежи в фонды в i-тый год эксплуатации; К, -капитальные затраты в i-тый год эксплуатации.

Все указанные составляющие денежного потока могут быть определены с помощью полезной вырабатываемой электрической мощности (N3), эффективности (КПД нетто) и капитальных затрат. При этом если чистый дисконтированный доход отнести к полезной вырабатываемой мощности, то он станет функцией двух переменных - эффективности выработки электрической мощности (КПД нетто) и удельных капитальных затрат (Куд). Остальные составляющие денежного потока будут либо определяться через постоянные удельные показатели (удельные затраты на РТО, удельные затраты на заработную плату и т.д.), либо через показатели экономического окружения (цена на топливо, электроэнергию, и прогноз их изменения). Следовательно, разработанная методика позволяет провести анализ экономического окружения ТЭС с помощью «условного энергоблока 100МВт» с применением сертифицированных программных комплексов (Альт-Ипвест, Project Expert и т.д.) и интегрировать результаты этого исследования в методику и алгоритм технико-экономического оптимизационного исследования.

Во второй главе диссертации изложены основные положения методики технико-экономического оптимизационного исследования, которая включает в себя как описанную ранее методику термодинамической оптимизации параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС, так и методику анализа экономического окружения энергообъекта ТЭС. Разработанная методика технико-экономического анализа позволяет проводить исследование влияния таких параметров как минимальные температурные напоры в испарительных поверхностях котла-утилизатора, которые оказывают влияние одновременно на показатели тепловой экономичности и на показатели экономической эффективности за счет изменения стоимости строительства ПГУ-КЭС. Метод основа на принципах поиска максимума значения путем сужения и анализа области поиска. Алгоритм проведения технико-экономического оптимизационного исследования представлен на рис. 4.

Рис.4. Алгоритм технико-экономического оптимизационного исследования

1 - модуль реализующий методику и алгоритм термодинамической оптимизации параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС; 2 - модуль реализующий методику и алгоритм анализа экономического окружения ТЭС

В третьей главе диссертационной работы проводится исследование тепловых схем ПГУ-КЭС с котлом-утилизатором трех давлений и промежуточным перегревом пара с применением разработанных методик, алгоритмов и сертифицированных программных комплексов. Расчет показателей экономической эффективности предприятия производился в программном комплексе «Альт-Инвест». Тепловые, конструкторские и поверочные расчеты проводились в программном комплексе фирмы «Thermoflow», Также на сновании проведенных конструкторских расчетов основного и вспомогательного оборудования тепловой схемы ПГУ-КЭС проводились оценочные сводные сметные расчеты с целью определения капитальных затрат в вариант проекта тепловой схемы ПГУ-КЭС в программном модуле «РЕАСЕ» программного комплекса «Thermoflow». При проведении анализа экономического окружения энергообъекта для регионов «Урал» и «Центр» принимались показатели экономического окружения согласно Сценарным условиям развития электроэнергетики на период до 2030г., одобренным и утвержденным Правительством Российской Федерации. При проведении конструкторских и поверочных расчетов тепловой схемы

ПГУ-КЭС принимались среднегодовые климатические параметры для региона «Центр» - г.Москва, для региона «Урал» - г.Уфа. Работа ПГУ-КЭС с регионах «Урал» и «Центр» предполагается в базовом режиме с числом часов использования мощности 7800ч. Результаты оптимизационного исследования сравниваются с показателями «базового» энергоблоком SCC5-4000F фирмы «Siemens» на основе газовой турбины SGT5-4000F.

Третья глава диссертационной работы включает в себя, в частности, результаты оптимизационных расчетов по разработанной методике оптимизации термодинамических параметров тепловой схемы с применением модернизированного генетического алгоритма и разработанного автором программного комплекса, реализующего данную методику и алгоритм.

Для получения результатов работы программного комплекса (оптимальной комбинации параметров), необходимо задание констант оптимизации и диапазонов поиска оптимума для целевых параметров. В качестве примера рассмотрим результаты работы оптимизационного программного комплекса для условий: минимальный температурный напор в испарительной поверхности высокого давления, град.С (9вд = 5°С); минимальный температурный напор в испарительной поверхности среднего давления, град.С (9сд = 5°С); минимальный температурный напор в испарительной поверхности низкого давления, град.С (0нд = 5°С); температура уходящих газов за газовой турбиной, град.С (Ткт = 590°С); химический состав уходящих газов ГТУ (N2=74,67%, 02=12,49%, С02=3,799%, Н20=8,142%, AR=068992%); давление пара в конденсаторе ПТУ (Рк = 5кПа); КПД части высокого давления ПТУ (г)чад = 86%); КПД части среднего давления ПТУ (т)чсд = 91%); КПД части низкого давления ПТУ (г|якд = 89%); электрический и механический КПД паровой турбины (адмсх = 98,41%); кратность циркуляции в конденсаторе ПТУ (т = 45); удельные затраты на циркуляционные насосы (Nylwl = 310 Вт/(кг/с)); удельные затраты на вентиляторные градирни (NyABr = 235 Вт/(кг/с)); диапазон изменения давления в контуре ВД: от 90бар до 190 бар; диапазон изменения давления в контуре СД от 10 бар до 40 бар; диапазон изменения давления в контуре НД от 1,2 бар до 30 бар; диапазон изменения температуры перегретого пара ВД и ПП от 440°С до 545°.

Результаты оптимизации термодинамических параметров (оптимальные комбинации термодинамических параметров) с применением разработанного программного комплекса для рассматриваемого примера представлены на рис.5.-рис.б. В результате установлено:

1. Для каждого значения температуры острого пара контура высокого давления и температуры пара промперегрева существует комбинация термодинамических

4

параметров, обеспечивающая максимальное значения полезной мощности ПТУ. Максимальное значение целевой функции достигается при максимальных значениях температур острого пара контура ВД и пара промперегрева.

2 Для каждого значения давления пара контура высокого давления существует комбинация значений давлений пара в контурах среднего и низкого давления, позволяющая, при максимальных значениях температур острого пара и пара промперегрева, получать максимальные значения целевой функции (полезной электрической мощности ПТУ). С ростом значения давления пара в контуре высокого давления оптимальные значения давления пара в контурах СД и НД также увеличиваются

3. Максимальное значение полезной мощности паровой части цикла ПТУ достигается при максимальных значениях давления пара в контуре высокого давления и максимальных значениях температуры острого пара контура ВД и температуры пара промперегрева

4. С увеличением значения температуры уходящих газов ГТУ увеличиваются и значения оптимальных давлений в контурах СД и НД. Максимальное значение полезной мощности паровой части цикла ПГУ при этом находится при максимальных значениях давления пара в контуре высокого давления и максимальных значениях температуры острого пара контура ВД и температуры пара промперегрева.

Давление пара ВД, бар | Давление пара СД -»-Давление пара НД |

Рис.5. Результаты оптимизации термодинамических параметров тепловой схемы при Ту>.„у = 590°С и Тпе = Т„„ = 545°С

[-■- Температура ух.газов КУ -А- Степень сухости пара за ГТГУ -♦ - Удельная полезная мощность ПТУ |

Рнс.6. Результаты оптимизации термодинамических параметров тепловой схемы для

Г№П, = 590°С и Т„. = Т„„ = 545°С

Третья глава диссертационной работы также содержит результаты применения методики анализа экономического окружения для регионов «Центр» и «Урал». Результатом анализа экономического окружения является аппроксимационная функция удельного экономического эффекта (ЧДДУВ, тыс.руб/МВт) от КПД (нетто,%) и удельных капитальных затрат (тыс.руб/кВт) записываемая в виде:

КПД »' (КПД)1 (КПД)2 (КПД)

(3)

Значения коэффициентов аппроксимации для региона «Центр» Значения коэффициентов аппроксимации для региона «Урал»

А = 27,871576*104 В = -853,04815 А = 27,871576*10" В = - 853,04815

С = - 42,852124*105 Э = -12,371218*10"^ С = -42,852124* 105 Э = - 12,371218*10"^

Е= 16,117034*10=' Р= 184,656 Е=16,117034*105 Р= 184,656

С = 31,419029*10":' Н = -24,825266*10" в = 31,419029*10'5 Н =-24,825266*10"

1 = - 11,539305*10^ Ь = - 94,266298*10^ 1 = - 11,539305* 103 Ь = -94,266298* 10-/

В четвертой главе диссертационной работы проводится технико-экономическое оптимизационное исследование параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений для условий России с применением разработанной методики на

примере ПГУ-КЭС на базу ГТУ типа SGT5-4000F. Результаты технико-экономической оптимизации сравниваются с вариантом ПГУ-КЭС производства фирмы «Siemens» SCC5-4000F с параметрами пара 125бар/565°С, 30бар/565°С, 5бар/300°С, и минимальными температурными недогревами в испарительных поверхностях КУ на уровне 5°С при работе в условиях рассматриваемого региона.

Результаты технико-экономической оптимизации минимальных температурных напоров и термодинамических параметров тепловой схемы представлены в табл. 3. Основные выводы и результаты:

1. Проведен анализ различных вариантов тепловых схем ПГУ-КЭС с КУ трех давлений и промежуточным перегревом пара, и определена оптимальная структура тепловой схемы ПГУ с КУ трех давлений и промежуточным перегревом пара.

2. Внесены дополнения в методические основы и алгоритмы расчета и оптимизации тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений и промежуточным перегревом пара. Адаптирован для решения задач оптимизации термодинамических параметров модернизированный генетический алгоритм.

3. На основе дополненных и адаптированных методик и алгоритмов создан программный комплекс для оптимизации термодинамических параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений и промежуточным перегревом пара. Созданный программный комплекс прошел регистрацию в Роспатент.

4. Проведено оптимизационное исследование термодинамических параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС. Установлено, что максимум полезной удельной мощности паровой турбины достигается на границах рассматриваемого диапазона изменения температуры уходящих газов ГТУ (640°С), давлении острого пара (190 бар) и при значении температуры перегретого пара высокого давления и промперегрева равной 545°С составляет 24,88 МВт/(кг/с).

5. Установлено, что с ростом температуры уходящих газов, увеличиваются оптимальные значения давлений в контурах среднего и низкого давления. Максимум полезной удельной мощности паровой турбины (24,88 МВт/(кг/с)) достигается при температуре уходящих газов ГТУ (640°С), давлении острого пара (190 бар) и давлениях пара среднего давления 49,50 бар и низкого давления 3,63 бар.

6. Предложена методика анализа экономического окружения энергообъекта, позволяющая усовершенствовать технико-экономическую оптимизацию энергообъекта ТЭС, а также позволяющая проводить предварительную оценку экономической эффективности различных вариантов реализации энергообъекта.

Таблица 3.

Результаты техпико-экономической оптимизации параметров

Оптимизация минимальных температурных напоров испарителей. Регион «Центр» Оптимизации минимальных температурных напоров испарителей. Регион «Урал» Оптимизация мин. температурных напоров исп. КУ и термодинамических шраметров схемы. Регион «Центр» Оптимизация мин. температурных напоров исп. КУ и термодинамических параметров схемы. Регион «Урал»

Оптимальные значения Базовый вариант Оптимальные значения Базовый вариант Оптимальные зпачения Базовый вариант Оптимальные значения Базовый вариант

Температурные напоры исп. КУ, °С би_вд= 17°С 6исд= 10°С ®и кд~ Ю°С ви.вд^^С ®и_сд= С ®и_вд= 6и_вд= 15°С еи.сд=9°С 0и_нд~ би_вд= 5"С еи_сд=5'с 6и_нд=5°С вивд= 14"С еисд= 10°С 0И_НД= 8°С 6и_вд= 5 С ©и сд= 0и_вд=5°С 0и_вд= 15иС еи_сд=90с ви_нд=8 С 9и_вд~ 5°С бцсд~ 5°С би_нд= 5°С

Термодинамические параметры тепловой схемы 125бар/565иС ЗОбар / 565°С 5бар/300°С 125бар/565"С ЗОбар/565°С 5бар / 300°С 125бар/565°С ЗОбар/565°С 5бар/300°С 125бар/565"С ЗОбар/565°С 5бар/300°С 125бар/565°С 26,7бар / 565°С 2,56бар/300°С 125бар/565"С 25,2бар / 565°С 2,336ар/300°С 125бар/565"С 2б,7бар / 565°С 2,50бар/300°С 125бар/565"С 25,1 бар / 565°С 2,33бар/300°с

Мощность 111 У, брутто / нетто 439 794 кВт/ 427 737 кВт 442 240 кВт/ 430 021 кВт 440 707 кВт/ 428 664 кВт 446 640 кВт/ 432 470 кВт 440 707 кВт/ 428 664 кВт 442 642 кВт/ 430 523 кВт 442 830 кВт/ 430 789 кВт 445 040 кВт/ 432 967 кВт

КПД брутго/нетго 58,92 / 57,31 59,25/57,61 58,04/57,31 59,16/57,54 59,04/57,43 59,30/57,68 58,94/57,37 59,21 / 57,60

Удеиьн.кап.затраты 44 875 рубУкВт 47 071 рубУкВт 45 083 рубЛВт 47 059 рубУкВт 45 538руб./кВт 47 411 рубЛВт 45 476 рубЛВт 47 293 рубЛВт

Полные каазатратц 19 735,76 млн. 20 816,68 млн. 19 868,39 млн. 21 018,43 млн. 20 068,92 млн. 20 986,10 млн. 20 138,14 мин. 21 047,28 млн.

Снижение кап.затрат. 1 080,92 мпн.руб. 1 150,04 млн.руб. 917,18 млн.руб. 909,14 млн.руб.

ЧДД, млн.руб 62 028,50 61 731,08 71 327,90 70 996,33 61 992,53 61 718,68 71 286,62 71 023,70

Увеличение ЧДД в рез-те оптимизации 297,42 млн.руб. 331,57 млн_руб. 273,85 млн.руб. 262,92 млн.руб.

7. Разработана методика технико-экономического оптимизационного исследования параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС с применением разработанных автором методик оптимизации термодинамических параметров и методики анализа экономического окружения ТЭС

8. Проведено технико-экономическое оптимизационное исследование параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС на примере ПГУ-КЭС на базе ГТУ типа SGT5-4000F для регионов «Центр» и «Урал». Оптимальная комбинация значений минимальных температурных напоров для испарительных поверхностей КУ для региона «Центр (9и_вд= 17°С, 6и_сд= Ю°С, 6и_нд= Ю°С) и региона «Урал» (9и_вд = 15°С, 9и_сд= 9°С, 9и_нд = 8°С) позволяют снизить капитальные затраты относительно «базового» варианта для региона «Центр» на 1 080,22млн.руб , и для региона «Урал» на 1 150,04 млн.руб., увеличив ЧДД блоков на 297,42 млн.руб. и 331,57 млн.руб. соответственно.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Цанев C.B. Методика выбора оптимальных параметров тепловых схем мощных трехконтурных ПГУ / C.B. Цанев, В.Д. Буров, A.B. Девянин, Г.В. Сойко, В.А. Девянин //Энергосбережение и водопоЬготовка. - 2011. - Ж°4. - С. 25-32.

2. Буров В.Д. К вопросу об оптимизации параметров мощных парогазовых энергоблоков /В.Д. Буров, Г.В. Сойко, ДЛ. Ковалев //Энергосбережение и водоподготовка. - 2012. - Мб. - С. 6-11.

3. Буров В.Д. Исследование путей повышения эффективности тепловой схемы теплофикационной ПГУ-450Т // В.Д. Буров, Г.В. Сойко // Сборник научных трудов Международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (XVI Бернадосовские чтения). Т.2 «Теплоэнергетика». -Иваново: Иван.энерг.ун-т, 2011. - С 3-5.

4. Сойко Г.В. Сравнение показателей тепловой и экономической эффективности схем ПГУ большой мощности / Г.В. Сойко, Д.А. Безбородов, В.Д. Буров // Тезисы докладов XVIII междунар. научн.-техн. конф. «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Т.4, -М.: Издательский дом МЭИ, 2012г. - С.193-194.

5. Буров В.Д. Выбор методики моделирования и исследования тепловых схем парогазовых ТЭС / В.Д. Буров, Г.В. Сойко, Д.А. Безбородов // Сборник трудов второй Всероссийской научно-практ. конф. «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем ЭНЕРГО-2012». - М.: Издательский дом МЭИ, 2012. - С. 145-148.

6. Сойко Г.В. Метод анализа экономического окружения для сравнительного анализа энергоблоков на примере 111 У // Г.В. Сойко, В.Д. Буров // Сборник материалов Всероссийской студенческой олимпиады, научно-практической конференции с международным участием и выставки работ студентов, аспирантов и молодых ученых «Энерго- и ресурсосбережение. Энергообеспечение. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии». г.Екатеринбург: УрФУ, 2012г. - С. 170-171.

7. Сойко Г.В. Выбор параметров тепловой схемы ЛГУ на базе ГТУ нового поколения / Г.В. Сойко, Д.А. Ковалев, В.Д. Буров // Тезисы докладов XIX междунар. Научн.-техн. конф. «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Т.4, -М.: Издательский дом МЭИ, 2013г. - С. 145.

8. Сойко Г.В, Исследование структуры тепловой схемы высокотемпературной части котла-утилизатора ПГУ нового поколения // Г.В. Сойко, Д.А. Ковалев, В.Д. Буров // Тезисы докладов XIX междунар. Научн.-техн. конф. «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Т.4, -М.: Издательский дом МЭИ, 2013г.-С. 146.

9. Сойко Г.В. Оптимизация параметров тепловых схем ПГУ на базе ГТУ нового поколения / Г.В. Сойко, Д.А. Ковалев, В.Д. Буров // VI международная заочная научно-техническая конференция «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности», г.Ульяновск, УГТУ, 2013г. с.140-143.

10. Буров В.Д. Критерии технико-экономического сравнения передовых энергоблоков / В.Д. Буров, Г.В. Сойко // VI международная заочная научно-техническая конференция «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике и промышленности», г.Ульяновск, УГТУ, 2013г. с.153-156.

11. Сойко Г.В. Исследование тепловых схем ПГУ нового поколения / Г.В. Сойко, Д.А. Ковалев, В.Д. Буров // Восьмая международная научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия 2013», г.Иваново, ИГЭУ, 2013г.

12. Программа для ЭВМ «Программа оптимизации параметров тепловой схемы трехконтурной парогазовой конденсационной установки» / Г.В. Сойко, В.Д. Буров, С.М. Крашенинников. Свидетельство №2013613803 от 16.04.13. М.: Роспатент, 2013г

Полиграфический центр МЭИ, Красноказарменная ул.,д.

ФГБОУ ВПО Национальный исследовательский университет Московский энергетический институт

На правах рукописи

04201357955

Сойко Геннадий Васильевич

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТРЕХКОНТУРНЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК

ДЛЯ УСЛОВИЙ РОССИИ

Специальность: 05.14.01 - энергетические системы и комплексы

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент Буров В.Д.

Москва-2013г.

СОДЕРЖАНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ОПТИМИЗАЦИЯ И РАЗРАБОТКА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ-КЭС С КУ В РОССИЙСКОЙ И ЗАРУБЕЖНОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ.......................................................... 10

1.1. Перспективы развития энергетики на базе парогазовых технологий в России.................................................. 10

1.2. Тепловые схемы парогазовых установок с котлом-утилизатором в российской и зарубежной энергетике......... 15

1.3. Опыт внедрения ПГУ-КЭС с России.............................. 25

1.4. Обзор работ по исследованию и оптимизации параметров и структуры ПГУ-КЭС с КУ........................................... 32

1.5. Постановка задачи и цели исследования......................... 37

ГЛАВА 2 МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕХНИЧЕСКО-

ЭКОНОМИЧЕСКОГО ИССЛЕДОВАНИЯ И ОПТИМИЗАЦИИ ТЕПЛОВЫХ СХЕМЫ ПГУ-КЭС С КУ ТРЕХ ДАВЛЕНИЙ................................................... 40

2.1. Особенности тепловых схем ПГУ-КЭС с котлами-утилизаторами трех давлений и пути их совершенствования.................................................... 40

2.2. Основные положения методики оптимизации показателей тепловой экономичности тепловой схемы ПГУ-КЭС............ 62

2.2.1. Выбор оптимизируемых показателей тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ.......................................................... 62

2.2.2. Выбор целевой функции оптимизации тепловой схемы парогазовой установки......................................... 66

2.2.3. Методика оптимизационного расчета и исследования тепловой схемы ПГУ-КЭС.......................................... 72

2.2.4. Алгоритм оптимизационного расчета и исследования

тепловой схемы парогазовой установки............................. 76

2.2.5. Разработка компьютерной программы оптимизации термодинамических параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений и промежуточным перегревом пара...... 77

2.3. Основные положения методики исследования экономического окружения ТЭС.................................... 79

2.3.1. Исследуемые показатели ТЭС............................... 79

2.3.2. Методика экономического исследования окружения ТЭС....................................................................... 83

2.3.3. Алгоритм экономического исследования окружения ТЭС................................................................................... 84

2.4. Основные положения методики технико-экономического оптимизационного исследования тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ..................................................................................... 85

2.4.1. Методика технико-экономического оптимизационного исследования тепловой схемы парогазовой установки................................................ 85

2.3.2. Алгоритм технико-экономического оптимизационного исследования тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ................................................................ 86

ГЛАВА 3 ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ-КЭС С КУ ТРЕХ ДАВЛЕНИЙ И ПРОМЕЖУТОЧНЫМ

ПЕРЕГРЕВОМ ПАРА................................................ 90

3.1. Исследование результатов оптимизации термодинамических параметров тепловой схемы трехконтурной ПГУ-КЭС с КУ и промежуточным перегревом пара........................................................ 90

3.1.1. Проверка оптимальности результатов расчета оптимизационной программы....................................... 92

3.1.2. Исследование влияния значения давления пара в

контуре высокого давления на оптимум термодинамических параметров тепловой схемы трехконтурной ПГУ-КЭС с КУ и промежуточным

перегревом пара........................................................ 99

3.1.3. Исследование влияния температуры уходящих газов на оптимальные комбинации термодинамических параметров тепловой схемы трехконтурной ПГУ-КЭС с КУ и промежуточным перегревом пара............................... 102

3.2. Результаты оптимизации термодинамических параметров тепловой схемы трехконтурной ПГУ-КЭС с КУ для условий регионов «Центр» и «Урал».............................. 106

3.3. Экономическое исследование окружения энергообъекта..... 111

3.3.1. Исследование экономического окружения энергообъекта для региона «Центр»............................... 112

3.3.2. Исследование экономического окружения энергообъекта для региона «Урал»................................ 116

3.3.3. Анализ и сравнение экономического окружения энергообъекта для региона «Центр» и для региона «Урал».. 120

3.4. Выводы по третьей главе............................................. 122

ГЛАВА 4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ

ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПГУ-КЭС С КУ

ТРЕХ ДАВЛЕНИЙ ДЛЯ УСЛОВИЙ РОССИИ................. 124

4.1. Технико-экономическая оптимизация параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений для регионов «Центр» и «Урал»...................................................... 125

4.1.1. Технико-экономическая оптимизация минимальных температурных напоров в испарительных поверхностях КУ

для региона «Центр».................................................. 125

4.1.2. Технико-экономическая оптимизация минимальных температурных напоров в испарительных поверхностях КУ

для региона «Урал»................................................... 128

4.1.3. Технико-экономическая оптимизация параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений для региона «Центр».................................................................. 130

4.1.4. Технико-экономическая оптимизация параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений для региона «Урал»................................................................... 132

4.2. Сравнение результатов технико-экономической оптимизации параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ

трех давлений........................................................... 135

4.2. Выводы по четвертой главе.......................................... 139

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ.................................................... 141

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.............................. 143

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ

БНД (БСД, БВД) - Барабан низкого (среднего, высокого) давления котла-

утилизатора

ВД - Высокое давление

ГПК - Газовый подогреватель конденсата

ГТУ - Газотурбинная установка

Д - Деаэратор питательной воды

ДК - Дожимной компрессор

ИС - Испарительная поверхность котла-утилизатора

КВОУ - Комплексное воздухоочистительное устройство

КИТТ - Коэффициент использования теплоты топлива

КН - Конденсатный насос

КПД - Коэффициент полезного действия

КУ - Котел-утилизатор

НД - Низкое давление

ОЭС - Объединенная энергосистема

ПТУ - Парогазовая установка

ПГУ-КЭС - Парогазовая установка конденсационного типа

ПЕ - Пароперегревательная поверхность котла-утилизатора

ПН - Питательный насос

1111 - Промежуточный перегрев пара

ПТУ - Паротурбинная установка

СД - Среднее давление

СН - Собственные нужды установки

РН - Насос рециркуляции

ТЭС - Тепловая электрическая станция

ЦВД - Цилиндр высокого давления паротурбинной установки

ЦНД - Цилиндр низкого давления паротурбинной установки

ЦСД - Цилиндр среднего давления паротурбинной установки

ЭК - Экономайзерная поверхность котла-утилизатора

ВВЕДЕНИЕ

Сегодня основу (более 60%) российской энергетики составляют паротурбинные ТЭС, которые работают со средним КПД 36%. В последнее десятилетие в России на ТЭС стали применяться парогазовые технологии, которые позволяют достичь КПД 50% и выше, так в 2011г. на ТЭЦ-26 ОАО «Мосэнерго» введен в эксплуатацию энергоблок с самым высоким в России КПД (примерно 57%). Однако в ведущих промышленно-развитых странах фирмами General Electric, Siemens уже реализованы проекты ТЭС с КПД более 60%. Данные ТЭС базируются на высокотемпературных газотурбинных установках (ГТУ) с КПД 40% и выше, которые российскими энергомашиностроительными фирмами не производятся, и не будут производиться в ближайшее время. В настоящее время в связи с переходом к новым экономическим отношениям (рыночной экономике) российская энергетика потеряла передовые позиции в энергомашиностроении и в освоении новых технологий Подавляющее большинство построенных в России с 2000г. парогазовых ТЭС базируются на ГТУ зарубежного производства. Для ликвидации отставания России в создании новых ГТУ в 2011г. созданы два совместных предприятия с фирмами General Electric и Siemens по производству ГТУ различного типа. Наметившаяся тенденция экономического роста России требует от энергетиков ускоренного внедрения новых мощностей как на основе паротурбинных установок на ССКД, так и на основе парогазовых установок.

Важнейшими задачами сегодняшнего дня являются поиск оптимальных тепловых схем и параметров теплоносителей и создание инструментов для совершенствования процесса их нахождения, детальный критический анализ зарубежного и отечественного опыта внедрения и проектирования парогазовых установок для обеспечения высокой тепловой и экономической эффективности. Трудности с внедрением, проектированием и дальнейшим обеспечением высокой

тепловой и экономической эффективности связаны с тем, что часть основного оборудования - газотурбинные установки и паротурбинные установки с их вспомогательными системами, будут поставляться зарубежными фирмами-поставщиками, а остальное оборудование, в том числе паровые котлы-утилизаторы, будут проектироваться и производится российскими фирмами. При этом стоит отметить, что в отличие от блоков ПГУ-450Т и ПГУ-450 (двухконтурные дубль-блочные ПГУ без промежуточного перегрева пара на базе ГТУ типа ГТЭ-160) по которым в России накоплен достаточный опыт, и выбор основных параметров не вызывает у проектировщиков больших затруднений, опыта по проектированию парогазовых блоков ПГУ-400 (трехконтурные моноблочные ПГУ с промежуточным перегревом пара на базе современных зарубежных ГТУ 5-ого и 6-ого поколений) в российской энергетике недостаточно.

Даная работа посвящена технико-экономической оптимизации параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок для условий России. В работе дан анализ перспектив развития энергетики на базе парогазовых технологий в России, проведен обзор опыта внедрения ПГУ-КЭС в России, дан критический анализ тепловых схем трехконтурных ПГУ-КЭС с промежуточным перегревом пара, на основе которого была сформирована тепловая схема для последующего оптимизационного исследования. Для решения поставленных в работе задач оптимизационных исследований были внесены дополнения в ранее применяемые методики оптимизационных исследований тепловых схем, были применены современные методы решения оптимизационных задач, а так же были проведены комплексные технико-экономические оптимизационные исследования. Дополненные автором методики оптимизационного исследования позволили создать программный комплекс для решения задач поиска оптимума термодинамических параметров тепловой схемы. Функционал разработанного программного комплекса широко востребован в современной динамично-развивающейся энергетике, но отсутствует в имеющихся на сегодняшнее время

российских и зарубежных программных комплексах [7,10,22]. Также в работе автором дополнена методика технико-экономического оптимизационного исследования энергоблоков КЭС, и с применением этой методики автором проводится технико-экономическое исследование на примере энергоблока ГТГУ-КЭС для условий России для двух регионов размещения энергообъекта - «Центр» (г.Москва) и «Урал» (г.Уфа).

Работа выполнена под руководством кандидата технических наук, доцента кафедры ТЭС ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ», научного руководителя НИЛ «ГТУ и ПТУ ТЭС» Бурова Валерия Дмитриевича, которому автор выражает глубокую благодарность.

Автор выражает благодарность и признательность профессору кафедры ТЭС «НИУ «МЭИ», кандидату технических наук Цаневу Стефану Вичеву, доценту кафедры ТЭС «НИУ МЭИ», кандидату технических наук Дудолину Алексею Анатольевичу, доценту кафедры ТЭС «НИУ «МЭИ», кандидату технических наук Макаревич Елене Владимировне за ценные замечания, советы и консультации при выполнении диссертационной работы.

Автор благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПТУ ТЭС» за помощь и ценные замечания при написании работы, а также сотрудников кафедры ТЭС «НИУ «МЭИ» за ряд сделанных важных и полезных рекомендаций.

ГЛАВА 1. ОПТИМИЗАЦИЯ И РАЗРАБОТКА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ-КЭС С КУВ РОССИЙСКОЙ И ЗАРУБЕЖНОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ

1.1. Перспективы развития энергетики на базе парогазовых технологий в России

Парогазовая установка с котлом-утилизатором - наиболее перспективная и широко распространенная в мировой энергетике парогазовая установка, отличающаяся простотой и высокой эффективностью производства электрической энергии. Эти ПГУ - единственные в мире энергетические установки, которые при работе в конденсационном режиме отпускают потребителям электроэнергию с КПД 55-60%, при этом эксплуатационные издержки мощной современной ПГУ вдвое ниже, по сравнению с издержками на пылеугольной ТЭС. Сроки строительства ПГУ с КУ, в особенности при поэтапном вводе в эксплуатацию, намного короче, чем сроки строительства мощных тепловых электростанций других типов. [73]

Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2030г., Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики на период до 2030г. и Программа модернизации российской электроэнергетики на период до 2030г. являются одними из основных документов, определяющих развитие электроэнергетики и ориентирующие компании разных форм собственности. Основные принципы и идеи, заложенные в этих документах, можно охарактеризовать как: переход от приоритетов по максимальному развитию АЭС и ГЭС к экономическим критериям по оптимизации структуры мощностей; опережающее развитие сетевой инфраструктуры; одновременное развитие крупных системообразующих электростанций, включая электрические сети; сохранение незначительного опережения темпов развития угольной генерации по сравнению с газовой генерацией; «принудительная» модернизация;

инновационное развитие; минимизация удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии путем внедрения современного высокоэкономичного оборудования; развитие отечественного машиностроения.

В настоящее время установленная мощность электростанций зоны централизованного электроснабжения составила 210,8 млн. кВт, из них мощность тепловых электростанций составляет 142,4 млн. кВт (68 процентов суммарной установленной мощности), гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций - 44,9 млн. кВт (21 процент суммарной установленной мощности) и атомных электростанций - 23,5 млн. кВт (11 процентов суммарной установленной мощности) [17]. Диаграмма структуры установленной мощности и доли выработки электроэнергии для базового варианта приведена на рис.1.1.

215,1 323,8

Структура выработки электроэнергии

1027,8 1626.6

Рис.1.1. Диаграмма структуры установленной мощности и доли выработки

электроэнергии для базового варианта

Потребность в установленной мощности в период 2010-2030г. будет неуклонно расти, и к 2030г. в базовом варианте составит порядка 318 ГВт, а в

максимальном варианте 373 ГВт [70]. Учитывая прогнозируемое сокращение мощности действующих электростанций с 211 ГВт в 2010г. до 145 ГВт в 2030г., потребность во вводе новых генерирующих мощностей может составить от 173 ГВт до 228,5 ГВт при базовом и максимальном вариантах соответственно [70]. Потребность в установленной мощности приведена на рис 1.2.

|-£Т Потребность во вводах новых

Потребность в установленной мощности в максимальном варианте генерирующих мощностей

400

360

320

280

240

Потребность в установленной мощности в базовом варианте

200 1

160

Мощность действующих электростанций

120 2008 г.

145

2010 г.

2015 г.

2020 г.

2025 г.

2030 г.

Рис 1.2. Потребность во вводах новых генерирующих мощностей

Суммарная мощность устаревшего оборудования на электростанциях России, в настоящее время, составляет 82,1 млн. кВт, или 39 процентов установленной мощности всех электростанций, в том числе на тепловых электростанциях - 57,4 млн. кВт, или 40 процентов их установленной мощности, а на гидравлических - 24,7 млн. кВт, или более 50 процентов их установленной мощности. К 2030 году предполагается вывести из эксплуатации устаревшее оборудование на 67,7 млн. кВт установленной в настоящее время мощности, в том числе на тепловых электростанциях - 51,2 млн. кВт и на атомных - 16,5 млн. кВт [17].

Одним из основных принципы модернизации и развития энергетики, заложенные в Программу модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года является переход на парогазовый цикл, вывод из эксплуатации устаревшего паросилового оборудования, освоение выпуска газовых турбин мощностью 65-350 МВт и ПГУ на их основе 400-1000 МВт.

Основным целевым ориентиром развития генерирующих мощностей электроэнергетики на период до 2020 года является создание рациональной, всесторонне обоснованной структуры мощностей в целях надежного обеспечения потребителей страны электрической и тепловой энергией. В Генеральной схеме одними из основных принципов формирования рациональной структуры генерирующих мощностей являются: прогнозируемый рост мощности теплоэлектроцентралей до 2020 года, осуществляемый