Исследование эффективности применения на ТЭС энергоблоков с котлами циркулирующего кипящего слоя тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат технических наук Русских, Евгений Евгеньевич

• Русских, Евгений Евгеньевич
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Русских, Евгений Евгеньевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ КОТЛОВ С ЦИРКУЛИРУЮЩИМ КИПЯЩИМ СЛОЕМ И АКТУАЛЬНОСТЬ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ.

1.1. История создания и общие положения метода сжигания в ЦКС.

1.2. Конструктивно-компоновочные схемы котлов с ЦКС.

1.3. Влияние качества топлива на выбор конструктивных решений для котлов с ЦКС.

1.4. Сравнение технико-экономических и стоимостных показателей котлов с ЦКС и традиционных факельных котлов.

1.5. Цели и задачи исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Комплексный подход к анализу технико-экономической эффективности энергоблоков с ЦКС-котлами.

2.2. Критерий эффективности.

2.3. Методика математического моделирования ЦКС-котла.

2.4.0собенности методики расчета ЦКС-котлоагрегатов и вспомогательных систем котла.

2.4.1. Особенности расчета ЦКС-котлоагрегатов.

2.4.2. Расчет вспомогательных систем ЦКС-котлов.

2.5. Методика оптимизации и вариантных расчетов.

Выводы к главе 2.

ГЛАВА 3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ С КОТЛАМИ ЦКС.

3.1. Постановка задачи оптимизации.

3.2. Учет влияния марки топлива.

3.3. Анализ термодинамических и расходных параметров.

3.4. Оценка устойчивости оптимальных параметров.

3.4.1. Устойчивость оптимальных параметров в условиях изменяющейся мощности энергосистемы.

3.4.2. Устойчивость оптимальных параметров в условиях изменяющейся экологической обстановки (изменение фоновых концентраций).

3.4.3.Устойчивость оптимальных параметров в условиях изменения числа часов использования установленной мощности.

3.4.4. Устойчивость оптимальных параметров в условиях изменения стоимости топлива.

Выводы к главе 3.

Ь ГЛАВА 4. АНАЛИЗ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГОБЛОКОВ С КОТЛАМИ ЦКС.

4.1. Определение эффективности применения ЦКС-технологии.

4.2. Стоимостные показатели строительства энергоблоков по ЦКС-технологии.

4.3. Примеры ввода генерирующих мощностей на базе ЦКС-технологии.

4.3.1. Проект строительства ГРЭС на кузнецких углях мощностью 1650 МВт.

4.3.2. Проект строительства Новосибирской ТЭЦ-6 на отсевах антрацита мощностью 780 МВт.

Выводы к главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование эффективности применения на ТЭС энергоблоков с котлами циркулирующего кипящего слоя»

Современное состояние отечественной энергетики требует масштабных инвестиционных проектов с целью наращивания энергетических мощностей. При этом долговременная концепция развития отечественной и, в.первую очередь, сибирской энергетики, формируется как угольная, а уголь рассматривается как стратегическое топливо. Доля использования твердых топлив по отношению к жидким и газообразным возрастает, несмотря на увеличение добычи нефти и газа в последние годы и на перспективу [34, 66]. При этом топливо-обеспечение ТЭС характеризуется сменой гаммы топлив, наблюдаемой в настоящее время. Топливные компании констатировали «окончание газовой паузы» в энергетике и переход к программам «Уголь - энергетическое топливо 21-го века» [77]. Эффективное использование угля в энергетике России является актуальной задачей [23,29,56].

Современное состояние отечественной энергетики характеризуется новыми чертами.

Первое - значительная доля оборудования отработало свой ресурс, и в перспективе без проведения работ по восстановлению, продлению ресурса и замене оборудования на новое, не сможет обеспечить надежной работы в перспективе. Принята к внедрению Концепция развития ОАО РАО «ЕЭС России».

Второе - идет реформирование электроэнергетики России с целью повышения эффективности предприятий отрасли, создание условий для ее развития на основе стимулирования инвестиций, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей. При этом меняется система государственного регулирования отрасли, формируется конкурентный рынок электроэнергии, создаются новые компании с разделением естественномонопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций.

Третье - для многих существующих электростанций (особенно Сибирского региона) основное топливо — каменный и бурый уголь. Качество поставляемого угля зачастую не соответствует заложенным проектным требованиям, что приводит к ухудшению технико-экономических показателей электростанций в целом, снижению надежности. Большинство электростанций запроектировано в 50-е — 70-е годы прошлого века с привязкой к конкретным разрезам и маркам угля. В настоящий момент наблюдается естественное ухудшение качества угля в процессе выработки старых разрезов.

Четвертое - в существующих экономических условиях топливодобывающие компании становятся совладельцами энергогенерирующих; при этом наблюдается тенденция к смене проектных марок угля, соответствующей интересам собственников, а то и к коренной смене топливной базы. Это ведет к необходимости сжигания непроектных углей и связанных с этим масштабными реконструкциями.

Пятое - снижение тепловой нагрузки при сохранении электрической, что ведет к увеличению доли конденсационной выработки. Это связано с тем, что многие электростанции раньше входили в единый комплекс «предприятие-электростанция», в связи с распадом такой системы произошло коренное изменение структуры производства электроэнергии с уменьшением теплофикационной выработки и отборов пара. Кроме того, в формирующихся рыночных условиях, многие угольные ТЭЦ ощущают жесткую конкуренцию со стороны газовых котельных.

Шестое - в силу вышеприведенных обстоятельств, актуальной задачей является привлечение инвестиций. Это, в свою очередь, формирует различные способы финансовых средств, набирающих практику в настоящее время - IPO (первичное размещение ценных бумаг), привлечение денег по механизму гарантирования инвестиций.

Согласно утвержденной инвестиционной программы энергокомпании Холдинга РАО «ЕЭС России», до 2011 г. планируется построить 34,2 тысячи

МВт. Общий объем финансирования инвестпрограммы составит 3,1 трлн. рублей. Реализация инвестиционной программы позволит полностью покрыть потребности растущей экономики и бытового сектора в электрической и тепловой энергии и исключить возможность возникновения дефицита мощности. В строительство новых энергоблоков генерирующие компании энергохолдинга направят 1,8 трлн. рублей. Реализация инвестиционной программы предусматривает строительство современных электростанций, в том числе на базе угольных энергоблоков с циркулирующим кипящим слоем, (http://www.rao-ees.ru/ru/news/news/pr/ show.cgi7prl50207prog.htm).

Учитывая отмеченные выше тенденции в развитии ТЭС, особую актуальность приобретают оптимальные системные решения в энергетике и, в частности, - оптимальные решения по энергетическим котлам (как наиболее капиталоемкой части энергоблоков, затраты в которую с учетом зданий и сооружений, косвенных расходов могут составлять - до 50 %) с новыми котельными технологиями. Одной из таких технологий является технология сжигания в циркулирующем кипящем слое (ЦКС).

Технология циркулирующего кипящего слоя (ЦКС) применялась в нефтехимической промышленности уже в первой половине 20-го века. Однако внедрение ее в энергетических установках было не просто переносом известного применения. Использование технологий кипящего слоя было инициировано энергетическим кризисом начала 70-х годов. Кроме того, с середины 70-х годов происходило постоянное ужесточение норм на допустимые выбросы. Технологии стационарного кипящего слоя были вполне приемлемы для систем, сжигающих низкокачественное топливо, такое, например, как отходы лесоперера-ботки, шламы и.т.п. Было установлено, что это топливо можно эффективно сжигать, поддерживая небольшой уровень выбросов. [6,17,44].

Рассматривалась возможность широкомасштабного сжигания угля в установках стационарного кипящего слоя. Однако оказалось, что низкореакционное топливо трудно сжигается в кипящем слое. Недожог оставался высоким, а регулирование температуры и выбросов было затруднено. Для решения этих проблем была предложена идея увеличить скорость ожижения, усилить турбу-лизацию и смешение частиц для улучшения выжига углерода и связывания серы. Рост скорости приводил к увеличению выноса частиц из слоя. Для возврата частиц в топку и поддержания процесса ожижения, было предложено использовать циклон. Все это и было основой технологии ЦКС для сжигания топлива [6].

Основными преимуществами технологии ЦКС являются возможности [6, 9,15,17,47]:

- эффективного сжигания низкокалорийных, высокозольных топлив, а также топлив с малым выходом летучих, которая определяется стабильной температурой в топке, низким содержанием углерода в слое, длительным временем пребывания коксозольного остатка в реакционной зоне;

- совместного сжигания топлив различного качества и состава в одном и том же котле, упрощенная схема подготовки топлива;

- эффективного (более 90%) связывания оксидов серы путем подачи известняка в топку при оптимальной температуре слоя около 870°С и длительном времени пребывания частиц известняка в реакционной зоне;

- обеспечения низких выбросов оксидов азота (на уровне 200-300 мг/нм3) без дополнительных дорогостоящих мероприятий, которые обусловлены низкой и стабильной температурой слоя и надслоевого пространства, при организации ступенчатого подвода воздуха;

- уменьшения котельной ячейки, обусловленного отсутствием средств серо- и азотоочистки, что позволяет разместить котел с ЦКС в существующих котельных ячейках;

- относительно быстрого изменения нагрузки, глубокой разгрузки котла.

К недостаткам технологии можно отнести [30, 45] усложнение конструкции котла (воздухораспределительная решетка, принятие мер для защиты поверхностей нагрева от эрозии [36] др.), наличие большей (по сравнению с традиционным котлом) массы футерованных элементов. Кроме того, усложняется ряд вспомогательных систем котла (дренаж слоя, возврат золы, подвод известняка), повышаются расходы на собственные нужды за счет использования высоконапорных дутьевых вентиляторов.

Несмотря на успешный опыт эксплуатации котлов с ЦКС в мировой энергетике, комплексного технико-экономического исследования ЦКС-технологии в составе энергоблоков ТЭС не проведено. Вместе с тем такое исследование актуально, так как позволит учесть многофакторное влияние термодинамических, технических, конструктивно-компоновочных, топливных, структурных и др. ограничений и сформулировать практические рекомендации при проектировании ЦКС-энергоблоков любых типов и мощностей.

В диссертации разработана методика комплексной оптимизации ЦКС-котлоагрегатов в составе энергоблоков ТЭС.

Проведена комплексная оптимизация ЦКС-технологии в составе энергоблоков широкого диапазоне мощностей и типоразмеров на различных марках топлива. На основе расчетов определены оптимальные параметры оборудования, выявлены основные закономерности влияния системных факторов при обеспечении всех требуемых показателей функционирования и с учетом экологических, финансовых и топливных ограничений.

На основе полученных (в результате вероятностных оптимизационных расчетов) закономерностей по выбору параметров и характеристик оборудования и технико-экономической эффективности выработаны практические рекомендации по применению ЦКС-котлоагрегатов.

Результаты диссертационной работы внедрены в учебный процесс НГТУ (при дипломном проектировании), а также использованы в работах ЗАО «Сиб-КОТЭС» при разработке технико-коммерческих предложений, ОАО «Новосибирскэнерго» и ОАО «Русал Ачинск», при оценке экономической эффективности строительства и выборе технологии сжигания, с учетом топливной базы предприятий.

Основные положения диссертации вошли в отчет по работе, выполняемой в рамках государственного контракта №02.438.11.7027 от 06.03.2006 г. (шифр 2006-РИ-16.0/003/016) «Научно-организационное, методическое и техническое обеспечение организации и поддержки научно-образовательных центров в области природоохранных технологий переработки и утилизации техногенных образований и отходов и осуществление на основе комплексного использования материально-технических и кадровых возможностей совместных исследований и разработок».

В первой главе обоснована актуальность проблемы. Изложены принципиальные особенности ЦКС-технологии. Показано, что до настоящего времени не проведено обобщающего исследования, которое позволит комплексно оценить достоинства и недостатки данной технологии.

Сформулированы цели и задачи исследования.

Во второй главе изложена методика исследования ЦКС-технологии в составе энергоблоков ТЭС. Изложены основные положения подхода к технико-экономической оптимизации, целями которой является определение наивыгоднейшего сочетания термодинамических параметров и вида технологической схемы ЦКС-энергоблока с учетом всех видов ограничений. При этом в качестве внутренних ограничений выступают начальные параметры энергоблока, режимные факторы технологических процессов, конструктивные особенности оборудования (в первую очередь котлов) и т.п., внешними ограничениями являются условия приведения расчетных вариантов к сопоставимому виду, которые учитывают влияние экологических, социальных, инфраструктурных факторов, включение блока в энергосистему, его готовность к несению нагрузки, работа в условиях несортовых поставок топлива и др.

Разработанная модель комплексного технико-экономического исследования, в которой заложены принципы эксергетической методологии и теории аг-регативных систем, по существу является дальнейшим развитием активно прорабатываемого в НГТУ в последние годы направления комплексных исследований энергетических установок, которое прослеживается в работах Ноздренко Г.В., Щинникова П.А., Овчинникова Ю.В., Томилова В.Г., Зыковой Н.Г, Боро-дихина И.В., Григорьевой O.K.

Сформулирована целевая функция в вероятностной постановке, которая в современных условиях хозяйствования должна отражать как доходную, так и расходную составляющие.

Предложены определяющие принципы и обобщающий математический подход для исследования ЦКС-котлоагрегатов в составе энергоблоков ТЭС. К термодинамическим независимым параметрам котла относятся: начальные и конечные параметры пара, параметры промежуточного перегрева, конечные параметры системы регенерации. Совокупность расходных параметров определяет материальные балансы и задает значения расходов рабочих тел и теплоносителей по всем технологическим связям энергоблока. Функционирование элементов энергоблока с ЦКС-котлом и зависимости между параметрами связей моделируются уравнениями энергетического, расходного, гидравлического (аэродинамического) балансов. Система уравнений балансов функционирующих элементов устанавливает такое соотношение между термодинамическими и расходными параметрами связей, которое обеспечивает получение заданной нагрузки ЦКС-котла и в целом энергоблока.

Сформулированы ограничения на применяемые методы. Предложенные методики реализованы в вычислительном компьютерном комплексе, имитирующем работу ЦКС-энергоблоков в составе ТЭС. Приведены основы методики поверочно-конструкторского расчета ЦКС-энергоблоков.

В третьей главе проведена оптимизация параметров энергоблоков и ЦКС-котлоарегатов в составе ТЭС.

На основе расчетных экспериментов впервые выполнена структурная оптимизация энергоблоков с ЦКС-котлоагрегатами, включающая оптимизацию термодинамических и расходных параметров как ЦКС-котлов, так и энергоблока в целом. Проведена оценка устойчивости оптимальных решений при изменяющихся внешних факторах: включению ЦКС-технологии в энергосистемы различной мощности; в условиях изменения экологической обстановки в ареале функционирования; в условиях изменения стоимости топлива и числа часов функционирования.

В четвертой главе на основе разработанных методических подходов определен диапазон эффективного применения энергоблоков с ЦКС с учетом мирки сжигаемого угля и типа энергоблока. Рассмотрено влияние оптимизации начальных термодинамических параметров на эффективность применения ЦКС-технологии, оценено влияние учета затрат в экологическую инфраструктуру. Показано, что оптимизация параметров существенно эффективнее для теплофикационных энергоблоков.

Приведены примеры расчетов экономической эффективности и примеры проектов строительства новых генерирующих мощностей на базе ЦКС-технологии. Показано, что энергоблок, оснащенный ЦКС-технологией позволяет получить доход больший, чем при традиционной компоновке котла на 200 млн.рублей (за весь срок жизни) для ГРЭС-1650 МВт, и 1684 млн. руб для ТЭЦ-780 МВт. При этом дисконтированные сроки окупаемости ЦКС-энергоблоков ТЭЦ сокращаются на год.

В заключении сформулированы основные результаты работы и практические рекомендации по применимости ЦКС-технологии на ТЭС.

Приложение содержит акты о практическом использовании результатов диссертационной работы.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на: конференции молодых ученых (Новосибирск, НГТУ, 2004, 2005, 2006), на научных семинарах каф. ТЭС НГТУ, «Сибтехэнерго», «СибКОТЭС», (Новосибирск, 2006.2007 гг.), на пятой Российской научно-техническая конференция "Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности" (г. Ульяновск, 20-21 апреля 2006 г., УлГТУ), 6-й Всероссийской конференции "Горение твердого топлива" (г. Новосибирск, 8-10 ноября 2006г., ИТ СО РАН).

Личный вклад заключается в разработке методик исследования, проведении комплексных оптимизационных расчетов, анализе результатов, выработке практических рекомендаций.

Публикации. Основные положения и результаты диссертации опубликованы в 8 печатных изданиях: из них одна научная статья в рецензируемом издании, входящим в перечень рекомендованных изданий ВАК, две статьи в материалах всероссийских конференций, пять статей в сборниках научных трудов.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы и приложения. Основной текст изложен на 127 страницах, содержит 33 рисунка, 7 таблиц.

Заключение диссертации по теме «Энергетические системы и комплексы», Русских, Евгений Евгеньевич

Выводы к главе 4

1. На основе интегрального критерия определен диапазон эффективности применения ЦКС-энергоблоков с учетом марки угля в диапазоне мощностей 50.500 МВт; с учетом оптимизации начальных термодинамических параметров и на стандартные параметры пара; с учетом и без учета затрат на восстановление экологической инфраструктуры. Показано, что марка угля имеет определяющее значение для выбора технологии сжигания (факельный/ ЦКС) и профиля энергоблока. Оптимизация параметров ЦКС-энергоблоков приводит к увеличению их эффективности на 3.8%, расширяя диапазон возможного применения.

2. Показано, что наиболее эффективным является применение ЦКС-котлов прежде всего для теплофикационных энергоблоков, ввиду их приближенности к крупным городам, и соответственно, повышенными требованиями к экологическим характеристикам энергоблоков ТЭЦ.

3. Определены стоимостные затраты на сооружение новых ТЭС на базе ЦКС-энергоблоков и ЦКС-котлоагрегатов. Показано, что стоимость строительства обратно пропорциональна мощности энергоблока и составляет, в зависимости от марки угля и мощности блока 1080. 1550 у.е./кВт для энергоблоков типа «К», 1100. 1600 у.е./кВт для энергоблоков типа «Т», 1150. .1680 у.е./кВт для энергоблоков типа «ПТ».

4. Определены основные технико-экономические показатели функционирования новых ТЭС, показатели финансовой и инвестиционной привлекательности, на основании которых можно сделать вывод об эффективности применения ЦКС-котлоагрегатов на базе низкосортных топлив, таких как отсевы и угольные шламы, окисленные угли, а также об эффективности внедрения мероприятий по оптимизации расходно-термодинамических параметров при новом строительстве.

Основные технико-экономические показатели строительства ГРЭС-1650 МВт на базе окисленных углей Кузнецкого бассейна составили (в вариантах на стандартные/ оптимизированные параметры):

- Капитальные затраты: 61380/62429 млн. руб; удельные капитальные затраты: 1240/1261 у.е./кВт;

- Чистый дисконтированный доход: 21618/21810 млн. руб.

- Внутренняя норма доходности: 19,40/19,95%;

- Индекс доходности: 2,12/2,17.

- Срок окупаемости/ дисконтированный срок окупаемости: 10/14 лет для обоих вариантов.

Основные технико-экономические показатели строительства ТЭЦ-780 МВт на базе отсевов антрацита составили (в вариантах на стандартные/оптимизированные параметры):

- Капитальные затраты: 31707/28712 млн. руб; удельные капитальные 1 ^сс/1/ "о .

Затраты, ujj/i^z./ y.c.íkjji,

- Чистый дисконтированный доход: 16173/17857 млн. руб.

- Внутренняя норма доходности: 22,0/23,72%;

- Индекс доходности: 2,59/2,92.

- Срок окупаемости/дисконтированный срок окупаемости: 10/12 лет для варианта строительства на традиционные параметры пара и 9/11 лет для варианта с оптимизацией.

109

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации содержится решение задачи, заключающейся в исследовании эффективности применения на ТЭС энергоблоков с котлами циркулирующего кипящего слоя, имеющей существенное значение для энергетики:

1. Разработана методика решения задачи сопоставления эффективности ЦКС-энергоблоков тепловых электростанций с традиционными на основе комплексной технико-экономической оптимизации и установления зависимостей между расходно-термодинамическими параметрами и технико-экономической эффективностью ЦКС-энергоблоков.

2. Разработана методика комплексной технико-экономической оптимизации энергоблоков ТЭС с ЦКС-котлами, их математическая модель, выполнены комплексные исследования и получены новые результаты по наивыгоднейшим сочетаниям термодинамических, расходных, технико-экономических параметров и показателей с учетом влияния графиков нагрузки, надежности энергоснабжения, связи с энергосистемой, требований к экологической, социальной, промышленной инфраструктуре, удельных стоимостных показателей, марок угля, типов и мощностей энергоблоков при неопределенности исходной информации Произведена оценка наивыгоднейших сочетаний термодинамических, расходных и технико-экономических параметров и показателей. Выполнено исследование влияния системных факторов и типов энергоблоков на схемно-параметрические оптимальные решения Определено, что оптимальными параметрами пара для энергоблоков с ЦКС-котлами являются:

•для конденсационных энергоблоков: - Ро/РПп=28,5/4,76.29,5/4,92 МПа, 1оЛпп=530/550. 540/600°С при температуре питательной воды 1:пв=225.300оС и удельной паропроизводительности Б0 =2,42.3,05 т/(кВт-ч).

•для теплофикационных энергоблоков типа «Т»:

- без промперегрева (для Т-50.Т-175 МВт) - Р0=8,9.14,2 МПа; 1о=555.600°С при температуре питательной воды 1ПВ=185.200°С и удельной паропроизводительности О0=4Д 1. .4,57 т/(кВт-ч);

- с промперегревом (для Т-180.Т-250 МВт) параметры свежего и вторично перегретого пара - Ро/Рпп=21,6/3,61.29,5/4,9 МПа; У1пп=530/530 .550/565°С при температуре питательной воды 1ПВ=180.300°С и удельной паропроизводительности Оо =2,85.4,2 т/'(кВт-ч).

•для теплофикационных энергоблоков типа «ПТ»: Р0=8,9.29,5 МПа, 1о=530.550°С при температуре питательной воды 1ПВ=180.300°С и удельной паропроизводительности Оо=4,65. .7,5 т/(кВт ч);

3. Разработаны практические рекомендации по выбору параметров, схем, марок угля и областей применения энергоблоков с ЦКС-котлами на тепловых электростанциях при учете системных факторов.

- Теплофикационные Т-энергоблоки эффективны для единичных мощностей 50.250 МВт на углях марок «Т», «СС», окисленных углях, шламах и отсевах, бурых углях; а на антрацитах - для единичных мощностей 180.250 МВт; Для всех марок углей для единичных мощностей 50.250 МВт применение технологии ЦКС эффективно только при оптимальных параметрах.

- Конденсационные энергоблоки эффективны для единичных мощностей 50.500 МВт на отсевах, шламах, окисленных углях, и на углях марок «Т», «СС», антрацитах и бурых углях эффективны только при оптимальных параметрах для единичных мощностей 150.230 МВт.

- Теплофикационные ПТ-энергоблоки для единичных мощностей 80. 140 МВт на окисленных углях, шламах и отсевах, бурых углях; и на углях марок «Т»,«СС» при оптимальных параметрах для энергоблоков единичных мощностей 80. 140 МВт.

Применение ЦКС-технологии оправдано в случае сравнения с традиционными факельными котлами с системами серо-азотоочистки, доводящими их до сопоставимых с ЦКС-котлами уровнем выбросов.

Наиболее эффективным является применение ЦКС-котлов прежде всего для теплофикационных энергоблоков, ввиду их приближенности к крупным городам, и соответственно, повышенными требованиями к экологическим характеристикам энергоблоков ТЭЦ.

4. Определены стоимости строительства новых генерирующих мощностей на базе ЦКС-технологии. Показано, что удельные капиталовложения составляют 32 400.46 500 руб/кВт (1080. 1550 у.е./кВт) для К-энергоблоков, 33 000.48 000 руб/кВт (1100. 1600 у.е./кВт) для Т-энергоблоков, 34500.50400 руб/кВт (1150. 1680 у.е./кВт) для ПТ-энергоблоков. При этом капиталовложения в ЦКС - котлоагрегаты варьируются от марки сжигаемого топлива и профиля котлоагрегата. Стоимость оптимизированных ЦКС-котлоагрегатов уменьшается на 12. 15% для конденсационных энергоблоках на бурых углях и углях марок «Т», «СС»; на 3.5% для энергоблоков на окисленных углях. Для энергоблоков на углях марок «Г», «Д», шламах - стоимость котлоагрегата увеличивается на 3.8%. Для теплофикационных энергоблоков без промперегрева общее удорожание котлоагрегата составляет 9. 15% для всех марок углей; при переходе на промперегрев общее удорожание составляет 12. .18%. Удорожание энергоблоков типа «ПТ» составляет 7.15%. Для всех энергоблоков большие значения соответствуют более дорогим маркам углей (в связи с переходом на повышенные параметры пара).

Показано, что простой/дисконтированный срок окупаемости для ГРЭС-1650 МВт составляет 10/14 лет; и для ТЭЦ-780 МВт -10/12 лет.

Показано, что оптимизация позволяет уменьшить сроки окупаемости на 0,5. 1 год, увеличивает ЧДД проекта на 198 млн. рублей для варианта строительства ГРЭС-1650, и на 1684 млн. рублей для варианта со строительством ТЭЦ-780.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Русских, Евгений Евгеньевич, 2007 год

1. Авруцкий Г Д. Савенкова И. А. Лазарев М.В., и др. Разработка технических решений по созданию турбоустановки для блока суперкритических параметров пара. // Электрические станции, 2005, № 10.-С. 36-40.

2. Аминов Р.З., Борисенков А.Э., Доронин М.С. Эффективность сооружения ПТУ и концепция устойчивого развития // Материалы конф. «Экология энергетики 2000». М.: Изд-во МЭИ, 2000. -С. 281285.

3. Андрющенко А.И. Методика системных термодинамических исследований в теплоэнергетике. Саратов: СГТУ, 1996. -97 с.

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

5. Андрющенко А.И., Дубинин А.Б., Ларин Е.А. О показателях экономической эффективности энергетических объектов. // Изв. ВУЗов. Энергетика. 1990. - №7. - С. 3-6.

6. Баскаков А.П., Мацнев В.В., Распопов И.В. Котлы и топки с кипящим слоем. М.: Энергоатомиздат, 1996. - 352 с.

7. Бродянскш В.М. Эксергетический метод термодинамического анализа. М.: Энергия, 1973. - 269 с.

8. Бусленко Н.П. Моделирование сложных систем. М.: Наука, 1978. -400 с.

9. Карпенко Е.И., Мессерле В.Е., Перегудов B.C. Основные этапы совершенствования способов сжигания твердых топлив и их наиболее перспективные современные направления// Теплоэнергетика, 2003, № 12.-С. 42-45.

10. Каталог-справочник подольского машиностроительного завода. -Подольск: Изд-во ЗиО-Подольск, 2004 г. 73 с.

11. Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями: Монография /

12. П.А. Щинников, Г.В. Ноздренко, В.Г. Томилов и др. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. - 528 с.

13. Котельные агрегаты. Справочник. Центр НИИИНФОРМТЯЖМАШ.к

14. М: ЦНИИТЭстроймаш, 1969 г. 144 с.

15. Лундквист Р.Г. Технология сжигания в циркулирующем кипящем слое // Электрические станции. -2002. №10. -С. 61-67.

16. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (Вторая редакция) / Под ред. В.В. Косова, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров. М.: Экономика, 2000. - 422 с.

17. Мелентьев Л.А. Системные исследования в энергетике. М.: Наука, 1983.-455 с.

18. Теплоэнергетика, 1990, № 3. С. 72-75.

19. Неуймин В.М. Обновление оборудования ТЭС-веление времени. // Энергомашиностроение, 2005, № 2-3. С. 76-87.

20. Номенклатурный каталог ТКЗ. Таганрог: Изд-во ОАО «Красный котельщик», 2002 г. - 132 с.

21. Образцов С.В., Эдельман В.И. Электроэнергетика России в 1998 году. Основные итоги // Электрические станции, 1999, № 5. С. 2-9.

22. Ольховский Г.Г., Тумановский А.Г. Применение новых технологий при техперевооружении угольных ТЭЦ. // Новые технологии сжигания твердого топлива: их текущее состояние и использование в будущем. Сборник докладов. 23-24 января 2001 г. -С. 4-16.

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

24. Я/7 НеШ-К8 Версия 2.0. Поверочный тепловой расчет с топкой кипящего слоя. Инструкция пользователя. СПб: НПО ЦКТИ, 2004. -77 с.

25. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (сттхтт/мэг.т*жт;г утт^апоипЛ ЛЛгтэ ТТттгооли* ПАП // Т^г Р1. ЛЛЛТГТ1«1. М„ 1999.-325 с.

26. Ъ А. Пугач ЛИ. Энергетика и экология. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1999. -197 с.

27. Пугач Л.И., Ноздренко Г.В., Зыкова Н.Г., Пугач Ю.Л. Расчетные исследования. Влияние качества топлива и схемных решений: Учеб. пособие.- Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1997. 58 с.

28. Редько А.Ф., Ильченко А.А., Пуль В.Н. Эрозионный износ оребренных поверхностей нагрева в кипящем слое. // Теплоэнергетика, 1990, № 1. -С. 46-48.

29. Рябов Г.А., Курочкин А.И., Фоломеев О.М. Исследование теплообмена к настенным экранам на аэродинамической модели котла с ЦКС // Теплоэнергетика. 1999. - N 8. - С. 53-58.

30. Рябов Г.Г., Надыров И.И., Фоломеев О.М. и др. Научное обоснование использования технологии сжигания отечественных твердых топлив в циркулирующем кипящем слое // Теплоэнергетика. 2001. - N 6. - С. 38-43.

31. Рябов Г.А., Толчинский E.H., Надыров И.И. и др. Применение котлов с циркулирующим кипящим слоем для замены устаревших пылеугольных котлов. // Теплоэнергетика. 2000. - N 8. - С. 14-19.

32. Рябов Г.А., Дик Э.П., Соболева А.Н., Соловьева Т.Е. Особенности процессов сжигания биотоплив в котлах с кипящим слоем// Теплоэнергетика, 2005, № 9. С. 54.60.

33. Серант Ф.А., Русских Е.Е., Ноздренко Г.В. Применение ЦКС котлов в проектах ТЭС. Материалы шестой Всероссийской конференции «Горение твердого топлива». - Новосибирск: Изд-во ИТФ СО РАН, -2006.-С. 206 - 209.

34. Серант Ф.А., Пугач Ю.Л., Коваленко П.Ю., Русских Е.Е. Варианты реконструкции Новосибирских ТЭЦ-2,3,4 с применением новых технологий. Программа энергоэффективности и энергобезопасности

35. Нппприйппль'пи пйтгастн л Г» 9ГГ7П г1 ^Г^ЛПИИИ" лйлрилргтоотлттгу1 n/iiVJ VII V/IlU V1W * i M.4/MV X . ^ »—' ч V/ III UV VV V/ VX X XJ LMU± UUi W UL^XX^Vматериалов. Выпуск 1.).Новосибирск: Изд-во «Профи», 2005. - С. 163 -176.

36. Саламов A.A. Котлы с циркулирующим кипящим слоем, эксплуатируемые в США // Теплоэнергетика, 2006, № 6. С. 69-70.

37. Саламов A.A. Удельные капитальные затраты на сооружение ТЭС за рубежом // Теплоэнергетика, 1997, № 2. С. 76-79.

38. Саламов A.A., Филъков В.М. Парогазовые установки со сжиганием топлива в кипящем слое под давлением. // Теплоэнергетика, 1998, № 8. -С. 71-74.

39. Саломатов В.В. Природоохранные технологии на тепловых и атомных электростанциях. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006. - 852 с.

40. Семенов В.А. О росте доли угля в мировой энергетике. // Энергетика, 2006, №4. с. 24-25.

41. Смирнов И.А., Хрипев Л.С., Белоусенко И.В., Коренное Б.Е. Определение экономической эффективности реконструкции ТЭЦ // Теплоэнергетика, 1999. № 4. - С. 7-13.

42. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) СПб: НПО ЦКТИ, 3-е изд., 1998. -256 с.

43. Тепловой расчет котлов с топкой кипящего слоя. Методика расчета. -СПб: ШО ЦКТИ, 2002. -36 с.

44. Толчинский E.H., Надыров И.И., Рябов Г.А. Анализ конструктивных особенностей котлов с кипящим слоем фирмы «Foster Wheller». Технический отчет. М.: ВТИ, 1996. 128 с.

45. Томилов В.Г., Щинников П.А., Ноздренко Г.В. и др. Обоснование направлений развития пылеугольных ТЭЦ с новыми ресурсосберегающими технологиями. Новосибирск: Наука, 2000. -147 с.

46. Томилов В.Г., Щинников П.А., Ноздренко Г.В. и др. Эффективность пылеугольных ТЭЦ с новыми экологообеспечивающими технологиями. Новосибирск: Наука, 1999. - 97 с.

47. Трухачев СЛ., Рябов Г.А. Инженерная методика расчета теплообмена к настенным поверхностям нагрева в топке ЦКС // Тепломассообмен ММФ-2000: IV Минский междунар. форум, 22-26 мая 2000 г. В 11 т. Т.6. Минск, 2000. - С. 24-33

48. Чичкин A.A. Производство и использование нефтяного топлива из каменного угля в ЮАР. / Уголь, декабрь, 1988. С. 50-52.

49. Чубайс А.Б. РАО «ЕЭС России»: Новая Энергетическая Политика. По материалам конференции «РАО «ЕЭС России» открытая компания». 29 ноября 2005 г, Москва. (www.rosteplo.ru/news.php?zag=l 133335345).

50. Шаргут Я., Петела Р. Эксергия. // Перевод с польского Батурина Ю.И., Стржижовского Д.Ф. / Под ред. Бродянского В.М. М.: Энергия, 1968. - 278 с.

51. Шатилъ A.A. Расчетное исследование топочных устройств. СПб: НПОЦКТИ, 2003.-152 с.71 .Шатилъ A.A.Топочные процессы и устройства (исследования и расчет). СПб: НПО ЦКТИ, 1997. -185 с.

52. Щинников П.А. Постановка задачи оптимизации генерирующих мощностей энергосистемы. / Энергетика (Изв. Вузов и энергетических объединений СНГ). 2000. - №6. - С. 66-72.

53. Щинников П.А., Овчинников Ю.В., Пугач Л.И. и др. Системные исследования малоинвестиционных технологий в составе ТЭЦ // Энергетика: Изв. вузов и энергетических объединений СНГ. 2000.- № 2.-С. 54-59.

54. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Ловцов A.A. Эффективность реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ в парогазовые путем паротурбинной надстройки и исследование показателей их функционирования. Новосибирск: Наука, 2002. - 96 с.

55. Яхилевич Ф.М., Семенов А.Н., Глебов В.П. и др. Энергетический котел с топкой кипящего слоя на прибалтийском сланце // Теплоэнергетика, 1984,№5.-С. 8-30.

56. Hoskins Bill, Booras George. Assessing the cost of new coal-fired power plants. Power (USA). 2005.149, №8, pp. 24-28.

57. Jons R.F. Pulverised coal v.s. circulating fluidized bed. Economical comparison // American Power Conference, Chicago, Illinois, 1989.

58. S5.Kavidass S., Alexander K.C. Design considerations of B&W industrial and utility size reheat/ non-reheat IR-CFB boilers. // Power-Gen Asia-96. September 17-19,1996, New Delhi, India.

59. Lafanechere L., P. Basu, L. Jestin, 1995. Effects of the fuel parameters on the size and configuration of Circulating Fluidized Bed boilers, Journal of Institute of Energy, 1995, December. 68, pp. 184-192.

60. Kl.Morin Jean-Xavier. Recent ALSTOM POWER large CFB and scale up aspects including steps to supercritical. // 47th International Energy Agency Workshop on Large Scale CFB, Zlotnicki, Poland, October, 13th, 2003.

61. RafalPsik, Janusz Jablonski, Mati Uus. Utility power plans repowering with application of CFB technology-experiences of Polish and Estonian plants. I I Russia Power-Gen 2006 conference proceeding, Moscow, Russia, 14-16, March, 2006.

62. Ryabov G.A., Nadirov I.I. The Implication of CFB Technology for repowering of old pulverized coal boiler in Russia. // Proceedings of the 15th International Conference on Fluidized Bed Combustion. May 16 19, 1999 Savannah, Georgia.

63. Singer J. G. Combustion, Fossil Power. Fourth Edition. Combustion Engineering Inc., Windsor, CT. 1991. p. 1-12.

64. Stephen J. Goidich, Ragnar G. Lundqvist The utility CFB boiler -Present status, short and long term future with supercritical and ultra-supercritical steam parameters. // Power Gen Europe-2002 conference, Milan July 11-13, 2001.

65. Stephen J. Goidich, Timo. Hyppanen. Foster Wheeler compact CFB boilers for utility scale // 16th International conference on Fluidized Bed Combustion, Reno, Nevada, May 13-16 2001.

66. Stephen J. Goidich, Timo Hyppanen, Kari Kauppinen. CFB boiler design and operation using the INTREX™ heat exchanger. // 6 International Conference on Circulating Fluidized Beds. August 22-27, 1999, Wurzburg, Germany.

67. Talukdar J., Basu P. The effect of fuel parameters on the performance of a circulating fluidized bed boiler. II Circulating Fluidized Bed Technology Conference-V, Science Press, Beijing, 1997, pp. 307-320.

68. Venalainen /., Ruiz F. J. A., Jubitero J. M., Scaling Up Once-Through Supercritical CFB Boilers to 800 MW. // Power-Gen Europe, Milan, Italy, June 28-30,2005.v