Исследования на основе математического моделирования энергоблока № 5 ТЭЦ-10 ООО «Байкальская Энергетическая Компания» для оценки эффективности его модернизации

Цель - исследование изменения схемы слива дренажей регенерации низкого давления на энергетическую и экономическую эффективность работы энергоблока № 5 ТЭЦ-10 ООО «Байкальская Энергетическая Компания». В исследованиях используется настроенная по результатам замеров математическая модель энергоблока. Математическое моделирование исследуемого энергоблока производилось в программно-вычислительном комплексе «Система машинного построения программ». Построенная математическая модель теплоэнергетической установки настраивалась с учетом текущего состояния объекта исследования в соответствии с трехэтапной методикой идентификации параметров математических моделей. Предложена тепловая схема энергоблока, согласно которой три потока дренажей низкого давления перенаправлены на всас дренажного насоса подогревателя низкого давления. Модернизированная математическая модель энергоблока позволяет производить расчет параметров установки для действующей и предложенной тепловых схем. Согласно расчетам модели, разница температур основного конденсата за подогревателем низкого давления № 1 и исследуемых дренажей после смешения минимальна и составляет 3,2оС. По результатам выполненных расчетов для действующей и измененной тепловых схем энергоблока установлено, что предложенная модернизация повышает энергетический КПД энергоблока на 0,007% в номинальном режиме работы. Также снижается на 0,052 г.у.т/кВтч удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии. Эксплуатационные расходы на внедрение предложенных технических решений составили 34191 руб. Учитывая годовой коэффициент экстенсивного использования энергоблока, срок окупаемости предлагаемой модернизации схемы составит 5,5 мес., а экономия средств за первый год эксплуатации с учетом окупаемости капиталовложений и затрат на амортизацию - 18423 руб. Предложенный подход, объединяющий аппарат математического моделирования действующих энергоустановок с методикой повышения эффективности принятия технических решений, является универсальным и может применяться для модернизации теплоэнергетических и других установок.

1. Ведрученко В.Р., Жданов Н.В., Кульков М.В. Выбор критерия оценки эффективности разработки и реконструкции тепловой схемы энергетической установки // Вестник Сибирской государственной автомобильнодорожной академии. 2008. Вып. 7. С. 60-64 с.

2. Клер А.М., Тюрина Э.А. Оптимизационные исследования энергетических установок и комплексов. Новосибирск: Акад. изд-во «Гео», 2016. 298 с.

3. Гуторов В.Ф., Симою Л.Л., Эфрос Е.И. Пути повышения экономичности паротурбинных установок ТЭЦ // Теплоэнергетика. 2001. № 6. С. 32-37.

4. Лупов Н.С. Принцип работы эжектора // Омский научный вестник. 2015. № 2. С. 167-168.

5. Лазарев Л.Я., Соколов В.С., Фадеев В.А., Чижов B. В. Варианты модернизации ЦНД турбин большой мощности // Электрические сети [Электронный ресурс]. URL: https://leg.co.ua/arhiv/generaciya/varianty-modemizacii-cnd-turbin-bolshoy-moschnosti.html (12.12.2020).

6. Меркулов В.А., Марченко Е.М. Влияние работы конденсационных устройств на эффективность турбоустановок в зависимости от загрузки электростанции // Радиоэлектроника, электротехника, энергетика: тез. докл. IX Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов (г. Москва, 4-5 марта 2003 г.): в 3 т. Т. 3. М.: Изд. дом «МЭИ», 2003. С. 148-149.

7. Мошкарин А.В., Копсов А.Я., Великороссов В.В., Таран О.Е., Платов А.И. Тепловая эффективность замены поверхностного ПНД2 на смешивающий // Труды Ивановского государственного энергетического университета. Вып. З. Иваново: Изд-во ИГЭУ, 1999. C. 30-32.

8. Алексеюк В.Э., Максимов А.С., Сафронов П.Г. Усовершенствованная методика идентификации математических моделей теплоэнергетического оборудования // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2019. Т. 23. № 3. С. 503-515. https://doi.org/10.21285/1814-3520-2019-3-503-515

9. Alekseiuk V. Improving the efficiency of the three-stage technique of mathematical model identification of complex thermal power equipment // ENERGY-21 - Sustainable Development & Smart Management: E3S Web of Conferences. 2020. Vol. 209. https://doi.org/10.1051/e3sconf/202020903002

10. Alexeyuk V.E. An improved technique for identification of mathematical models of thermal power equipment // Energy Systems Research. 2018. Vol. 1. No. 3. P. 53-60. https://doi.org/10.25729/esr.2018.03.0007

11. Клер А.М. Эффективные методы схемнопараметрической оптимизации сложных теплоэнергетических установок: разработка и применение: монография. Новосибирск: Акад. изд-во «Гео», 2018. 145 с.

12. Kler A.M., Zharkov P.V., Epishkin N.O. Parametric optimization of supercritical power plants using gradient methods // Energy. 2019. Vol. 189. https://doi.org/10.1016/j.energy.2019.116230

13. Kler A.M., Potanina Yu.M., Marinchenko A.Y. Cooptimization of thermal power plant flowchart, thermodynamic cycle parameters, and design parameters of components // Energy. 2020. Vol. 193. https://doi.org/10.1016/j.energy.2019.116679

14. Baghsheikhi M., Sayyaadi H. Real-time exergoeco-nomic optimization of a steam power plant using a soft computing-fuzzy inference system // Energy. 2016. Vol. 114. P. 868-884. https://doi.org/10.1016/j.energy.2016.08.044

15. Wang Ligang, Yang Yongping, Dong Changqing, Morosuk T., Tsatsaronis G. Parametric optimization of supercritical coal-fired power plants by MINLP and differential evolution // Energy Conversion and Management. 2014. Vol. 85. P. 828-838. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2014.01.006

16. Wang Chaojun, He Boshu, Yan Linbo, Pei Xiaohui, Shinan Chen. Thermodynamic analysis of a low-pressure economizer based waste heat recovery system for a coal-fired power plant // Energy. 2014. Vol. 65. P. 80-90. https://doi.org/10.1016/j.energy.2013.11.084

17. Boyaghchi F.A., Molaie H. Sensitivity analysis of exer-gy destruction in a real combined cycle power plant based on advanced exergy method // Energy Conversion and Management. 2015. Vol. 99. P. 374-386. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2015.04.048

18. Suresh M.V.J.J., Reddy K.S., Ajit Kumar Kolar. ANN-GA based optimization of a high ash coal-fired supercritical power plant // Applied Energy. 2011. Vol. 88. Iss. 12. P. 4867-4873. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2011.06.029

19. Соболев С.П. Паровая турбина К-160-130 ХТГЗ. М.: Изд-во «Энергия», 1980. 192 с.

20. Аронсон К.Э., Блинков С.Н., Брезгин В.И., Бродов Ю.М., Купцов В.К., Ларионов И.Д. [и др.]. Теплообменники энергетических установок. Екатеринбург; УрФУ, 2015. [Электронный ресурс]. URL: https://openedu.urfu.ru/files/book/(12.12.2020).

21. Клер А.М., Деканова Н.П., Тюрина Э.А., Корнеева З.Р. Теплосиловые системы: Оптимизационные исследования. Новосибирск: Изд-во «Наука», 2005. 236 с.

22. Клер А.М., Деканова Н.П., Скрипкин С.К. и др. Математическое моделирование и оптимизация в задачах оперативного управления тепловыми электростанциями. Новосибирск: Наука, сиб. предприятие РАН, 1997. 120 с.

23. Новицкий П.В., Зограф И.А. Оценка погрешностей результатов измерений. 2-е изд., испр. и доп. Л.: Энергоатомиздат, Ленинградское отд-ние, 1991. 303 с.

24. Кобзарь А.И. Прикладная математическая статистика. Для инженеров и научных работников: монография. 2-е изд., испр. М.: Изд-во «Физматлит», 2012. 816 с.

25. Забуга Ф.В. Использование математической модели энергоблока для модернизации его технологической схемы // Системные исследования в энергетике: тр. молодых ученых Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН. Вып. 48. Иркутск: Изд-во ИСЭМ СО РАН, 2016. С. 51-56.