Технико-экономическая оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок для условий России тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат технических наук Сойко, Геннадий Васильевич

• Сойко, Геннадий Васильевич
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Сойко, Геннадий Васильевич

СОДЕРЖАНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ ВВЕДЕНИЕ

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

1.1. Перспективы развития энергетики на базе парогазовых технологий в России

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

1.3. Опыт внедрения ПГУ-КЭС с России

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

1.5. Постановка задачи и цели исследования

ГЛАВА 2 МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕХНИЧЕСКО-

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

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

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

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

2.2.2. Выбор целевой функции оптимизации тепловой схемы парогазовой установки

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

2.2.4. Алгоритм оптимизационного расчета и исследования

тепловой схемы парогазовой установки

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

2.3. Основные положения методики исследования экономического окружения ТЭС

2.3.1. Исследуемые показатели ТЭС

2.3.2. Методика экономического исследования окружения ТЭС

2.3.3. Алгоритм экономического исследования окружения ТЭС

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

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

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

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

ПЕРЕГРЕВОМ ПАРА

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

3.1.1. Проверка оптимальности результатов расчета оптимизационной программы

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

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

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

3.3. Экономическое исследование окружения энергообъекта

3.3.1. Исследование экономического окружения энергообъекта для региона «Центр»

3.3.2. Исследование экономического окружения энергообъекта для региона «Урал»

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

3.4. Выводы по третьей главе

ГЛАВА 4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ

ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПГУ-КЭС С КУ

ТРЕХ ДАВЛЕНИЙ ДЛЯ УСЛОВИЙ РОССИИ

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

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

для региона «Центр»

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

для региона «Урал»

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

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

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

трех давлений

4.2. Выводы по четвертой главе

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

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 диссертации (часть автореферата) на тему «Технико-экономическая оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок для условий России»

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 преимущественно за счет увеличения мощности наиболее прогрессивных типов электростанций (парогазовых и газотурбинных), использующих газ; использование газа для увеличения мощности конденсационных электростанций в период 2010-2015г на фоне ускоренного роса электропотребления за счет развития наиболее быстросооружаемых типов электростанций, а также замены устаревшего оборудования на прогрессивное на действующих электростанциях, использующих газ [17]. Программа ввода новых мощностей ТЭС предполагает за период 20102030 гг. ввод мощности в базовом варианте 109 ГВт (ТЭС на угле 26 ГВт, ТЭС на газе 83 ГВт), в максимальном варианте 142 ГВт (ТЭС на угле 48 ГВт, ТЭС на газе 94 ГВт). При этом приоритетами территориального развития генерирующих мощностей на территории России, и её субъектов являются: в европейской части России - максимальное развитие атомных и гидроаккамулирующих электростанций, техническое перевооружение электростанций, использующих газомазутное топливо; в Сибири - развитие гидроэлектростанций и тепловых электростанций, использующих уголь; на Дальнем востоке - развитие

гидроэлектростанций, тепловых электростанций, использующих уголь, а также газ (для крупных городов) [70].

Прогноз развития теплоэнергетики по России, и её регионам в зоне централизованного электроснабжения и ОЭС представлены на рис. 1.3.

Рис.1.3. География размещения ТЭС к 2030г.

[ ] - установленная мощность ТЭС в настоящее время в ГВт [ ] - установленная мощность ТЭС к 2030г. (базовый вариант) в ГВт | - установленная мощность ТЭС к 2030г. (максимальный вариант) в ГВт

Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2030г., Генеральная схема размещения объектов энергетики на период до 2020г, Схема и программа развития Единой энергетической системы России прогнозируют рост установленной мощности ТЭС во всех объединенных энергосистемах России. При этом самое большое увеличение мощности ТЭС прогнозируется в регионах ОЭС «Центр», ОЭС «Урал», ОЭС «Сибирь». Но ОЭС «Сибирь», с точки зрения планов ввода парогазовых установок, неперспективна, поскольку прогнозируемое

увеличение мощности ТЭС данного региона планируется в большей степени за счет ТЭС на угле. Таким образом, среди всех объединенных энергосистем России наибольшее распространение парогазовая технология получит в регионах ОЭС «Центр» и ОЭС «Урал».

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

Парогазовая технология с утилизацией тепловой энергии выхлопа газотурбинной установки является в настоящее время единственным видом конденсационной энергоустановки, позволяющим достичь КПД на уровне 55-60% [19,74,45].

В 1824 году Карно впервые высказал идею создания парогазовых установок, и по мере развития паровых и газовых турбин стала возможной практическая реализация его идей, и первая парогазовая установка была реализована в 1908г. по проекту Хольцварта [3]. Основными составляющими элементами парогазовой установки являются: газотурбинная установка, теплообменный аппарат, утилизирующий часть тепловой энергии выхлопа ГТУ, и паротурбинная установка. Тепловая энергия выхлопа газотурбинной установки утилизируется в котле-утилизаторе, генерирующем перегреты водяной пар, направляемый затем в паровую турбину, где он вырабатывает дополнительную мощность. Таким образом, парогазовая установка сочетает в себе преимущества газотурбинного цикла Брайтона - высокую температуру подвода тепла, и преимущества парового цикла Ренкина - низкую температуру отвода тепла, что в комбинации позволяет получить самые высокие на сегодняшний день показатели тепловой экономичности цикла.

В настоящее время существует большое количество различных вариантов тепловых схем ПГУ с различным числом контуров генерации пара в котле-

утилизаторе. В частности, самым простым и базовым является тепловая схема ПГУ одного давления (1Д), в которой в котле-утилизаторе по ходу газов установлены последовательно поверхности пароперегревателя, испарителя и экономайзера, генерирующие один поток пара одного давления. Дальнейшее развитие и совершенствования тепловых схем привело к увеличению количества контуров генерации пара в котле-утилизаторе. В частности, тепловые схемы ПГУ двух давлений (2Д) и тепловые схемы трех давлений (ЗД). Принципиальные тепловые схемы вариантов тепловых схем одного, двух и трех давлений без промежуточного перегрева пара представлены на рис. 1.4. - рис. 1.6. Принципиальные тепловые схемы вариантов тепловых схем одного, двух и трех давлений с промежуточным перегревом пара представлены на рис. 1.7. - рис. 1.9.

Рис 1.4. Принципиальная схема ПГУ-КЭС трех давлений (ЗД)

ОК - осевой компрессор, ГТ - газовая турбина, КС - камера сгорания, ЧВД, ЧНД - части высокого и низкого давления паровой турбины, Кн-р - конденсатор паровой турбины, Д - деаэратор, Б1 - барабан низкого давления, Б2 - барабан среднего давления, БЗ - барабан высокого давления.

Рис 1.5. Принципиальная схема ПГУ-КЭС двух давлений (2Д)

обозначения аналогично рис. 1.4.

Рис 1.6. Принципиальная схема ПГУ-КЭС одного давления (1Д)

обозначения аналогично рис. 1.4.

из Кн-ра

ОК

Д

3

КС

гт

чвд

чнд

■о

Кн-р

Рис 1.7. Принципиальная схема ПГУ-КЭС трех давлений с промежуточным

перегревом пара (ЗД-ПП)

обозначения аналогично рис. 1.4.

О

Рис 1.8. Принципиальная схема ПГУ-КЭС двух давлений с промежуточным

перегревом пара (2Д-ПП)

обозначения аналогично рис. 1.4.

Рис 1.9. Принципиальная схема ПГУ-КЭС двух давлений с промежуточным

перегревом пара (1Д-ПП)

обозначения аналогично рис. 1.4.

Тепловая схема двух давлений представляет собой комбинацию двух схем одного давления, т.е. в котле утилизаторе генерируется два потока пара с различными значениями давления и температуры перегрева и подаются в паровую турбину. В тепловой схеме двухконтурной ПГУ в котле-утилизаторе последовательно по ходу газов располагаются поверхности нагрева: пароперегреватель пара высокого давления, испаритель высокого давления, пароперегреватель низкого давления, экономайзер высокого давления, испаритель низкого давления и экономайзер низкого давления, при этом экономайзерная поверхность низкого давления является единой для обоих потоков, и после её прохождения потоки разделяются и различными насосами высокого и низкого давления направляются в экономайзер высокого давления и испаритель низкого давления. Аналогично и в тепловой схеме трехконтурной ПГУ поверхности нагрева в котле-утилизаторе по ходу газов располагаются пароперегреватель пара

высокого давления, испаритель высокого давления, пароперегреватель среднего давления, экономайзер высокого давления, испаритель среднего давления, пароперегреватель низкого давления, экономайзер среднего давления, испаритель низкого давления, экономайзер низкого давления. Аналогично двухконтурной схеме, экономайзер низкого давления является единым для всех трех давлений и нагревает все три потока, и после прохождения его потоки разделяются и направляются различными насосами в испаритель низкого давления и экономайзер среднего давления. Экономайзер среднего давления, следуя аналогичной логике, является единым для потоков среднего и высокого давления, и после прохождения его потоки разделяются и направляются различными насосами в испаритель среднего давления и экономайзер высокого давления.

Увеличение количества контуров утилизации тепловой энергии в котле-утилизаторе приводит к уменьшению температуры уходящих газов за КУ, а следовательно и к более высокой доле утилизации тепловой энергии выхлопа, что повышает тепловую эффективность цикла за счет уменьшения тепловых потерь в котле-утилизаторе. [74]

На рис. 1.10. представлены значения температур уходящих газов для различных вариантов реализации тепловой схемы парогазовой установки на базе ГТУ SGT5-4000F производства фирмы «Siemens». При расчетах тепловых схем для получения данных, приведенных на рис. 1.10, рис. 1.11, рис. 1.12., были приняты единые значения параметров пара высокого давления 80бар / 545°С для вариантов реализации тепловой схемы с одним, двумя и тремя контурами генерации пара, давления пара в конденсаторе во всех расчетных точках 5 кПа.

230 210 190 170 150 130 110 90 70 50

lili

1Д 2Д ЗД 1Д-ПП 2Д-ПП ЗД-ПП

■ температура газов за КУ, град.С

Рис.1.10. Значения температуры уходящих газов для различных схем ПГУ

Количество генерируемого в котле-утилизаторе пара с увеличением количества контуров генерации пара увеличивается, и соответственно увеличивается количество пара, поступающего в конденсатор паровой турбины, что ведет к увеличению тепловых потерь в конденсаторе и уменьшению тепловой экономичности цикла.

На рис. 1.11. представлены значения расходов пара в конденсатор паровой турбины, отнесенные к расходу пара в тепловой схеме с одним давлением.

130

125

1Д 2Д ЗД 1Д-ПП 2Д-ПП ЗД-ПП

■ Относительный расход пара в конденсатор (отн. 1Р), %

Рис.1.11. Значения относительного расхода пара в конденсатор (относительно расхода пара в конденсатор одноконтурной ПГУ)

Влияние количества контуров генерации давления на тепловые потери в котле-утилизаторе с теплотой уходящих газов и тепловые потери в конденсаторе паровой турбины с теплотой конденсации пара разнонаправлено, но итоговая тепловая эффективность цикла растет с ростом количества контуров.

На рис. 1.12. представлены значения электрического КПД нетто блоков с различным количеством контуров.

Помимо увеличения количества контуров генерации пара в котле-утилизации существует дополнительный метод увеличения тепловой экономичности цикла парогазовой установки - введение промежуточного перегрева пара. Промежуточный перегрев пара реализуется путем отвода пара из процесса расширения в паровой турбине и направления его в паровой котел-утилизатор для повышения его температуры до температуры равной температуре острого пара.

56,50 56,00 55,50 55,00 54,50 54,00 53,50 53,00

1Д

2Д

ЗД 1Д-ПП

КПД ПГУ нетто, %

2Д-ПП

ЗД-ПП

Рис.1.12. Значения электрического КПД нетто различных вариантов ПГУ.

Реализация промежуточного перегрева пара в тепловой схеме двухконтурной ПГУ проводится аналогично одноконтурной схеме с промежуточным перегревом, при этом пар контура низкого давления смешивается с паром холодной нитки промежуточного перегрева и перегревается в промежуточном пароперегревателе, расположенном параллельно пароперегревателю высокого давления в котле-утилизаторе. Реализация промежуточного перегрева в тепловой схеме трехконтурной ПГУ аналогична реализации промежуточного перегрева пара в двухконтурной тепловой схеме с промежуточным перегревом пара (со смешением перегретого пара контура среднего давления с паром холодной нитки промежуточного перегрева). Перегретый пар контура низкого давления в тепловой схеме трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара подается в паровую турбину, аналогично трехконтурной тепловой схеме без промежуточного перегрева.

Для иллюстрации влияния внедрения промежуточного перегрева в различных циклах ПГУ рассмотрены примеры реализации тепловых схем одного, двух и трех давлений с промежуточным перегревом пара на базе ГТУ SGT5-4000F с едиными параметрами острого пара 115 бар / 565°С и температурой пара промежуточного перегрева 565°С и давление пара в конденсаторе 5 кПа.

Применение промежуточного перегрева пара в тепловой схеме одноконтурной ПГУ приводит к увеличению температуры уходящих газов КУ, и к уменьшению генерации пара в схеме (относительно тепловой схемы без промежуточного перегрева). Соответственно, за счет введения промежуточного перегрева пара значительно увеличивается относительная мощность, вырабатываемая единицей расхода генерируемого пара, что увеличивает мощность установки, уменьшает тепловые потери в паровом конденсаторе, но значительно увеличивает тепловые потери с уходящими газами КУ. В итоге тепловая экономичность блока с одним давлением при вводе промежуточного перегрева незначительно снижается.

При увеличении количества контуров тепловой схемы, применение промежуточного перегрева пара приводит к снижению температуры уходящих газов КУ, однако в каждом из вариантов реализации тепловой схемы, температуры уходящих газов в схемах с промежуточным перегревом пара выше аналогичных схем без промежуточного перегрева пара. Аналогично, при увеличении количества контуров генерации пара с применением промежуточного перегрева пара уменьшается и количество генерируемого в тепловом цикле пара, что приводит к увеличению удельной мощности, генерируемой единицей расхода пара. Следует заметить, что при увеличении количества контуров при применении промежуточного перегрева пара температура уходящих газов приближается к температурам аналогичных контуров без промежуточного перегрева. Соответственно, при увеличении количества контуров генерации пара

в схемах с промежуточным перегревом пара, аналогично тепловым схемам без промежуточным перегрева, электрический КПД растет.

Анализ возможных вариантов реализации тепловых схем парогазовых установок показывает, что наименьшую температуру уходящих газов и наибольшую тепловую экономичность имеет тепловая схема с промежуточным перегревом пара трех давлений.

Тепловая схема ПТУ трех давлений с промежуточным перегревом пара является наиболее перспективной и передовой в настоящее время при реализации установок большой мощности и высокой температурой уходящих газов ГТУ.

1.3 Опыт внедрения ПГУ-КЭС в России

В российской энергетике опыт по внедрению парогазовых установок начинает свой отсчет с 2000г. и лавинообразно нарастает по сегодняшний день.

В 2000г. был введен в эксплуатацию первый парогазовый энергоблок ПГУ-450 на «Северо-Западной ТЭЦ» в г.Санкт-Петербург. Этот энергоблок можно считать не только первым в очереди строительства парогазовых энергоблоков на «Северо-Западной ТЭЦ», но и в российской энергетике в целом. В 2006г. на «Северо-Западной ТЭЦ» был введен второй энергоблок ПГУ-450. Оба парогазовых энергоблока представляю собой однотипные дубль-блочные парогазовые установки с котлами-утилизаторами двух давлений. В состав одного энергоблока входят две газотурбинные установки ГТЭ-160 производства фирмы «Силовые машины», два вертикальных паровых котла-утилизатора П-90 производства фирмы «ЗИОМАР», и одной паровой турбины Т-125/150-7,7. Стоит отметить, что хотя газотурбинная установка и котел-утилизатор произведены российскими компаниями, они не являются отечественными разработками. В частности, газотурбинная установка ГТЭ-160 является разработанной фирмой Сименс ГТУ У94.2, производимой фирмой «Силовые машины» без изменений по

лицензии. Паровой котел-утилизатор Пр-242/56-8,0/0,7-515/200 (П-90), произведенный фирмой «ЗиО-Подольск», разработан бельгийской фирмой «СМ1». Электрический КПД введенных энергоблоков находится на уровне 51%.

В 2004г. были введены в эксплуатацию два энергоблока №1 и №2 (ПГУ-39) и в 2009г. был введен в эксплуатацию энергоблок №3 (ПГУ-80) на «Сочинской ТЭЦ». Введенные энергоблоки реализованы по двухконтурной схеме ПГУ, но блоки №1 и №2 являются моноблоками, а блок №3 является дубль-блоком. Данные ПГУ реализованы на базе газотурбинной установки БОТ-700 (также известна, как вТЮС) производства фирмы Сименс. В состав основного оборудования на блоках №1 и №2 входят две газотурбинные установки 80Т-700, два двухконтурных вертикальных котла-утилизатора П-103 производства фирмы «ЗиО-Подольск», и две паровые турбины Т-10/11-5,2/0,2 производства фирмы «Силовые машины». Электрических КПД в конденсационном режиме находится на уровне 48,5%.

В 2005г. был введен в эксплуатацию первый, и в 2010г. был введен второй энергоблок ПГУ-450 на «Калининградской ТЭЦ-2». Парогазовый энергоблок первой и второй очереди были одними из первых в череде парогазовых энергоблоков, введенных в российской энергетике. Введенные парогазовые энергоблоки принципиально повторяют реализованные ранее на «СевероЗападной ТЭЦ» энергоблоки, они также реализованы по дубль-блочной схеме с двухконтурными котлами-утилизаторами на базе ГТЭ-160. Состав оборудования первого и второго парогазовых энергоблоков «Калининской ТЭЦ-2» идентичен, и состоит из двух газотурбинных установок ГТЭ-160, производства фирмы «Силовые машины», двух горизонтальных двухконтурных паровых котлов Пр-233/46-7,85/0,6-510/226 (П-96), производства фирмы «ЗиО-Подольск», и паровой турбины Т-150-7,7, производства фирмы «Силовые машины». Электрический КПД введенных энергоблоков находится на уровне 51%.

В 2007г был введен в эксплуатацию парогазовый энергоблок №3 ПГУ-450, а в 2008 был введен энергоблок №4 ПГУ-450 на ТЭЦ-26 «Мосэнерго». Парогазовые энергоблоки №3 и №4 идентичны друг другу и принципиально повторяют все введенные ранее дубль-блочные двухконтурные парогазовые энергоблоки на базе газотурбинной установки ГТЭ-160. В состав основного оборудования каждого блока входят две газотурбинные установки ГТЭ-160 производства фирмы «Силовые машины», два вертикальных паровых котла-утилизатора Пр-224/51-7,70/0,58-509/206 (П-107), разработанных «ИК «ЗИОМАР» и произведенных фирмой «ЗиО-Подольск», одна паровая турбина Т-125/150-7,4 производства фирмы «Силовые машины». Электрический КПД введенных энергоблоков находится на уровне 51,%.

В 2008г. состоялся пуск первого энергоблока и в 2012г. состоялся пуск второго энергоблока ПГУ-325 на «Ивановских ПТУ». Парогазовые установки ПГУ-325, установленные на «Ивановских ПГУ», представляют собой однотипные дубль-блочные парогазовые энергоблоки. В состав основного оборудования входят котлы-утилизаторы двух давлений ПК-53 производства «ЗиО-Подольск», газовые турбины ГТЭ-110 производства «НПО «Сатурн», паровая турбина К-110-6,5 производства «Силовых машин». Данный энергоблок отличается от ранее введенных энергоблоков тем, что основан на газотурбинных установках, разработанных и производимых российской компанией. Энергоблоки ПГУ-325 имеют показатели эффективности, сравнимые с ранее введенным, на уровне 51%.

В 2008г. был пущен в эксплуатацию энергоблок №1 ПГУ-450 на ТЭЦ-21 «Мосэнерго». Данный дубль-блочный двухконтурный парогазовый энергоблок идентичен, введенным на ТЭЦ-27 энергоблокам. В состав основного оборудования энергоблока №1 на ТЭЦ-21 входят две газотурбинные установки ГТЭ-160 производства фирмы «Силовые машины», два вертикальных двухконтурных паровых котла-утилизатора Пр-224/51-7,70/0,58-509/206 (П-116). Электрический КПД введенного блока находится на уровне 51,5%.

В 2011г. состоялся пуск в эксплуатацию энергоблока №4 (ГТГУ-425) на «Южной ТЭЦ-22» в г.Санкт-Петербург. Введенных энергоблок №4 идентичен введенному ранее на «Северо-Западной ТЭЦ» энергоблоку ПГУ-450. В состав основного оборудования энергоблока №4 «Южной ТЭЦ-22» две газотурбинные установки ГТЭ-160 производства фирмы «Силовые машины», два вертикальных паровых котла-утилизатора Г1-90 производства фирмы «ЗИОМАР», и одной паровой турбины Т-125/150-7,7. Электрический КПД введенного энергоблока находится на уровне 51%.

В 2011г. состоялся ввод в эксплуатацию энергоблока №1 (ПГУ-180) на «Первомайской ТЭЦ-14» в г. Санкт-Петербург. Введенный дубль-блочный энергоблок реализован по двухконтурной схеме на базе газотурбинных установок V64.3A производства фирмы «Ansaldo». В состав основного оборудования входят две газотурбинные установи V64.3A производства фирмы «Ansaldo», два котла-утилизатора Е-99,5/13,5-7,61/0,59-545/210 производства «МЗ «ЗиО-Подольск», паровая турбина Т-50/64-7,4/0,12 производства «Калужского турбинного завода».

В 2010г. состоялся пуск в эксплуатацию энергоблока ПГУ-400 на «Шатурской ГРЭС». Реализованный парогазовый энергоблок является моноблочной трехконтурной парогазовой установкой с промежуточным перегревом пара производства фирмы «General Electric» STAG 109FA. В состав основного оборудования энергоблока входит одна газотурбинная установка PG9351FA производства фирмы «General Electric», один горизонтальный трехконтурный паровой котел-утилизатор с промежуточным перегревом пара производства фирмы «CMI», и одной паротурбинной установки типа D10 производства фирмы «General Electric». Электрический КПД введенного энергоблока находится на уровне 56%.

В 2011г. состоялся пуск энергоблоков №7 и №8 на «Сургутской ГРЭС-2». Оба энергоблока представляют собой однотипные с ПГУ-400 «Шатурской ГРЭС» энергоблоки STAG 109FA производства фирмы «General Electric». В состав

основного оборудования каждого их энергоблоков входит одна газотурбинная установка PG9351FA производства фирмы «General Electric», один горизонтальный трехконтурный паровой котел-утилизатор с промежуточным перегревом пара производства фирмы «CMI», и одной паротурбинной установки типа DIO производства фирмы «General Electric». Электрический КПД введенного энергоблока не превышает 56%.

В 2011г. состоялся ввод в эксплуатацию энергоблока №8 (ПТУ-420) на ТЭЦ-26 «Мосэнерго». Данный энергоблок отличается от ранее вводимых в российской энергетике парогазовых энергоблоков, так как реализует трехконтурных схему утилизации тепловой энергии уходящих газов ГТУ с промежуточным перегревом пара. Данный энергоблок является первым, построенным в России западноевропейской компаний Alstom в рамках контракта на проектирование, поставку оборудования и строительства «под ключ». В состав основного оборудования энергоблока №8 входит одна газотурбинная установка GT26 производства фирмы Alstom, трехконтурный паровой горизонтальный котел-утилизатор с промежуточным перегревом пара и естественной циркуляцией, произведенный фирмой «ЭМ Альянс», и паровой турбины STF30c производства фирмы Alstom. Стоит заметить, что произведенный фирмой «ЭМ Альянс» паровой котел-утилизатор произведен фирмой «ЭМ Альянс» по лицензии и не является отечественной разработкой. Электрический КПД введенного энергоблока находится на уровне 57%.

В 2011г. был введен в эксплуатацию энергоблок ПГУ-400 на «Яйвинской ГРЭС». Реализованный энергоблок является моноблочной трехконтурной парогазовой установкой с промежуточным перегревом пара производства фирмы «Siemens» SCC5-4000F-1S. В состав основного оборудования данного парогазового энергоблока входит одна газотурбинная установка SGT5-4000F производства фирмы «Siemens», один вертикальный трехконтурный паровой котел-утилизатор с промежуточным перегревом пара производства фирмы «CMI»,

и одна паровая турбина SST5-4000F производства фирмы «Siemens». Электрический КПД введенного энергоблока находится на уровне 56,5%.

В 2011г. был введен в эксплуатацию энергоблок ПГУ-410 на «Невинномысской ГРЭС». Реализованная ПГУ-410 «Невинномысской ГРЭС» аналогичен реализованному ранее энергоблоку на «Яйвинской ГРЭС» и является базовым парогазовым блоком производства фирмы «Siemens» SCC5-4000F-1S. В состав основного оборудования данного парогазового энергоблока входит одна газотурбинная установка SGT5-4000F производства фирмы «Siemens», один трехконтурный паровой котел-утилизатор с промежуточным перегревом пара производства фирмы «CMI», и одна паровая турбина SST-900-RH производства фирмы «Siemens». Электрический КПД введенного энергоблока находится на уровне 57%.

В 2011г. был введен в эксплуатацию энергоблок ПГУ-410 на «Среднеуральской ГРЭС». Данный энергоблок построен на условиях ЕРС-контракта (Engineering, procurement and construction (EPC) - пер. инжиниринг, производство и закупка всего оборудования и строительство, монтаж и пуско-наладка) с испанской фирмой «Iberdrola Ingeneria у Construcción S.A. Uniperson». В состав основного оборудования входит одна газотурбинная установка типа MS9001FA производства фирмы «General Electric», один котел-утилизатор производства фирмы «Nooter/Eriksen», и одной паровой турбины типа 60CR производства фирмы «Skoda Power». Электрический КПД введенного энергоблока находится на уровне 57%.

В 2012г. был введен в эксплуатацию энергоблок ПГУ-210 на «Новгородской ТЭЦ». Реализованный парогазовый энергоблок представляет собой моноблочную двухконтурную парогазовую установку на базе ГТЭ-160 производства фирмы «Силовые машины». В состав основного оборудования блока входит одна газотурбинная установка ГТЭ-160 производства фирмы «Силовые машины», один паровой двухконтурный котел-утилизатор Пр-224/54-9,60/0,89-508/216 (П-137)

производства фирмы «ЗиО-Подольск», и одной паровой турбины ПТ-60-130 производства фирмы «Силовые машины». Электрический КПД введенного энергоблока находится на уровне 50%.

В 2012г. был введен в эксплуатацию энергоблок №6 на «Киришской ГРЭС», имеющий маркировку ПГУ-800. Данный энергоблок представляет собой реконструкцию существующей паровой турбины К-3 00-240 (JIM3) для работы в парогазовом цикле с двумя газотурбинными установками SGT5-4000F производства фирмы Сименс и двумя горизонтальными паровыми котлами-утилизаторами производства фирмы «ЭМ Альянс». Электрический КПД парогазового энергоблока находится на уровне 54%.

В 2012г. введен в эксплуатацию энергоблок №1 (ПТУ-450) на «Уренгойской ГРЭС». Введенный энергоблок принципиально повторяет введенные ранее энергоблоки ПГУ-450 и является дубль-блочной двухконтурной парогазовой установкой на базе газотурбинной установки ГТЭ-160. В состав основного оборудования входят две газотурбинные установки ГТЭ-160 производства фирмы «Силовые машины», один паровой котел-утилизатор типа Е-229/52-8,0/0,6-507/227 производства фирм «ЭМ Альянс» и «Nooter/Eriksen», и одну паровую турбину К-160-7,5 производства фирмы «Силовые машины». Электрический КПД парогазового энергоблока находится на уровне 51%.

Анализируя весь имеющийся опыт внедрения парогазовых технологий в российской энергетике, можно сделать заключение, что подавляющее большинство введенных энергоблоков являются двухконтурные парогазовые энергоблоки без промежуточного перегрева пара на базе устаревшей газотурбинной установки, выпускавшейся по лицензии фирмы «Siemens», с низким по современным меркам крупных энергоблоков значением эффективности на уровне 51%. При этом стоит заметить, что первые реализованные проекты парогазовых блоков ПГУ-450 были целиком основаны на опыте зарубежных фирм и реализованы зарубежными инжиниринговыми фирмами, а после были

«растиражированы» по всей стране. Аналогично и блок ПГУ-210 на базе ГТЭ-160 является моноблочным вариантом дубль-блочной ПГУ-450.

Следует заметить, что ввод энергоблоков, в частности ПГУ-450 на базе ГТЭ-160, показывает игнорирование внешних факторов (климатическая зона размещения и экономическая зона размещения) при проектировании - параметры пара в контурах КУ одинаковы для блоков размещенных в разных климатических зонах.

Реализованные единичные современные парогазовые энергоблоки на основе современных газотурбинных установок ведущих мировых производителей (Siemens, General Electric, Alstom) с трехконтурными парогазовыми схемами и промежуточным перегревом пара представляют собой «типовые» проекты этих фирм (такие как SCC5-4000F фирмы Siemens, STAG 109FA фирмы General Electric). Эти проекты реализуются зарубежными фирмами на условиях «под ключ» и не учитывают особенностей российской энергетики.

1.4 Обзор работ по исследованию и оптимизации параметров и структуры ПГУ-КЭСсКУ

Фундаментальные исследовательские и проектные работы ПТУ различных типов и различной степени проработки выполнялись в ВТИ [11,12,13,53-55], ЦКТИ [18], СПбТУ [4,9], СГТУ [2,3], МЭИ [14,15,16,19,20,21,37-40,62,63,71-77], ИГЭУ [43-49], ИСЭМ СО РАН [23,24,29] и ряде других организаций [78,79,8186,90-92,94,95].

В настоящее время основная масса исследований посвящена действующим и строящимся установками.

Большой объем исследований, касающийся современных парогазовых установок с котлами-утилизаторами выполнен в АООТ «ВТО» под руководством Березинца П.А. [11-13] и Ольховского Г.Г. [53-55]. В работах [53-55] проведен

анализ технических решений ряда ПГУ на базе мощных современных газотурбинных установок и их экономической эффективности. В [11] анализируется экономичность ПГУ с различными количеством контуров в паровом котле-утилизаторе (от одного до трех) и с наличием и отсутствием промежуточного перегрева пара для заданной газотурбинной установки. Перебором некоторых значений. Перебором некоторых значений начальных параметров пара установлено, что КПД и мощность возрастает с увеличением количества контуров давлений, начальных параметров пара и при использовании промежуточного перегрева пара. В работах [12,13] проведен анализ на основе конкретных ГТУ, и сделанные в этих работах выводы ориентированы в первую очередь на них.

В работе Грибова В.Б. [18] проведены многовариантные расчеты схем бинарных ПГУ с утилизационным циклом двух и трех давлений с промежуточным перегревом и без него для диапазона температур выхлопных газов ГТУ 540-550°С. Автором делаются выводы, что для оптимизации начальных давлений пара достаточно провести чисто термодинамическую оптимизацию для зоны оптимума параметров, так как общая стоимость ПГУ в силу использования определенного сортамента труб и корпусных деталей слабо зависит при изменении параметров в области зоны оптимума. Автором также оправдывается усложнение схемы вплоть до трех давлений с промежуточным перегревом пара, также отмечается значительное влияние температуры газов на входе в КУ на результаты расчетов. Однако выбранный автором узкий диапазон изменения температуры уходящих газов не позволяет применять полученные результаты на современные газотурбинные установки с температурами выхлопа 580-630°С.

Большой комплекс по исследованию параметров парогазовых установок проведен Андрющенко А.И. и Лапшовым В.Н. [2,3]. Авторы отмечают в своих работах необходимость проведения оптимизации параметров рабочих тел цикла, а также констатируется существование оптимума этих параметров. Однако, в

дальнейшем вопрос сводиться к рассмотрению в качестве оптимальных параметров пара сопряженных параметров, что не совсем верно, применительно к парогазовым установкам с котлами-утилизаторами. Следует также отметить, что в [2] проводится оптимизация параметров парового цикла ПГУ совместно с параметрами газового цикла ГТУ. В действительности такой подход не совсем применим на практике, поскольку формировать парогазовую схему приходится на базе ГТУ с конкретными характеристиками, определенными её конструкцией производителем. Позднее аналогичных подход был изложен в работах Арсеньева JT.B [4] и Захарова Ю.Б. [23,24], при этом также констатируется факт и причины наличия оптимумов параметров цикла.

Первые работы по исследованию и оптимизации параметров тепловых схем современных ПГУ проделаны в МЭИ. В частности, в работе Сигидова Я.Ю. [62,63] проводится аналитическое исследование влияния характеристик тепловой схемы конденсационных ПГУ с КУ трех давлений на показатели тепловой экономичности. В результате было подтверждено, что основными параметрами, определяющими тепловую экономичность парового цикла, являются параметры пара (давление и температура), оптимальное значение которых главным образом зависит от температуры выхлопа газовой турбины, температурных напоров в поверхностях КУ и конечной влажности пара на выходе ПТУ. Однако, рассмотрение влияния вышеуказанных параметров ограничивается рассмотрение итоговой термодинамической эффективности. Дальнейшее развитие оптимизация и исследование параметров тепловой схемы ПГУ проводилось в МЭИ в работах Девянина A.B. [19-21] и Лукьяновой Т.С. [37-40], посвященных разностороннему исследованию влияния параметров парового цикла на экономичность трехконтурной парогазовой установки. Однако эти исследования посвящены разным конкретным объектам и полученные ими результаты ориентированы в первую очередь на конкретные объекты. Также во всех трех работах рассмотрение влияние параметров парового цикла ограничивается

термодинамической эффективностью установки, либо делаются выводы и рекомендации по выбору параметров парового цикла для фиксированных экономических условий и параметров температурных напоров.

Также работы по исследованию и оптимизации параметров тепловых схем ПТУ параллельно выполнялись и в ИГЭУ Мошкариным A.B. и Мельниковым Ю.В. [43,45,48]. Данные работы рассматривают влияние параметров газовых турбин на показатели работы мощных парогазовых блоков, а также проводится поиск оптимума параметров при выбранном режиме работы энергоблока. Однако, сделанные выводы позволяют производить выбор параметров исключительно с точки зрения режима и характера работы энергоблока и не учитывает экономических характеристик.

В настоящее время среди работ по оптимизации параметров ПГУ-КЭС следует выделить работу Новичкова C.B. [52] посвященную технико-экономической оптимизации площади поверхности котла-утилизатора с учетом условий эксплуатации показывает наличия различных оптимальных значений суммарной площади котла-утилизатора для различных климатических, режимных и экономических зон России. В работе указывается на наличие влияния экономических параметров, климатических параметров и режимных параметров на оптимальные характеристики котла-утилизатора. Однако предложенный автором метод поиска оптимума не учитывает влияния параметров цикла на оптимизируемый автором показатель - суммарную площадь котла-утилизатора. Таким образом, полученные автором в качестве результатов значения суммарной площади котла-утилизатора не позволяют выбрать оптимальный вариант реализации тепловой схемы, поскольку одному значению суммарной площади котла-утилизатора может соответствовать бесконечное количество разных тепловых схем с разным количеством контуров давления.

В то же время наиболее современные работы зарубежных авторов свидетельствуют об их большом внимании к исследованиям парогазовых

энергоустановок. В частности, Bassily A.M. [78,79] проводит большой объем исследований, посвященный исследованию и оптимизации параметров рабочей среды в парогазовых циклах, однако, аналогично уже рассмотренным работам [4,23,24], исследования автора включают комплексную оптимизацию как газовой, так и паровой частей парогазового блока и ограничиваются поиском комбинации термодинамических параметров по критерию максимальной тепловой экономичности. Другой коллектив авторов, включающий в себя, Franco А. Casorosa С. и Giannini [83-86], рассматривает общие подходы к оптимизации параметров котлов-утилизаторов, включающие различные методы снижения тепловых потерь и различные методы компоновок поверхностей теплообмена. Также ими делается вывод о влиянии экономических показателей окружения (стоимость топлива, стоимость электроэнергии) на значения оптимальных параметров котлов-утилизаторов.

Обобщая все вышесказанное, можно сделать вывод, что в большинстве работ указывается необходимость и целесообразность оптимизации начальных параметров пара ПТУ с КУ, т.е. имеет место постановка задачи. В некоторых работах авторы проводят термодинамическую оптимизацию некоторых схем ПТУ с КУ, но при этом рассматривая конкретный тип ГТУ. В большинстве работ по оптимизации и исследованию исключается экономический фактор, а параметры, влияющие как на термодинамические показатели блока, так и на экономические показатели блока, фиксируются на основе устаревших рекомендаций, основанных на принципах плановой экономики, и не учитывают современных прогнозов и современного состояния рыночной экономики. В литературе отсутствуют четкие рекомендации по выбору структуры и оптимальных параметров пара в утилизационной части ПТУ с КУ трех давлений и промежуточным перегревом пара, которые на сегодняшний день являются самыми эффективными установками по производству электроэнергии в конденсационном режиме. При этом следует подчеркнуть, что в условиях рыночных отношений выбор

различных технических решений неизбежно зависит от экономического окружения энергообъекта и окончательным критерием при выборе того или иного варианта являются в первую очередь критерии экономической эффективности проекта, а критерий термодинамической эффективности является лишь вспомогательным. Поэтому существует необходимость, наряду с оптимизацией с точки зрения тепловой экономичности, разработать методические подходы, и провести оптимизационное исследование, затрагивающее не только термодинамические параметры, но и технико-экономические параметры.

1.5 Постановка задачи и цели исследования

Вопрос выбора оптимальных параметров тепловой схемы парогазовой установки при сооружении ПГУ в настоящее время очень актуален. При условиях рыночной экономики старые рекомендации, основанные на принципах плановой экономики, показывают свою нецелесообразность. Также условия рыночной экономики диктуют иные критерии оптимизации - вместо повышения тепловой экономичности блока - повышение чистого дисконтированного дохода блока к определенному времени. Аналогично условия рыночной экономики диктуют необходимость разработки новых методик, позволяющих учитывать не только конкретные экономические условия, но и прогноз их изменения. При этом вопрос выбора оптимальных параметров тепловой схемы парогазовой установки возникает, практически на каждой стадии проработки проекта. Вопрос выбора параметров встает у инжиниринговых и консалтинговых фирм при проработке концепции будущей ПГУ, у проектных фирм на стадиях разработки технико-экономического обоснования, у генерального подрядчика на стадии подготовки предложения на сооружение новой ПГУ, или у поставщиков оборудования на стадии подготовки предложения на поставку.

Выбор параметров должен учитывать не специфику расположения нового блока ПГУ, экономическую ситуацию в регионе, цены на топливо и на электроэнергию. Выбор оптимальных параметров должен осуществляться с помощью программ расчета, дающих надежные результаты, которые могут быть затем использованы в качестве гарантийных показателей.

Исходя из этого и с учетом проведенного обзора литературы, в диссертационной работе ставятся следующие задачи:

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. Разработать программный комплекс, реализующий разработанную методику и алгоритм поиска оптимума параметров термодинамического цикла трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара по критерию максимума тепловой экономичности.

4. Провести оптимизационное исследование тепловой схемы трехконтурной парогазовой установки с промежуточным перегревом пара с применением разработанного программного комплекса с целью определения оптимальной комбинации термодинамических параметров тепловой схемы ПГУ по критерию максимума тепловой экономичности.

5. Разработать методику анализа экономического окружения энергообъекта.

6. Провести исследование экономического окружения энергообъекта с применением разработанной методики для регионов России.

7. Разработка методики технико-экономического оптимизационного исследования энергообъекта, включающей в себя разработанный программный комплекс поиска оптимума параметров термодинамического цикла трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара и разработанной методики анализа экономического окружения.

8. Провести оптимизационное исследование трехконтурной парогазовой установки с промежуточным перегревом пара с применением разработанной методики технико-экономического оптимизационного исследования энергообъекта для условий России.

Заключение диссертации по теме «Энергетические системы и комплексы», Сойко, Геннадий Васильевич

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

По диссертационной работе можно сделать следующие выводы

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.

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 (0Ивд = 17°С, 0иСд = 10°С, 0инд= Ю°С) и региона «Урал» (0ивд= 15°С, 0исд= 9°С, 0инд = 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.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Сойко, Геннадий Васильевич, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Александров, A.A. Таблицы теплофизических свойст воды и водяного пара: Справочник. Рег.Гос.службой стандартных справочних данных. ГСССД Р-776-98. - М.: Издательство МЭИ, 1999г. - 168с.

2. Андрющенко, А.И. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС. / А.И. Андрющенко, A.B. Замачинский, В.А. Понятов - М.: Высшая школа, 1974г. -280с.

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

4. Арсеньев, Л.В. Комбинированные установки с газовыми турбианми / Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин. - Л.: Машиностроение. Ленинградское отделение, 1982г.-247с.

5. Арменьев, Л.В. Газотурбинные установки. Конструкции и расчет: Справочное пособие. // под.общ.ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тырышкина. - Л.: Машиностроение, 1978г.-232с.

6. Аэродинамический расчет котельных агрегатов (нормативных метод). М.: Энергия, 1977г.

7. Асташов, Н.С. Программный пакет United Cycle для расчета тепловых схем ТЭС / Н.С. Асташов, О.С. Авакумов, С.А. Измайлов, А.Д. Яншенкин. // Региональная научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2012». Т.1.Ч.1.' - Иваново: ФГБОУ ВПО Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина, 2012. - с.52

8. Базовая парогазовая установка SCC5-4000F 1S // Siemens AG, Fossil Power Generation Division, German, 2010.

9. Безлепкин, В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. - Санкт-Петерберг: Издательство СПбГТУ, 1997г. - 295с.

10. Белов, Е.С. Обзор программных комплексов для расчета тепловых схем ТЭС, АЭС и ПГУ./ Е.С. Белов, O.A. Беляева, Д.Д. Лебедев, Н.С. Асташов //

Региональная научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2012». Т. 1.4.1. - Иваново: ФГБОУ ВПО Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина, 2012. - с.52

11. Березинец, П. А. Анализ схем бинарных ПГУ на базе перспективной ГТУ / П.А. Березинец, М.К. Васильев, Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. - 1999г. -№1. - С. 15-21.

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

13. Березинец, П.А. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий / П.А. Березинец, Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. - 2001г. - №6. - С. 11-20.

14. Буров В.Д. К вопросу об оптимизации параметров мощных парогазовых энергоблоков / В.Д. Буров, Г.В. Сойко, Д.А. Ковалев // Энергосбережение и водоподготовка. - 2012. - №6. - С. 6-11.

15. 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.

16. 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.

17. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года. Министерство энергетики Российской Федерации. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике. Москва, 2012г

18. Грибов, В.Б. Об оптимизации схем и параметров ПГУ с котлом-утилизатором // Энергетическое строительство. - 1995г. - №3. - С. 56-63.

19. Девянин, A.B. Парогазовые установки с котлами-утилизаторами трех давлений / A.B. Девянин, Я.Ю. Сигидов, В.Д. Буров, C.B. Цанев, Д.Н. Старостин // Сборник трудов третьей международной школы-семинара молодых ученый и специалистов «Энергосбережение - теория и практика». С. 104-110

20. Девянин, A.B. Оптимизация параметров тепловых схем конденсационных и теплофикационных ПГУ с котлами-утилизаторами трех давлений / A.B. Девянин, C.B. Цанев, В.Д. Буров // Энергосбережение и водоподготовка. - 2009г. - №1. - С.23-27.

21. Девянин, A.B. Оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок : автореф. дис. ...канд.тех.наук: 05.14.14 / Девянин Алексей Вячесловович. - М., 2009. - 20с.

22 Доверман, Г.И. Расчет котельных агрегатов с использованием современных программных продуктов : учеб. пособие / Г.И. Доверман [и др.]. -ИГЭУ - Иваново.: УИУНЛ ИГЭУ, 2007. - 220с

23. Захаров, Ю.Б. Совместная оптимизация параметров цикла и проточной части газовой турбины для ГТУ и ПГУ большой мощности / Ю.Б. Захаров, Ю.М. Потанина // «Современные технологии в энергетике - основа повышения надежности, эффективности и безопасности оборудования ТЭС». Москва: ВТИ, 2012. - С.175-184.

24. Захаров, Ю.Б. Согласованная оптимизация параметров цикла ГТУ и ПГУ и параметров охлаждаемой проточной части газовой турбины : автореф. дис. .. .канд.техн.наук : 05.14.01 / Захаров Юрий Борисович. - Иркутск, 2012. - 25с.

25. Зысин, В.А. Комбинированные парогазовые установки и циклы. - М.Л.Минск, 1990г.-20с.

26. Каталог газотурбинного оборудования / Газотурбинные технологии. Специализированный информационно-аналитический журнал. - М., 2012г. - 208с.

27. Каталог энергетического оборудования 2012г. Том.1. Каталог газотурбинного оборудования / Газотурбинные технологии. Специализированный информационно-аналитический журнал. - М., 2012г. - 384с.

28. Кириллин, В.А. Техническая термодинамика. / В.А. Кириллин, В.В. Сычев, А.Е. Шейндлин. - М.:Энергия. - 1968г. - 472с.

29. Клер, A.M. Методы оптимизации сложных энергетических систем / A.M. Клер, Н.П. Деканова, Т.П. Щеголева и др. - Новосибирск. :Наука, 1993г. - 116с.

30. Клименко, A.B. Теплоэнергетика и теплотехника : Общие вопросы : Справочник / под общ.ред. A.B. Клименко и В.М. Зорина. - М.: Издательство МЭИ, 2007. - 528 с.

31. Клименко, A.B. Теплоэнергетика и теплотехника : Тепловые и атомные электрические станции : Справочник / под общ.ред. A.B. Клименко и В.М. Зорина. - М.: Издательство МЭИ, 2007. - 648 с.

32. Косов, В.В. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов / В.В. Косов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров и др. -М.:ОАО «НПО «Издательство «Экономика», 2000. - 241с.

33. Костюк, А.Г. Турбины тепловых и атомных электрических станций / А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний. - М.: Изд-во МЭИ, 2001г. -488с.

34. Кузнецов, Н.В. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / под.ред. Н.В. Кузнецова. - М.: Энергия, 1973. - 296 с.

35. Кучеров, Ю.Н. Стратегическое направление и приоритеты развития энергетики // Эффективное оборудование и новые технологии - в российскую энергетику: сб.докл. под об.ред. Г.Г. Ольховского. М.:АООТ «ВТИ», 2001г. - С.4-14.

36. Липов, Ю.М. Котельные установки и парогенераторы / Ю.М. Липов, Ю.М. Третьяков. - Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. - 592с.

37. Лукьянова, Т.С. Исследование влияния разделительного давления на экономичность и надежность трехконтурных ПТУ с промежуточным перегревом пара / Т.С. Лукьянова, А.Д. Трухний // Теплоэнергетика. - 2011. - №3. - С.67-73.

38. Лукьянова, Т.С. Исследование влияния параметров паротурбинного цикла на экономичность трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара / Т.С. Лукьянова, А.Д. Трухний // Теплоэнергетика. - 2012. - №3. - С.67-71.

39. Лукьянова, Т.С. Расчет трехконтурной парогазовой установки с промежуточным перегревом пара и вакуумным деаэратором / Т.С. Лукьянова, А.Д. Трухний // Труды XVIII международной научно-технической конференции «Инновационные средства и технологии». Том.З. - М.: МЭИ. -2010г. - С. 174-182.

40. Лукьянова Т.С. Расчет тепловых схем трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара и их исследование : автореф. дис. .. .канд.техн.наук : 05.04.12 / Лукьянова Татьяна Сергеевна. - М., 2012. - 20с.

41. Мжельский, Б.И. Задачи оптимизации и инженерные методы их решения / Б.И. Мжельский, В.А. Мжельская. - М.: Изд-во. 1995г. - 44с.

42. Мочан, С.И. Аэродинамический расчет котельных агрегатов (нормативных метод). Изд. 3-е. Л.: Энергия. 1977г. - 256с.

43. Мельников, Ю.В. Совершенствование выбора тепловых схем и параметров одноцелевых утилизационных парогазовых установок : автореф. дис. ...канд.техн.наук : 05.14.14. / Мельников Юрий Викторович. - Иваново, 2009. -24с.

44. Мошкарин, A.B. Анализ САПР тепловых схем ТЭС, АЭС и ПГУ / A.B. Мошкарин, O.A. Беляева, Д.Д. Лебедев // Материалы докладов VII международной молодежной научной конференции «Тинчуринские чтения», Т.2. - Казань.: Казан.гос.энерг.ун-т, 2012г. - С.230-231.

45. Мошкарин, A.B. Анализ тепловых схем ТЭС / A.B. Мошкарин, Ю.В. Мельников. - ГОУВПО «ИГЭУ», Иваново, 2010. - 460с.

46. Мошкарин, A.B. Инновационные технологии в проектировании тепловых схем паротурбинных, парогазовых и испарительных установок / A.B. Мошкарин, Б.Л. Шелыгин, Г.И. Доверман, Е.В. Захаренков, Т.А. Жамилиханов, Е.С. Малков // Весник ИГЭУ. - 2011г. - №4. - С. 1-7.

47. Мошкарин, A.B. О влиянии характеристик газовых турбин на паказатели работы мощных парогазовых блоков в переменных режимах / A.B. Мошкарин, Ю.В. Мельников // Энергосбережение и водоподготовка. - №4. - 2007г. - С. 32-35.

48. Мошкарин, A.B. Оптимизация давлений в утилизационной ПГУ двух давлений с учетом технических ограничений / A.B. Мошкарин, Ю.В. Мельников и др. // Вестник Ивановского государственного энергетического университета. -2008г. - №2. - С.23-26

49. Мошкарин, A.B. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа / A.B. Мошкарин, Ю.В. Мельников // Учебно-методическое пособие. - Иваново: ИГЭУ, 2007. - 44с.

50. Назмеев, Ю.Г. Теплообменные аппараты ТЭС. Учеб. Пособие для ВУЗов. / Ю.Г. Назмеев, В.М. Лавыгин. - М.: Энергоатомиздат, 1998. - 288с.

51. Новиков, Ю. Основные направления разработок оборудования для ПГУ и ГТУ ОАО ТКЗ «Красный котельщик» / Ю. Новиков, В. Иваненко, В. Скрыль // Газотурбинные технологии. - 2002г. — №3. - С.38-42.

52. Новичков, C.B. Методика технико-экономической оптимизации поверхности нагрева котла-утилизатора в составе бинарной ПГУ /C.B. Новичков, Т.И. Попова // Промышленная энергетика. - 2012. - №12. - С.

53. Ольховский, Г.Г. Перспективы совершенствования тепловых электростанций / Г.Г. Ольховский, А.Г. Тумановский // Электрические станции. -2000г. -№1.-С.63-70.

54. Ольховский, Г.Г. Газовые турбины и парогазовые установки за рубежом // Теплоэнергетика. - 1999г. - №1. - С. 71-81.

55. Ольховский, Г.Г. Энергетические ГТУ за рубежом / Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. - 2004г. - №11

56. Петров, Ю Котлы-утилизаторы для «ЗиО-Подольск» для парогазовых установок // Газотурбинные технологии. - 2000г. - №5. - С.34-36.

57. Попырин, Л.С. Эффективность технического перевооружения ТЭЦ на базе парогазовых установок / Л.С. Попырин, М.Д. Дильиан, Г.М. Бегляев // Теплоэнергетика. - 2006г. - №2. - С. 34-39.

58. Рогалев, Н.Д. Экономика энергетики: учебное пособие для вызов / Н.Д. Рогалев, А.Г. Зубкова, И.В. Мастерова и др. - М.:Издательство МЭИ, 2005г. -288с.

59. Рыжкин, В.Я. Тепловые электрические станции: Под.ред. В.Я. Гиршфельда - 3-е издание., перераб. И доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987г. - 328с.

60. Сабанин, В.Р. Модифицированный генетический алгоритм для задач оптимизации в управлении / В.Р. Сабанин, Н.И. Смирнов, А.И. Репин // Exponenta Pro. Математика в приложениях. 2004. №3-4.С.78-85.

61. Сапрыкин, Г.С. Экономически наивыгоднейшее газовое сопротивление в котле-утилизаторе бинарных ПТУ / Г.С. Сапрыкин, // Парогазовые энергетические установки: Сб. научн.сообщ. - Саратов, 1968. - С.48-60.

62. Сигидов, Я.Ю. Анализ и оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных ПГУ с котлами-утилизаторами трех давлений / Я.Ю. Сигидов, В.Д. Буров // Энергосбережение и водоподготовка. - 2006г. - №1. - С.31-36.

63. Сигидов, Я.Ю. Оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами трех давлений : автореф.дис. ... канд.техн.наук : 05.14.01 / Сигидов Ярослав Юрьевич. - М., 2006. - 20с.

64. СНиП 23-01-99 Строительная климатология. - М.: ГУП ЦПП №2000 ГУП ЦПП №2003, 2000г.

65. Сойко, Г.В. Метод анализа экономического окружения для сравнительного анализа энергоблоков на примере ПГУ // 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.

66. 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.

67. Сойко Г.В.. Выбор параметров тепловой схемы ПГУ 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.

68. Сойко, Г.В. Сравнение показателей тепловой и экономической эффективности схем ПГУ большой мощности / Г.В. Сойко, Д.А. Безбородое, В.Д. Буров // Тезисы докладов XVIII междунар. научн.-техн. конф. «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Т.4, -М.: Издательский дом МЭИ, 2012г. - С. 193194.

69. Стерман, JI.C. Технико-экономические основы выбора параметров конденсационных электрических станций / JI.C. Стерман, С .Я. Белинский, В.Я. Гришфельд, A.M. Князев, Н.Г. Морозов, В.П. Проценко, J1.A. Рихтер. - М.: Издательство «Высшая школа», 1970. - 279с.

70. Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года. Министерство энергетики Российской Федерации. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике. Москва, 2012г.

71. Трухний, А.Д. Расчет тепловых схем Трехконтурных утилизационных парогазовых установок: учеб.пособие - М.: Издательский дом МЭИ, 2010. - 48с.

72. Трухний, А.Д. Исследование и разработка утилизационной ПГУ на повышенные параметры / А.Д. Трухний, Т.С. Лукьянова // Тезисы докладов семнадцатой ежегодной международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиотехника, электротехника и энергетика». Том 3. -М.: МЭИ. 2011г. - с.236-238.

73. Цанев, C.B. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций : учебное пособие для вузов / C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов. - М.: Издательский дом МЭИ, 2009. - 584 с.

74. Цанев, C.B. Газотурбинные энергетические установки / C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов. - М.: Издательский дом МЭИ, 2011. - 428 с.

75. Цанев, С.В. Техническое перевооружение и модернизация российских тепловых электростанций с ипользованием мирового опыта / С.В. Цанев, А.В. Девянин, В.Д. Буров, В.А. Девянин // Материалы научн.-техн. конф. «Повышение экономичности, надежности и экологической безопасности», МЭИ, 2005. С. 102110.

76. Цанев, С.В. Расчеты показателей тепловых схем и элементов парогазовых и газотурбинных установок электростанций /С.В. Цанев, В.Д. Буров, С.Н. Дорофеев, под.ред. В.В. Чижова. - М.:Издательство МЭИ, 200-г. - 72с.

77. Цанев С.В. Методика выбора оптимальных параметров тепловых схем мощных трехконтурных ПТУ / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.В. Девянин, Г.В. Сойко, В.А. Девянин // Энергосбережение и водоподготовка. - 2011. - №4. - С. 25-32.

78. Bassily A.M. Modeling, numerical optimization, and irreversibility reduction of a triple-pressure reheat combined cycle. Energy 32 (2007) 778-794.

79. Bassily A.M. Modeling and numerical optimization of dual and triple-pressure combined cycles. Proc Inst Mech Eng A: J Power Energy 2004; 218(A2)A 97109.

80. Combined-cycle development, evolution and future. GE Power Systems Report, GER-4206 (04/01), 2001.

81. Durmayaz Ahmet, Oguz Salim Sogut, Bahri Sahin, Hasbi Yavuz Optimization of thermal systems based on finite-time thermodynamics and thermoeconomics. Progress in Energy and Combustion Science 30 (2004), 175-217.

82. Elmasri M. Design of gas turbine combined cycle and cogeneration systems. Thermoflow inc. (2007).

83. Franco A., Casarosa C. Thermoeconomic evaluation of the feasibility of highly efficient combined cycle power plant. Energy 29 (2004) 1963-1983.

84. Franco A., Casarosa C. On some perspectives for increasing the efficiency of combined cycle power plants. Applied Thermal Engineering 22 (2002), 1501-1518.

85. Franco A., Giannini N. A general method for the optimum design of a heat recovery steam generators, Energy 31 (2006) 3342-3361.

86. Franco A., Giannini N. Optimum thermal design of modular compact heat exchangers structure for heat recovery steam generators. Applied Thermal Engineering 29 (2005) 1293-1313.

87. GateCycle Heat Balance Software for Power Plant Simulation. GE Part Number 283777-01, Rev. C(02/09).

88. General Electric. Advanced technology combined cycles. GE Power Systems Report, GER-3936A (05/01), 2001.

89. GE Power Systems, Baglan Bay Power Station, Cardiff, Wales, UK. Power 2003; 147(7/8):45-8.

90. Godoy E., Benz N.J., Scenna N.J. A strategy for the economic optimization of combined cycle gas turbine power plants by taking advantage of useful thermodynamic relationships. Applied Thermal Enginireeng 31 (2011) 852-871.

91. Godoy E., Benz N.J., Scenna N.J. Families of optimal thermodynamic solutions for combined cycle gas turbine (CCGT) power plants. Applied Thermal Engineering 30 (2010), 569-576.

92. Mahagheghi M., Shayegan J. Thermodynamic optimization of design variables and heat exchangers layout in HRSGs for CCGT, using genetic algorithm. Applied Thermal Engineering 29 (2009), 290-299.

93. Power systems for the 21th century "H" gas turbine combined-cycles. GE Power Systems Report, GER-3935B (10/00), 2000.

94. Valdes M., Rapun J.L. Optimization of heat recovery steam generators for combined cycle gas turbine power plants. Applied Thermal Engineering 21 (2001), 1149-1159.

95. Valdes M., Duran M.D., Rovira A. Thermoeconomic optimization of combined cycle gas turbine power plants, using genetic algorithms. Applied Thermal Engineering 23 (2003), 2169-2182.