автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС

На правах рукописи

003462199

КВРИВИШВИЛИ Арсений Робертович

ЭФФЕКТИВНОСТЬ И ПАРАМЕТРЫ ПАРОПАРОВЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ ТЭС

Специальность 05.14.14 — тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты

АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

» п г'-.Г

Новосибирск - 2009

003462199

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Новосибирский государственный технический университет»

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Ноздренко Геннадий Васильевич

доктор технических наук Серант Феликс Анатольевич

Ведущая организация:

доктор технических наук, с.н.с. Огуречников Лев Александрович

ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени Теплотехнический научно-исследовательский институт», г. Москва

Защита диссертации состоится « 20 » марта 2009 года в 11 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д 212.173.02 при Новосибирском государственном техническом университете по адресу: 630092, Новосибирск, пр. К.Маркса, 20.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Новосибирского государственного технического университета

Автореферат разослан «¡0 » февраля 2009 г.

Учёный секретарь

диссертационного совета ,

кандидат технических наук, доцент Шаров Ю.И.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Развитие энергетики в России на ближайшие 20...30 лет связано с увеличением доли использования угля. Одним из путей более широкого вовлечения в топливно-энергетический баланс угля для производства энергии наряду с традиционным факельным и слоевым сжиганием является газификация угля и его внешнее сжигание в двухконтурных энергоблоках, работающих по комбинированным циклам (парогазовым и паропаровым).

Соединение в одном энергоблоке высокотемпературных установок (газотурбинных (ГТУ) или низконапорных паротурбинных (ПТУ), работающих в области высоко перегретого пара по типу газотурбинных циклов) и традиционных или утилизационных паротурбинных установок позволяет существенно повысить эффективность использования топлива, обеспечить рост КПД до 50 %, т.е. до уровня, недостижимого в настоящее время для других типов энергоблоков на угле.

Развитие двухконтурных угольных энергоблоков в развитых странах производится в рамках национальных программ (Advanced Turbine Systems в США, THERMIE в Европе и др.) по следующим направлениям: ПТУ с внутрицикло-вой газификацией угля; ПТУ с кипящим слоем под давлением; ПТУ с непрямым (внешним) сжиганием угля.

Дальнейшим развитием двухконтурных схем является создание по типу ПТУ пылеугольных низконапорных высокотемпературных паротурбинных энергоблоков, работающих по комбинированному циклу Фильда-Барановского (на перегретом водяном паре в высокотемпературной области) и Ренкина (в утилизационной части). Такой энергоблок предлагается по аналогии с парогазовым называть паропаровым (ЭПП).

Целью работы является разработка методических подходов, математических моделей, методов расчета и исследования показателей тепловой экономичности, расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных параметров и профилей технологически новых высокотемпературных низконапорных пылеугольных паропаровых энергоблоков ТЭС и разработка рекомендаций по выбору схем, параметров и мощностей.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты:

1. Разработанные методики термодинамического исследования, анализа показателей тепловой экономичности, расчетов конструктивно-компоновочных и технико-экономических параметров высокотемпературных низконапорных агрегатов ЭПП (пылеугольного парового котла, паровых осевых турбины и компрессора) с учетом теплофизических свойств высокотемпературного перегретого пара, ограничений, отражающих технологичность и условия протекания физико-технических процессов.

2. Разработанные математические модели функционирования агрегатов и в целом ЭПП.

3. Разработанные на основе выполненных исследований профили и конструктивно-компоновочные параметры высокотемпературных низконапорных агрегатов ЭПП и новая схема, защищенная Патентом РФ.

4. Рекомендации по выбору рациональных схем, расходно-термодинамических и конструктивно-компоновочных параметров, профилей высокотемпературных агрегатов и в целом энергоблоков для различных их единичных мощностей, определение путей дальнейшего повышения эффективности ЭПП.

Методы исследования: методы термодинамического и энергетического анализа, расходного и энергетического балансов, расчета паровых котлов и турбомашин, гидрогазодинамики, математического и компьютерного моделирования.

Практическая значимость работы. Разработанная методика, методический подход, математическая модель и алгоритмы позволяют получать на основе тепловых расчетов профили высокотемпературных агрегатов и конструктивно-компоновочные параметры оборудования ЭПП, определять влияние параметров цикла на эффективность, устанавливать рациональный диапазон мощностей энергоблока. Рассчитанные показатели паропаровых энергоблоков могут служить информационной базой для дальнейших исследования и проработки пилотных установок.

Результаты работы использованы в проектных организациях ОАО «Но-ТЭП», ЗАО «СибКОТЭС» для перспективного проектирования ТЭС, в Проблемной лаборатории теплоэнергетики при факультете Энергетики НГТУ, в учебном процессе - в НГТУ при подготовке инженеров по специальности 140101 - «Тепловые электрические станции» и магистров по направлению 140100 - «Теплоэнергетика».

Личный вклад автора. Автором разработана технологическая схема ЭПП и математическая модель функционирования агрегатов и энергоблока в целом; разработаны методики, получены результаты термодинамического исследования, анализа показателей тепловой экономичности, расчетов конструктивно-компоновочных и технико-экономических параметров высокотемпературных низконапорных агрегатов ЭПП; разработаны профили этих агрегатов и рекомендации по выбору рациональных схем, расходно-термодинамических и конструктивно-компоновочных параметров высокотемпературных агрегатов и в целом энергоблоков для различных их единичных мощностей.

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались на: 9-й Российско-Корейской международной конференции «KORUS - 2005» (г. Новосибирск, НГТУ); международном коллоквиуме XXXVII Kraftwerkstechnisches Kolloquium (Германия, г. Дрезден, 2005 г.); международной научно-практической конференции «ИННОВАЦИОННАЯ ЭНЕРГЕТИКА» (г. Новосибирск, ИТ СО РАН, 2005 г.); одиннадцатой Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: экология, надежность, безопасность» (г. Томск, ТПУ, 2005 г.); пятой Российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» (г. Ульяновск, 2006 г.); Всероссийской конференции - конкурсе инновационных проек-

тов студентов и аспирантов по приоритетному направлению Программы «Энергетика и энергосбережение» (г. Томск, ГПУ, 2006 г.); на втором международном форуме стратегических технологий «ШС^Т - 2007» (Монголия, г. Улан-Батор), на третьем международном форуме стратегических технологий «ПЮБТ - 2008» (г. Новосибирск, НГТУ); третьей молодежной Международной научной конференции «Тинчуринские чтения» (г. Казань, КГЭУ, 2008 г.); межвузовской научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения» (г. Саратов, СГТУ, 2008 г.); Всероссийских научных конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Наука. Технологии. Инновации.» НТИ-2005, НТИ-2006, НТИ-2007 (г. Новосибирск, НГТУ); в рамках научных сессий НГТУ и расширенного семинара кафедры ТЭС НГТУ.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 17 печатных работ, из них: 1 статья в журнале, входящем в перечень изданий, рекомендованных ВАК РФ, 1 - патент РФ, 4 - в сборниках научных трудов, 11 - в сборниках трудов конференций.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы (из 104 наименований) и приложений. Основной текст изложен на 177 страницах, содержит 48 рисунков, 24 таблицы.

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обосновывается использованием разработанных методик (основанных на нормативных методах) расчета котлов и турбомашин, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, гидрогазодинамики, теплопередачи, сопротивления материалов. Математические модели и компьютерное моделирование ЭПП базируются на методах, апробированных и хорошо себя зарекомендовавших на решении ряда других задач подобного класса.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель исследования, определены научная новизна и практическая ценность работы, аннотируются основные положения работы.

В первой главе выполнен обзор высокоэффективных двухконтурных угольных технологий для производства электроэнергии, предлагается схема и цикл (патент № 78868, рис. 1) пылеугольного низконапорного высокотемпературного паропарового энергоблока, показана ее перспективность и технологическая готовность и обосновывается актуальность исследований предложенной схемы.

На основании проведенного анализа сформулированы задачи исследования:

1. Разработка методик термодинамического исследования, анализа показателей тепловой экономичности, расчета конструктивно-компоновочных и технико-экономических параметров агрегатов высокотемпературного низконапорного контура ЭПП (пылеугольного парового котла, паровых осевых турбины и

компрессора) с учетом особенностей теплофизических свойств их рабочих тел.

2. Математическое моделирование функционирования агрегатов и в целом ЭПП.

3. Исследование тепловой экономичности, расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных и технико-экономических параметров ЭПП.

4. Разработка рекомендаций по выбору профиля, параметров, компоновки агрегатов высокотемпературного низконапорного контура ЭПП (парового котла, паровой турбины, парового компрессора) и энергоблока в целом.

РОУ1

Рис. 1. Тепловая схема и цикл ЭПП: ПК - пылеугольный котел; РПП ОП - радиационный пароперегреватель основного потока пара; КПП ОП - конвективный пароперегреватель основного потока пара; КПП УП - конвективный пароперегреватель утилизационного потока пара; Км - компрессор; ВТТ - высокотемпературная паровая турбина; КУ - котел-утилизатор; УтТ - утилизационная турбина; Г - генератор; Кд - конденсатор; ПЭН - питательный электронасос; ВПУ - валоповоротное устройство; П-К - пусковой паровой котел; ПН - пусковой насос; ПКд - пусковой конденсатор; С1, С2 - сепараторы пара; Э1, Э2 - эжекторы; РОУ1, РОУ2 - редукционно-охладительные устройства; Др1, Др2 - дренажи; В1, В2 -воздушники; ХВО - химводоочистка; к, К Я, О, К, Ох, КУ, О*, К', К* - характерные точки.

Во второй главе изложена разработанная методика исследования ЭПП и его агрегатов.

Методика термодинамического анализа ЭПП заключается в определении основных параметров рабочего тела и показателей тепловой экономичности. КПД по отпуску электроэнергии ЭПП

7-Г—ТТЛ-Г~:"ПК-Лтг-Лэм-Лсн.

где /т = /¡¡о - - работа высокотемпературной турбины; = И^ - И* - работа парового компрессора; Икя, к к, И*, /го, /го* - энтальпии в характерных точ-

ках цикла; Аку - энтальпия пара утилизационного контура на выходе из котла-

£

утилизатора; /р = ß ■ - ¿ a¡y¡) - работа утилизационной турбины; ß -

(=1

относительный расход пара в утилизационном контуре; а,- к у, - отбор пара на i-й подогреватель и коэффициент недовыработки пара /-го отбора (в случае на-

*(УТ)

личия системы регенерации в утилизационном контуре); Hq - располагаемый теплоперепад на утилизационную турбину; г|к, Г|тр, цэм. ПСЫ ~ КПД пы-леугольного котла, транспорта энергии, электромеханический, собственных нужд.

Расход натурального топлива В определялся по модели пылеугольного котла, представленного в виде последовательно расположенных поверхностей нагрева, с проверкой на поддержание допустимых температурных напоров и определением температуры уходящих газов

h)~hKR+$- (^вых.ут. ~ ^вх.уг.)

В =

А7/^А7МИН.ДОП

' t , .мин.доп 'ух ■"''ух

-»min

лк-й?

где Чых ут.» Кх.ут. ~ энтальпии пара утилизационного контура на выходе и

входе в пылеугольный котел; — низшая теплота сгорания топлива.

Разработанные математические модели функционирования высокотемпературных низконапорных агрегатов (пылеугольного котла, высокотемпературной турбины и парового компрессора) основываются на уравнениях: энергобаланса

ВЯ1+ I (л<?хй)и- £ (л<з^)у=о,

расходного баланса

где О, /? - расход и энтальпия энергоносителя; г| - коэффициент, учитывающий соответствующие потери энергии; У(1), IV(I) - множества входов и выходов агрегата.

Для каждого энергоносителя (в зависимости от конструктивно-компоновочных показателей и расходно-термодинамических параметров) используются уравнения связей и соответствующие технологические ограничения.

Особенности разработки высокотемпературных низконапорных агрегатов определяются расходно-термодинамическими параметрами пара. Наиболее высокотемпературные поверхности нагрева, перегревающие рабочее тело до начальных температур 1000. ..1200 °С, расположены в топке пылеугольного котла (рис. 2).

КПП оп

795 °С

РПП оп

1210°С" 8 бар

пар

560°С 8,4 бар **-545°С 40 бар

КППУП

пар

■зоо°с

45 бар

• взп

, воздух

130°С

Рис. 2. Компоновочная схема высокотемпературного котла: РПП ОП - радиационный пароперегреватель основного потока; КПП ОП - конвективный пароперегреватель основного потока; КПП УП - конвективный пароперегреватель утилизационного потока пара; ВЗП - воздухоподогреватель.

ры

При расчете топочных поверхностей нагрева необходимо учитывать коэффициент теплоотдачи а2«250 Вт/(м2-К) от стенки к перегретому пару, который является в данном случае ограничивающим фактором.

Компоновка поверхностей нагрева в топке учитывает ограничения по напряжению топочного объема и по скорости дымовых газов, которая должна быть больше скорости витания частиц топлива (золы).

Расчет топочной камеры выполнялся по методу ВТИ-ЭНИН и основан на итерационном решении системы уравнений:

- лучистого теплообмена

- теплового баланса топочной каме-

- абсолютной температуры на внешней поверхности загрязненного экрана

1 ) 1рбл .

7з=Гр.с +

8 + -

«2

- абсолютной эффективной температуры топочной среды

где сд - коэффициент излучения абсолютно черного тела; /<3 - площадь загрязненной теплообменной поверхности; а^ — приведенная степень черноты топочной камеры; Вр - расчетный расход топлива; <р - коэффициент сохранения тепла; Га, 7"р с, - абсолютные температуры: адиабатная горения топлива, средняя рабочей среды в трубах и газов на выходе из топки; 8 = 63/^.3 -термическое сопротивление слоя загрязнений; - поправки, учитывающие влияние вида сжигаемого топлива, угла наклона горелок и степень экранирования топочной камеры на эффективную температуру.

Высокотемпературные турбины (ВТ-турбины) работают в области температур 600...1200 °С при располагаемом теплоперепаде около 1600 кДж/кг, что обусловливает технологические требования к сокращению количества ступеней при высоком КПД турбины с учетом оптимального распределения теплопере-пада по ступеням:

г \опт

^фС05а,эф а2—Иг/2

где и - окружная скорость; Сф - фиктивная скорость; г|ол _ относительный лопаточный КПД; аьф и «2 - эффективный угол входа и угол выхода из рабочей лопаточной решетки; (р - коэффициент скорости; р - степень реактивности.

В области рассматриваемых параметров пара скорость звука в среде составляет 715...910 м/с, что позволяет при теплоперепаде на ступень 150...230 кДж/кг иметь дозвуковые ступени (число Маха меньше 0,7) в ВТ-турбине. При постоянной частоте вращения ротора турбины (50 Гц) повышение теплоперепада на ступень приводит к необходимости увеличения корневого диаметра лопаток до максимально возможного уровня 1,5... 1,6 м (с учетом технологических ограничений).

Особенности профиля турбины учитываются с использованием зависимостей:

к + 2ак«1 +аК1\---=7 = 0,

\i\en $таЪфПу11-р

(4+/2)/2=-

ПС2 51П(Х2

где VI и V], - удельный объем пара на выходе из рабочей и сопловой решетки; е — степень парциальности при дроссельном парораспределении равна 1; р.1 -коэффициент расхода; (?о - расход пара через ступень; с1к - корневой диаметр; сг - скорость выхода из рабочей решетки; п - частота вращения; 1\, 1г - высоты сопловой и рабочей лопаток.

Для всех рабочих лопаток был произведен прочностной расчет с определением суммарного напряжения в корневом сечении от действия паровых сил.

Для парового компрессора окружная скорость на периферии лопаток первой ступени находится на уровне 290...460 м/с. Осевая скорость пара для первой ступени составляет 190...240 м/с. Все ступени паровых компрессоров являются дозвуковыми (числа Маха находятся в диапазоне 0,25...0,75). Подбор угла входа в рабочее колесо и приведенной скорости Х1 для первой ступени осуществлялся по выражению:

/ 2к

с1в=А.1апа1^— Щ ,

где к - коэффициент адиабаты, Я - газовая постоянная, 7] - температура торможения на входе в рабочую решетку.

Располагаемый теплоперепад на осевой паровой компрессор находится на уровне 820 кДж/кг при работе в рассматриваемой области параметров перегретого пара, что обусловливает большое количество ступеней и в ряде случаев двухцилиндровую конструкцию (количество ступеней в одном цилиндре технологически ограничивается значением не более 22).

Высоты лопаток для профиля проточной части компрессора с постоянным корневым диаметром рассчитывались как г

Ы^л. 2

р —

к+1 к~\ 1

- + 1-1

К ь

где с!К - корневой диаметр лопатки; р , Т - давление и температура торможения перед лопаточной решеткой; а - угол входа в решетку; д(К) - приведенный расход газа; ко - коэффициент, учитывающий неравномерность поля осевых скоростей по высоте лопатки и влияние пограничного слоя на наружной и внутренней стенках.

В третьей главе проведен термодинамический анализ схемы и параметров ЭПП, представлены результаты расчетов тепловой схемы, рассмотрено влияние параметров цикла на КПД по отпуску электроэнергии.

Выполненные многовариантные расчеты для давлений пара перед компрессором р* = 0,05... 1 бар, степеней повышения давления в компрессоре е=7...40, начальных температурах высокотемпературного контура = Ю00...1500°С показали, что рациональные значения давления пара перед компрессором находятся на уровне р* =0,2...0,3 бар (меньшие давления ограничивают создание установок относительно высокой мощности, более высокие - снижают КПД ЭПП и повышают металлоемкость пылеугольного котла).

Влияние некоторых параметров на КПД ЭПП по отпуску электроэнергии (при использовании кузнецкого каменного угля марки «Г» и КПД агрегатов (высокотемпературной и утилизационной турбин, компрессора), равных 0,9) иллюстрируется рис.3,4.

51

49

47

45

/0= 1400°С « ■

10= 1300°С

г' /0= 1200°С "-А

%У /0=И50°С

50 48 46 44

42

ЕГ3Р<<

Г'

. е=20

15

25

35

45 Б

80

83 86 89Г| км,тц, %

Рис. 3. Зависимость г),у от степени повыше- Рис. 4. Зависимость г|д< от КПД парового ния давления в компрессоре е при компрессора %м и КПД высокотемператур-р»=0,3 бар и (5=0,35...0,4 ной 1ур6ты Лт при =1300 °С,

р» = 0,3 бар и р=0,35...0,4

В четвертой главе для основных параметров рабочего тела, представленных в табл. 1, приведены результаты многовариантных расчетов расходно-термодинамических и конструктивно-компоновочных параметров высокотемпературных агрегатов (пылеугольного котла при работе на кузнецком каменном угле марки «Г», высокотемпературной паровой турбины и парового осевого компрессора) и их анализ; рассмотрена рациональная компоновка оборудования ЭПП для различных мощностей, установлены ограничения по мощности для выбранных параметров схемы и определен рациональный диапазон мощностей ЭПП.

Основные параметры ЭПП

Таблица 1

Параметры Состояния рабочего тела

к КЛ 0 К КУ 0* К* К'

Давление, бар 0,3 8,4 8 0,33 44,5 38 0,05 0,05

Температура, °С 79 559 1200 600 300 545 33 33

Энтропия, кДж/(кг-К) 7,82 8,01 9,39 9,61 6,29 7,25 7,69 0,48

Энтальпия, кДж/кг 2644 3609 5149 3706 2946 3551 2345 138

В табл. 2, для примера, приведены массогабаритные показатели высокотемпературных низконапорных пылеугольных котлов для принятых конструкционных материалов: экранные трубки (диаметром 0,06 м) - алюмоборонит-ридная композиционная керамика, трубки (диаметром 0,06 м) конвективного пароперегревателя - сталь 12Х18Н10Т, трубки (диаметром 0,038 м) конвективного пароперегревателя утилизационного контура - сталь 12Х1МФ, трубки воздухоподогревателя (диаметром 0,04 м) - сталь 20. Толщина стенок труб для поверхностей нагрева котла находится на уровне 2...3 мм, вследствие относительно невысоких давлений рабочего тела. Дня оребренных труб пароперегревателя котла-утилизатора принималась сталь 12Х1МФ, для остальных поверхностей нагрева - сталь 20. Материалы высокотемпературной турбокомпрессор-ной группы аналогичны материалам высокотемпературных газотурбинных установок, так: для лопаток высокотемпературной турбины - ХН65КМВЮТ, ЭП539ЛМУ, ЭИ893, ЭИ607, ЗМИ-З, ЭП800ВД.

Помимо традиционного сужения по глубине котла на выходе из топки, газоход имеет еще одно сужение по ширине при переходе к КПП УП. КПП ОП состоит из п пакетов труб, скомпонованных в виде т-рядных шахматных пучков с поперечными и продольными шагами с^ = 2,2...3,2 и о2= 1,2... 1,4 (т=9).

При такой П-образной компоновке увеличение паропроизводительности приводит к увеличению ширины котла (высота и длина остаются практически неизменными). С повышением паропроизводительности котла усложняется размещение топочных поверхностей нагрева при соблюдении требований по скорости витания частиц, поэтому для мощностей ЭПП в 107 МВт и выше пыле-угольные котлы компонуются как двухкорпусные (дубль-блок).

На рис. 5...6 приведены некоторые показатели однопоточных ВТ-турбин, а на рис. 7.. .8 - результаты расчета показателей ВТ-турбины на 68 кг/с.

Таблица 2

Массогабаритные показатели высокотемпературных низконапорных пыле-

угольных котлов

Наименование Установленная мощность энергоблока, МВт

58,9 71,0 89,3 107,0 136,5 163,5

(117,9) (180,0)

Количество корпусов 1 (2) 1 1 (2) 2 2 2

Паропроизводительность корпуса котла, кг/с 68 82 104 62 78 93

Ширина топки корпуса котла, м 9,1 11,2 14,2 8,0 10,4 12,6

Глубина топки, м 6,0 5,9 5,9 6,0 5,9 5,9

Высота топки, м 23,7 23,5 23,2 23,9 23,5 23,4

Высота КПП ОП, м 17,2 18,3 18,5 17,2 18,3 17,2

Ширина конвективно-опускной шахты в КПП УП, м 6,8 8,3 9,9 6,2 7,7 8,9

Высота КПП УП, м 14,5 14,7 14,5 14,5 14,9 13,9

Высота 13,3 13,3 13,8 13,5 13,6 13,9

воздухоподогревателя, м

Площадь поверхности нагрева, м7 РПП ОП 3785 4530 5591 3423 4245 5056

КПП ОП 6958 7774 10855 6058 7615 9469

КППУП 7137 7902 10472 6348 7635 9093

ВЗП 13278 15211 19399 12105 14244 17466

Масса, т,

РПП ОП 27,4 32,7 40,2 24,8 30,5 36,4

КППОП 110,2 124,4 171,4 97,1 120,4 146,4

КППУП 154,9 169,8 224,6 136,7 166,5 196,1

ВЗП 155,8 170,0 232,9 143,6 162,4 211,1

Высота котлоагрегата, м 43,2 43,8 43,7 43,4 43,9 42,7

Длина котлоагрегата, м 15,5 14,9 15,4 15,3 15,0 15,3

¡2,

•л 1

Ь к, /

А ✓ г , 1

¡0 "Л

Г|о/ 0,82

0,81

0,8

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Номер ступени Рис.5. Зависимость высоты рабочих лопаток 12 от номера ступени для турбин с расходом острого пара: 7-31 кг/с; 2-41 кг/с; 3,4- 52 кг/с; 5-62 кг/с; 6- 68 кг/с.

0,79

/ Т.!

€ "V г— V кг,* *Л -1

4 к^1 V \ \ • \ 1

2 1 :

1 23456789 10 11 Номер ступени

Рис. 6. Зависимость внутреннего относительного КПД ступени т]0/ от номера ступени для турбин с расходом острого пара: 1 - 31 кг/с; 2-41 кг/с; 3,4 - 52 кг/с; 5 -62 кг/с; 6 - 6В кг/с.

123456789 Номер ступени Рис. 7. Зависимость располагаемого тепло-

перепада Н*^, используемого теплоперепа-

(;\ * * да Щ ', давления р0 и температуры 10 торможения перед ступенью от номера ступени

123456789 Номер ступени Рис. 8. Зависимость чисел Маха Му и М21, степени реактивности р, чисел Рей-нольдса КС) и Яе2, отношения и /Сф от номера ступени

Внутренний относительный КПД ВТ-турбины будет находиться на уровне 0,887...0,892 несмотря на относительно невысокий (0,80...0,82) КПД ступеней, что обусловлено большим коэффициентом возврата тепла (почти 10 %).

Максимальная мощность одного потока высокотемпературной паровой турбины достигается при высоте лопаток последней ступени около 600 мм (для существующих высокотемпературных жаропрочных материалов), что для выбранных параметров ЭПП соответствует расходу пара 68.. .70 кг/с. Поэтому при увеличении мощности энергоблока предлагается установка нескольких ВТ-турбин, работающих параллельно (т.е. разделение расхода пара в начале процесса расширения).

На рис. 9 представлены высоты рабочих лопаток одно- и двухцилиндровых компрессоров, на рис. 10... 11 -некоторые результаты расчета для компрессора на 204 кг/с. КПД паровых осевых компрессоров составляет 85...86,5 % (меньшие числа для 2-х цилиндровой конструкции, большие -для одноцилиндровой).

С увеличением единичной мощности компрессора растут его габариты (диаметр ротора с 1 до 1,6 м) и окружные скорости лопаток, это позволяет увеличить располагаемый тепло-перепад на одну ступень компрессора и уменьшить количество ступеней. Для энергоблоков мощностью 60... 120 МВт компрессор имеет двухцилиндровую конструкцию (сжатие

¡2, мм

550 450 350 250 150 50

*

4 8.

1'

•1 Ь 2

,3 ! Г; > « « /

" О : в* ■I», и и а И $!!:

1:

•156 кг/с

■ 186 кг/с »204 кг/с 2:

х 68 кг/с

• 82 кг/с

• 104 кг/с + 124 кг/с о 136 кг/с 3:

• 68 кг/с -82 кг/с

• 104 кг/с

• 124 кг/с

■ 136 кг/с

1

7 10 13 16 19 22

Номер ступени Рис. 9. Зависимость высоты рабочих лопаток /2 от номера ступени одно- и двухцилиндровых компрессоров с расходом пара 68...204 кг/с: 1 - одноцилиндровые; 2 — двухцилиндровые (первый цилиндр); 3 -двухцилиндровые (второй цилиндр).

происходит последовательно в двух цилиндрах), для 135... 180 МВт - одноцилиндровую. Создание осевого парового компрессора на заданные параметры для ЭПП менее 60 МВт является проблематичным, вследствие резкого увеличения количества ступеней.

В табл. 3 представлены основные показатели ЭПП.

Ил,

40

* Л р

р

* 1 'сГ * «К

г**" ¿о-0,1

Р\, бар

-9 * 10 ^-(3,

°с

4

30ИГУГ П I2

о

1 4 7 10 13 16 19 22

Номер ступени Рис. 10. Зависимости полной работы ступени Як, теоретического напора Ндавле-

*

ния торможения перед ступенью р\, тем*

пературы торможения за ступенью /3 от номера ступени

С1 а, П0ъ Р, £2, ^зазЛ/'

М, Е 0,8

0,6

0,4

0,2

аз'П/

№ П/

,с\ а

л*' ■М

1-м-к* кн

о Н1И р рМч 4*1

1 4 7 10 13 16 19 22 Номер ступени Рис. 11. Зависимости коэффициентов расхода с1а, теоретического напора Н^, затраченной

работы О, протечек и трения диска НзазП/ сте" пени реактивности р, числа Маха М\ и степени повышения давления е от номера ступени

Таблица 3

Основные показатели ЭПП

Параметр Значение

Отпускаемая мощность ЭПП, МВт 58,9 71,0 89,3 107,0 117,9 136,5 163,5 180,0

ВТ-турбины 2х 2х 2х 2х Зх Зх Зх

мощность, МВт 99,3 59,8 75,2 90,1 99,3 75,2 90,1 99,3

расход пара, кг/с 68 41 52 62 68 52 62 68

Компрессор мощность, МВт 66,0 79,9 99,9 119,9 131,9 147,2 176,7 194,3

расход пара, кг/с 68 82 104 124 136 156 186 204

Утилизационная турбина мощность, МВт 30,8 37,6 46,6 56,1 61,6 69,9 84,2 92,4

расход пара, кг/с 25,5 31 39 46,5 51 58 70 76,5

КПД ЭПП, % 45,57 45,25 45,60 45,50 45,57 46,01 45,91 45,98

При мощностях ЭПП менее 120 МВт предполагается одновальная компоновка оборудования (паровой компрессор, ВТ-турбины и утилизационная турбина). При увеличении мощности установку выполняют с разрезным валом, это обусловлено тем, что количество агрегатов на одном валу не может превышать 5 цилиндров. Кроме того, при мощностях ЭПП 135... 180МВт конфигурация высокотемпературной турбокомпрессорной части представляет один компрессор и три ВТ-турбины, причем мощность двух ВТ-турбин равна мощности компрессора. Поэтому на одном валу находятся компрессор и две ВТ-турбины,

а привод вала генератора осуществляется одной ВТ-турбиной и одной утилизационной турбиной.

В пятой главе изложена методика и приведены результаты оценки капиталовложений в агрегаты, технические системы и в целом в ЭПП.

Капиталовложения в агрегаты и технические системы включают расходы на изготовление, монтаж, доставку оборудования на место строительства, а также дополнительные пропорционально отнесенные затраты в инфраструктуру ТЭС.

Стоимости конструкционных материалов для пылеугольного котла в расчетах приняты: композитной керамики — 6 долл/кг, 12Х18Н10Т - 10долл/кг, 12Х1МФ - 6 долл/кг, сталь 20-4 долл/кг. Капиталовложения в турбокомпрес-сорную группу оценивались по массе металла при удельных стоимостях компрессора и высокотемпературной турбины 50 и 100 долл/кг, соответственно.

На рис. 12... 13 показаны капитальные вложения в высокотемпературные агрегаты и в целом в ЭПП, а также распределение капвложений по агрегатам и техническим системам для ЭПП мощностью 180 МВт. Два пика на графике связаны с изменением профиля энергоблока: переход от использования одной к применению двух ВТ-турбин и от двух к использованию трех ВТ-турбин.

Удельные капиталовложения в ЭПП лежат в диапазоне от 1200 до 1625 долл/кВт, что находится на уровне новых угольных технологий. Большую долю капиталовложений в ЭПП составляют капвложения в пылеугольный котел и высокотемпературную турбокомпрессорную группу, причем с увеличением мощности доля пылеугольного котла растет от 14 до 21 %, а доля турбогруппы падает от 34 до 19 %. Стоимость котла-утилизатора составляет около 60 % от капиталовложений в пылеугольный котел.

Ki, долл/кВт

350

-^эгпъ долл/кВт

1400

250

150

1000

600

200

50 100 150 ТУ, МВт

Рис. 12. Зависимость удельных капиталовложения в высокотемпературные агрегаты К, и ЭПП в целом £эпп от мощности энергоблока № 1 - паровой компрессор, 2 - высокотемпературные паровые турбины, 3 - пылеугольные котлы.

Рис. 13. Распределение капиталовложений в ЭПП 180 МВт:

1 - пылеугольный котел, 2 - высокотемпературная турбокомпрессорная группа, 3 - котел-утилизатор, 4 - топливоподача и топливоподго-товка, 5 — система газоотвода, 6 - утилизационная турбина, 7 - электрическая часть, 8 - низкопотенциальная группа, 9 - АСУ ТП и КИП, 10 -остальное

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Предложена новая схема высокотемпературного низконапорного двухкон-турного паропарового энергоблока, защищенная Патентом РФ.

2. Разработаны методики термодинамического исследования, анализа показателей тепловой экономичности, расчета конструктивно-компоновочных и технико-экономических параметров агрегатов высокотемпературного низконапорного контура ЭПП (пылеугольного парового котла, паровых осевых турбины и компрессора с учетом особенностей теплофизических свойств их рабочих тел).

3. Выполнено математическое моделирование функционирования агрегатов и в целом ЭПП, учитывающее двухконтурность схемы и изменение (с учетом технических ограничений) расходно-термодинамических и конструктивно-компоновочных параметров агрегатов энергоблока.

4. Выполнены многовариантные расчеты ЭПП и показано:

• тепловая экономичность может достигать 50...51 %, соотношение между мощностями высокотемпературной и утилизационной частями ЭПП составляет (1,1...1,25):1, затраты на собственные нужды - около 3...6 %;

• рациональные начальные параметры пара высокотемпературного контура -1200... 1300 °С и 8...11 бар, степени повышения давления 25...35;

• рациональная компоновка котлов — П-образная однокорпусная, а при мощностях более 107 МВт - П-образная двухкорпусная при тепловых напряжениях экранных поверхностей 18...20 кВт/м2, топочного объема около 100 кВт/м3 и тепловой экономичности 93 %;

• для основного (высокотемпературного) потока пара диаметры труб поверхностей нагрева - 50...60 мм, а для перегревателя утилизационного контура -30...38 мм;

• количество ступеней высокотемпературных паровых турбин — 9... 11 при корневом диаметре лопаток 1,5. ..1,6 м, высотах лопаток 59...591 мм, частоте вращения 50 Гц, располагаемом теплоперепаде на турбину на уровне 1600 кДж/кг и внутреннем относительном КПД - 88,5... 89,2 %;

• компрессор имеет двухцилиндровую конструкцию для ЭПП мощностью 60...120 МВт, для 135...180МВт - одноцилиндровую при корневом диаметре лопаток 1... 1,6 м, количестве ступеней в одном цилиндре 12.. .22, высотах лопаток - 70...720 мм, располагаемом теплоперепаде на компрессор около 820 кДж/кг, КПД - 85... 86,5 %;

• в качестве материала экранных труб высокотемпературных парогенери-рующих поверхностей целесообразно применение алюмоборонитридной композиционной керамики (около 10 % от массы всех поверхностей), для остальных поверхностей нагрева - традиционных котельных сталей (12Х18Н10Т, 12Х1МФ, сталь 20), для лопаток турбин - жаропрочных сплавов на никелевой и никель-кобальтовой основе (ХН65КМВЮТ, ЭП539ЛМУ, ЭИ893, ЭИ607, ЗМИ-З, ЭП800ВД), для лопаток компрессоров - хромистых (нержавеющих) сталей (20X1ЗШ, ЭИ961Ш, ЭП517Ш);

• при технологически рациональных мощностях ЭПП 60... 120МВт целесообразна одновальная компоновка оборудования (паровой компрессор, ВТ-турбины, утилизационная турбина, электрогенератор), а при 135... 180 МВт - с разрезным валом (компрессор и две ВТ-турбины - на одном валу, одна ВТ-турбина, утилизационная турбина и электрогенератор - на другом);

• капиталовложения в собственно ЭПП находятся на уровне в 1200... 1625 долл/кВт.

Совокупность полученных результатов составляет научную новйзну диссертации.

Основное содержание диссертации отражено в следующих публикациях:

Публикации в ведущих рецензируемых научно-технических журналах и изданиях, определенных ВАК

1. Квривишвили, А. Р. Конструктивные показатели высокотемпературного низконапорного паропарового энергоблока / А. Р. Квривишвили // Теплофизика и аэромеханика. - 2007, Т. 14. - № 2. - С. 313 - 322.

Отраслевые издания, патенты и материалы конференций

2. Kvrivishvili, A. R. Power generating units high thermal effectivity of power station / A. R. Kvrivishvili, A. P. Kaloshin, О. К. Grigoryeva, О. V. Borush, P. A. Schinnicov, G. V. Nozdrenko // Proc. The 9th Russian-Korean Int. Symposium on Science and Technology. KORUS 2005. - Part 2. - June 27 - July 2, 2005, Novosibirsk State Technical University, Russia. - Novosibirsk, 2005 - Vol. 1. - P. 336 - 338. [Энергоблоки тепловых электрических станций высокой тепловой экономичности]

3. Квривишвили, А. Р. Расходно-термодинамические и конструктивно-компоновочные параметры пылеугольного котла паропарового энергоблока / А. Р. Квривишвили // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: сб. науч. трудов / под ред. акад. РАН В.Е. Накорякова. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. -Вып.9. -С. 130- 138.

4. Квривишвили, А. Р. Термодинамические исследования схемы паропарового энергоблока / А. Р. Квривишвили // Энергетика: экология, надежность, безопасность: материалы докладов одиннадцатой Всероссийской научно-технической конференции, Томск, 7-9 декабря 2005 г. / Томский политехнический университет; Российский фонд фундаментальных исследований; Международная энергетическая академия; Международная академия наук экологии и безопасности жизнедеятельности. — Томск: Изд-во ТПУ, 2005. - С. 215 - 218.

5. Kvrivishvili, A. R. Thermodynamic modeling and calculation of technical design parameter for a coal-fired high-temperature boiler in a combined steam-cycle power unit / A. R. Kvrivishvili, G. V. Nozdrenko // Tagungsunterlagen. XXXVII. Kraftwerkstechnisches Kolloquium. Heizkraftwerke und dezentrale Energieerzeuger. - 18. und 19. Oktober 2005 im Congress Center Dresden, Technische Universität Dresden, Institut fiir Energietechnik, Germany. - Dresden, 2005 - Tagungsband II. - P15, S. 200 —203. [Термодинамическое моделирование и расчет конструктивно-компоновочных параметров пылеугольного высокотемпературного котла паро-

парового энергоблока]

6. Квривишвили, А. Р. Особенности конструкторского теплового расчета высокотемпературной турбины паропарового энергоблока / А. Р. Квривишвили // НАУКА, ТЕХНОЛОГИИ, ИННОВАЦИИ // Материалы всероссийской научной конференции молодых ученых в 7-ми частях, часть 3. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006.-С. 66-67.

7. Квривишвили, А. Р. Экономия топлива на ТЭС за счет применения двухкон-турных энергоблоков / А. Р. Квривишвили, А. П. Калошин, О. К. Григорьева, О. В. Боруш // Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности. Материалы Пятой Российской научно-технической конференции, г. Ульяновск, 20-21 апреля 2006 г. Том 2. - Ульяновск: УлГТУ, 2006. - С. 151 —

154.

8. Квривишвили, А. Р. Схемно-параметрическая оценка перспективности применения на пылеугольных ТЭС паровых энергоблоков / А. Р. Квривишвили, Г. В. Ноздренко // Проблемы рационального использования топливно-энергетических ресурсов и энергосбережения: сб. науч. трудов. - Саратов: Изд-во СГТУ, 2006. - С. 154 - 164.

9. Квривишвили, А. Р. Исследование эффективности, технологической готовности пылеугольных паропаровых энергоблоков и определение конструктивно-компоновочных параметров основных высокотемпературных агрегатов /

A. Р. Квривишвили // Всероссийская конференция - конкурс инновационных проектов студентов и аспирантов по приоритетному направлению Программы «Энергетика и энергосбережение», 26 - 29 сентября 2006 г. Труды конференции. - Томск: Изд-во Томского политехи, ун-та, 2006. - С. 396 - 403.

10. Квривишвили, А. Р. Расчет высокотемпературных агрегатов паропарового энергоблока с оценкой капиталовложений / А. Р. Квривишвили // НАУКА, ТЕХНОЛОГИИ, ИННОВАЦИИ // Материалы всероссийской научной конференции молодых ученых в 7-ми частях. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006. Часть.З - С. 148- 150.

11. Квривишвили, А. Р. Конструктивно-компоновочные параметры высокотемпературных агрегатов паропарового энергоблока / А. Р. Квривишвили // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: сб. науч. трудов / под ред. акад. РАН

B.Е. Накорякова. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006. - Вып. 10. - С. 64 - 72.

12. Kvrivishvili, A. R. Features of a choice of technical design parameters of combined steam-cycle power unit high-temperature sets / A. R. Kvrivishvili // Proceedings of IFOST 2007. The Second International Forum on Strategic Technology. - October 3-5, 2007, Mongolian University of Science and Technology, Ulanbaatar, Mongolia. - Ulanbaatar, 2007 - P. 353 - 358. [Особенности расчета конструктивно-компоновочных параметров высокотемпературных агрегатов паропаровых энергоблоков]

13. Квривишвили, А. Р. Особенности расчета конструктивно-компоновочных параметров турбокомпрессорной группы паропаровых энергоблоков / А. Р. Квривишвили // НАУКА, ТЕХНОЛОГИИ, ИННОВАЦИИ // Материалы всероссийской научной конференции молодых ученых в 7-ми частях. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007. Часть.З - С. 164 - 165.

14. Квривишвили, А. Р. Высокотемпературная турбогруппа паропаровых энергоблоков / А. Р. Квривишвили // Материалы докладов III молодежной Международной научной конференции «Тинчуринские чтения» посвященной 40-летию КГЭУ / Под общ. ред. д-ра физ-мат. наук, проф. Ю.Я.Петрушенко. В 4 т.; Т.2. - Казань: Казан, гос. энерг. ун-т, 2008. - С. 133 - 134.

15. Kvrivishvili, A. R. High-temperature turbocompressor set of combined steam-cycle power units / A. R. Kvrivishvili // Proceedings of IFOST 2008. The Third International Forum on Strategic Technology. - June 23-29, 2008, Novosibirsk State Technical University, Russia. - Novosibirsk, 2008 - P. 524 - 526. [Высокотемпературная турбокомпрессорная группа паропаровых энергоблоков]

16. Квривишвили, А. Р. Теплоэнергетическая установка [текст]: пат. 78868 Рос. Федерация : МПК F01K 11/00 / А. Р. Квривишвили, Г. В. Ноздренко, П. А. Щинников; патентообладатель Новосибирский гос. тех. ун-т. — № 2008127035/22; заявл. 02.07.08; опубл. 10.12.08, Бюл. № 34. -2с.: ил.

17. Квривишвили, А. Р. Паропаровой энергоблок: эффективность, параметры и капиталовложения / А. Р. Квривишвили, Г. В. Ноздренко // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: сб. науч. трудов / под ред. акад. РАН В.Е. Нако-рякова. -Новосибирск: Изд-воНГТУ, 2008. -Вып.12. -С. 41 -58.

Отпечатано в типографии Новосибирского государственного технического университета 630092, г. Новосибирск, пр. К. Маркса, 20, тел./факс (383)346-08-57 формат 60 X 84/16, объем 1.25 пл., тираж 100 экз.. заказ №259 подписано в печать 04.02.09г.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СХЕМЫ, ПАРАМЕТРЫ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ГОТОВНОСТЬ ВЫСОКОЭФФЕКТИВНЫХ ДВУХКОНТУРНЫХ УГОЛЬНЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ ТЭС.

1.1. Исходные предпосылки.

1.2. ПГУ с внутрицикловой газификацией угля.

1.3.ПГУ сКСД.

1.4. ПГУ с воздушным котлом.

1.5. Паропаровой энергоблок.

1.5.1. Схема и параметры.

1.5.2. Технологическая готовность паропаровых энергоблоков.

1.6. Выводы и задачи исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Выбор тепловой схемы.

2.2. Расчет агрегатов высокотемпературного контура.

2.2.1. Общие положения.

2.2.2. Тепловой расчет и определение конструктивно-компоновочных параметров пылеугольного котла. Особенности расчета.

2.2.2.1. Тепловой баланс котла.

2.2.2.2. Тепловые балансы по поверхностям нагрева.

2.2.2.3. Расчет топки.

2.2.2.4. Расчет конвективных поверхностей нагрева.

2.2.2.5. Методика гидравлического расчета.

2.2.3. Методика теплового расчета и особенности определения конструктивно-компоновочных параметров высокотемпературной паровой турбины.

2.2.3.1 Методика теплового расчета.

2.2.3.2. Расчет на прочность рабочих лопаток.

2.2.4. Тепловой расчет и определение конструктивно-компоновочных параметров парового компрессора.

2.3. Выводы.

ГЛАВА 3. РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО ИССЛЕДОВАНИЯ

3.1. Выбор схемы ЭНН для термодинамического исследования.

3.2. Влияние параметров цикла на КПД ЭНН.

3.3. Анализ тепловой экономичности ЭПП.

3.4. Выводы.

ГЛАВА 4. КОНСТРУКТИВНО-КОМПОНОВОЧНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ АГРЕГАТОВ ЭПП И ИХ АНАЛИЗ.

4.1. Исходные данные.

4.2. Конструктивно-компоновочные показатели пылеугольного котла и их анализ.

4.3. Анализ конструктивно-компоновочных показателей высокотемпературной паровой турбины.

4.4. Конструктивно-компоновочные показатели парового компрессора.

4.5. Компоновка ЭПП.

4.6. Выводы.

ГЛАВА 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭПП.

5.1. Капиталовложения в высокотемпературное оборудование ЭПП.

5.2. Оценка капиталовложений в котел-утилизатор.

5.3. Оценка капиталовложений в технические системы и сопутствующее оборудование.

5.4. Результаты расчета капиталовложений в агрегаты и ЭПП в целом.

5.5. Выводы.

На обозримую перспективу уголь сохранит и укрепит позиции основного источника производства электроэнергии [13, 65, 86, 95]. Мировые запасы угля позволяют обеспечить потребности человечества в энергии на протяжении, по крайней мере, 250 лет. Запасы газа оцениваются на 35.60 лет, нефти — на 25.50 лет [16, 51, 85]. В соответствии с данными EIA International Energy Outlook (1998 г.) среди всех источников производства электроэнергии в мире уголь составляет 36 %, являясь во многих странах основой крупной энергетики [65], при этом ведется работа по повышению эффективности угольных ТЭС и снижению их воздействия на окружающую среду.

В России, как и во всем мире, наметилась тенденция в энергетике по перераспределению топливного баланса в пользу угля относительно нефти и газа. В соответствии с энергетической стратегией на период до 2020 г. производство и потребление энергетических ресурсов в России, несмотря на намечаемые меры в сфере энергосбережения, будут возрастать. При общем росте энергопотребления на 13. 35 %, потребление угля увеличится на21.54%[13].В настоящее время правительством РФ поставлена задача удвоения ВВП до 2030 г., что обусловливает удвоение генерирующих мощностей.

Задача усложняется тем, что в России в 2000 г. выработан парковый ресурс 36,4 млн. кВт (17 %) мощности электростанций России. К 2015 г. выработают свой парковый ресурс 112.128 млн. кВт, что составляет 60.70 % действующих энергогенерирующих мощностей [10, 57, 77, 86].

В такой ситуации кардинальным решением должно являться полномасштабное техническое перевооружение энергетики, основанное на замещении оборудования, выработавшего свой ресурс, оборудованием нового поколения (преимущественно отечественного производства). Данное направление требует больших первоначальных инвестиций, значительных средств на создание и освоение головных образцов, с более длительным сроком окупаемости, однако радикально повысит технико-экономический уровень электроэнергетики [78].

Одним из эффективных методов повышения КПД угольных энергоблоков до 50 % является переход от традиционных одноконтурных схем к новым высокотемпературным низконапорным двухконтурным (парогазовым или па-ропаровым) схемам.

Развитие двухконтурных угольных энергоблоков в развитых странах производится в рамках национальных программ [15, 52] (Advanced Turbine Systems в США, THERMIE в Европе и др.) по следующим направлениям:

• ПГУ с внутрицикловой газификацией угля (полученный из угля синтез-газ сжигается в камере сгорания высокотемпературной ГТУ); '

• ПГУ с кипящим слоем под давлением (камера сгорания ГТУ замещается топочным устройством с кипящим слоем, работающем под давлением сжатого в компрессоре воздуха и в котором расположены котельные поверхности нагрева паротурбинного контура);

• ПГУ с непрямым (внешним) сжиганием угля (вместо камеры сгорания ГТУ в такой схеме устанавливается воздушный котел, в трубах поверхностей нагрева которого нагревается воздух для последующей его подачи на газовую турбину).

Дальнейшим развитием двухконтурных схем является создание по типу ПГУ пылеугольных низконапорных высокотемпературных паротурбинных энергоблоков, работающих по комбинированному циклу Фильда-Барановского (на перегретом водяном паре в высокотемпературной области) и Ренкина (в утилизационной части). Такой энергоблок предлагается по аналогии с парогазовым называть паропаровым (ЭПП).

Целью диссертации является разработка методических подходов, математических моделей, методов расчета и исследования показателей тепловой экономичности, расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных параметров и профилей технологически новых высокотемпературных низконапорных пылеугольных паропаровых энергоблоков ТЭС и разработка рекомендаций по выбору схем, параметров и мощностей.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты:

1. Разработанные методики термодинамического исследования, анализа показателей тепловой экономичности, расчетов конструктивно-компоновочных и технико-экономических параметров высокотемпературных низконапорных агрегатов ЭГТП (пылеугольного парового котла, паровых осевых турбины и компрессора) с учетом теплофизических свойств высокотемпературного перегретого пара, ограничений, отражающих технологичность и условия протекания физико-технических процессов.

2. Разработанные математические модели функционирования агрегатов и в целом ЭПП.

3. Разработанные на основе выполненных исследований профили и конструктивно-компоновочные параметры высокотемпературных низконапорных агрегатов ЭПП и новая схема, защищенная Патентом РФ.

4. Рекомендации по выбору рациональных схем, расходно-термодинамических и конструктивно-компоновочных параметров, профилей высокотемпературных агрегатов и в целом энергоблоков для различных их единичных мощностей, определение путей дальнейшего повышения эффективности ЭПП.

Методы исследования: методы термодинамического и энергетического анализа, расходного и энергетического балансов, расчета паровых котлов и турбомашин, гидрогазодинамики, математического и компьютерного моделирования.

Практическая значимость и использование результатов работы.

Разработанная методика, методический подход, математическая модель и алгоритмы позволяют получать на основе тепловых расчетов профили высокотемпературных агрегатов и конструктивно-компоновочные параметры оборудования ЭПП, определять влияние параметров цикла на эффективность, устанавливать рациональный диапазон мощностей энергоблока. Рассчитанные показатели паропаровых энергоблоков могут служить информационной базой для дальнейших исследования и проработки пилотных установок.

Результаты работы использованы в проектных организациях ОАО «НоТЭП», ЗАО «СибКОТЭС» для перспективного проектирования ТЭС, в Проблемной лаборатории теплоэнергетики при факультете Энергетики НГТУ, в учебном процессе — в НГТУ при подготовке инженеров по специальности 140101 - «Тепловые электрические станции» и магистров по направлению 140100 - «Теплоэнергетика».

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обосновывается использованием разработанных методик (основанных на нормативных методах) расчета котлов и турбомашин, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, гидрогазодинамики, теплопередачи, сопротивления материалов. Математические модели и компьютерное моделирование ЭГТГТ базируются на методах, апробированных и хорошо себя зарекомендовавших на решении ряда других задач подобного класса.

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались на: 9-й Российско-Корейской международной конференции «KORUS — 2005» (г. Новосибирск, НГТУ); международном коллоквиуме XXXVII Kraftwerk-stechnisches Kolloquium (Германия, г. Дрезден, 2005 г.); международной научно-практической конференции «ИННОВАЦИОННАЯ ЭНЕРГЕТИКА» (г. Новосибирск, ИТ СО РАН, 2005 г.); одиннадцатой Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: экология, надежность, безопасность» (г. Томск, ТПУ, 2005 г.); пятой Российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» (г. Ульяновск, 2006 г.); Всероссийской конференции - конкурсе инновационных проектов студентов и аспирантов по приоритетному направлению Программы «Энергетика и энергосбережение» (г. Томск, ТПУ, 2006 г.); на втором международном форуме стратегических технологий «IFOST - 2007» (Монголия, г. Улан-Батор), на третьем международном форуме стратегических технологий «IFOST - 2008» (г. Новосибирск, НГТУ); третей молодежной Международной научной конференции «Тинчуринские чтения» (г. Казань, КГЭУ, 2008 г.); межвузовской научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения» (г. Саратов, СГТУ, 2008 г.); Всероссийских научных конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Наука. Технологии. Инновации.» НТИ-2005, НТИ-2006, НТИ-2007 (г. Новосибирск, НГТУ); в рамках научных сессий НГТУ и расширенного семинара кафедры ТЭС НГТУ.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 17 печатных работ, из них: 1 статья в журнале, входящем в перечень изданий, рекомендованных ВАК РФ, 1 - патент РФ, 4 - в сборниках научных трудов, 11 — в сборниках трудов конференций.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка используемых источников и приложений. Основной текст изложен на 177 страницах и содержит 48 рисунков, 24 таблицы, список литературы из 104 наименований. Общий объем —253 страницы.

5.5. Выводы

1. Капиталовложения в паропаровой энергоблок (не во всю станцию, без учета изыскательных и проектных работ) при мощностях 58,9. 136,5 МВт находятся на уровне таковых в новые угольные технологии и составляют 1323. 1625 долл/кВт, а при мощностях 163,5. 180 МВт -1200. 1222 долл/кВт, что сопоставимо со стоимостью традиционных угольных энергоблоков.

2. Удельная стоимость высокотемпературной турбокомпрессорной группы существенно зависит от мощности ЭПП и составляет 232.557 долл/кВт, что в значительной доле обусловливает капиталовложения в энергоблок.

3. Удельные капиталовложения в пылеугольный котел мало зависят от мощности ЭПП и находятся на уровне 230.250 долл/кВт, при этом доля керамических поверхностей нагрева котла составляет 6.7 % от массы всех поверхностей нагрева.

4. Стоимость котла-утилизатора составляет около 60 % от капиталовложений в пылеугольный котел.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Одним из эффективных методов повышения КПД угольных энергоблоков до 50 % является переход от традиционных одноконтурных схем к новым высокотемпературным низконапорным двухконтурным (парогазовым или па-ропаровым).

Развитие двухконтурных угольных энергоблоков в развитых странах производится в рамках национальных программ [15, 52] (Advanced Turbine Systems в США, THERMIE в Европе и др.) по следующим направлениям:

• ПГУ с внутрицикловой газификацией угля (полученный из угля синтез-газ сжигается в камере сгорания высокотемпературной ГТУ);

• ПГУ с кипящим слоем под давлением (камера сгорания ГТУ замещается топочным устройством с кипящим слоем, работающем под давлением сжатого в компрессоре воздуха и в котором расположены котельные поверхности нагрева паротурбинного контура);

• ПГУ с непрямым (внешним) сжиганием угля (вместо камеры сгорания ГТУ в такой схеме устанавливается воздушный котел, в трубах поверхностей нагрева которого нагревается воздух для последующего его подачи на газовую турбину).

Дальнейшим развитием двухконтурных схем является создание по типу ПГУ пылеугольных низконапорных высокотемпературных паротурбинных энергоблоков, работающих по комбинированному циклу Фильда-Барановского (на перегретом водяном паре в высокотемпературной области) и Ренкина (в утилизационной части). Такой энергоблок назван паропаровым.

В работе впервые предложена двухконтурная схема ЭПП (патент № 78868), определены эффективность и расходно-термодинамические и конструктивно-компоновочные параметры паропаровых энергоблоков ТЭС, их энергетических систем и агрегатов.

Основными результатами и рекомендациями, выработанными в рамках диссертации, являются следующие положения:

1. Предложена схема высокоэффективного низконапорного высокотемпературного пылеугольного двухконтурного паропарового энергоблока и показана его высокая технологическая готовность.

2. Разработаны методика теплового расчета и тепловой экономичности, математическая модель двухконтурного ЭПП, учитывающая двухконтурность схемы и изменение (с учетом технических ограничений) расходно-термодинамических и конструктивно-компоновочных параметров агрегатов энергоблока.

3. Развита методика теплового и гидравлического расчета пылеугольного котла с высокотемпературными генерирующими поверхностями, в которой учтены термодинамические особенности высокотемпературного низконапорного перегретого пара и ограничения, связанные с восприятием тепла рабочим телом при радиационном теплообмене в топочной камере.

4. Развита применительно к ЭПП методика теплового и прочностного расчета и разработана математическая модель высокотемпературной низконапорной паровой турбины на перегретом паре, учитывающая особенности протекания через лопаточные решетки высокотемпературного пара с большими объемными расходами.

5. Развита на основе традиционных подходов к расчету осевых компрессоров методика теплового расчета парового осевого многоступенчатого компрессора, учитывающая термодинамические особенности перегретого пара в качестве рабочего тела.

6. Выполнены многовариантные расчеты ЭПП при следующих параметрах: /?* = 0,3бар, в = 28, /0 =1200°С, рк* = 0,05бар, и показано, что тепловая экономичность высокотемпературного низконапорного паропарового пылеугольного энергоблока может достигать 50.51 %, соотношение между мощностями высокотемпературной и утилизационной частями ЭПП составляет (1,1. 1,25): 1, затраты на собственные нужды - около 3.6 %.

7. Термодинамически оптимальная степень повышения давления в компрессоре для различных начальных температур изменяется в пределах 25.48, при этом оптимум является достаточно пологим, что позволяет принимать степень повышения давления в диапазоне [(sonT - 5);(sonT + 5)].

8. Для увеличения эффективности энергоблока необходимо в первую очередь повышать КПД высокотемпературной паровой турбины, во вторую -компрессора, и наименьшее влияние на т]^ оказывает эффективность работы утилизационной турбины.

9. Наиболее рациональные начальные температуры пара -1200. 1300 °С. Дальнейшее повышение начальной температуры приводит к увеличению КПД энергоблока менее, чем на 0,5 %.

10. Увеличение р„ до 1 бар приводит к необходимости использования системы регенерации в утилизационном контуре и снижает КПД ЭПП, однако, перспективно для создания ЭПП большой единичной мощности.

11. Выполнены многовариантные расчеты и впервые получены конструктивно-компоновочные параметры для пылеугольных котлов, паровых компрессоров и высокотемпературных турбин, работающих в составе ЭПП мощностью 5 8,9. 180 МВт.

12. Компоновка пылеугольного высокотемпературного низконапорного котла П-образная: конвективный пароперегреватель основного потока пара располагается в конвективном газоходе над топкой, в поворотной камере и в начале конвективно-опускной шахты, в конвективно-опускной шахте также расположены конвективные пароперегреватель утилизационного потока пара и воздухоподогреватель. При такой компоновке увеличение паропроизводи-тельности приводит к увеличению ширины котла, в то время как высота и длина остаются практически неизменными.

13. Габариты высокотемпературного пылеугольного котла из-за низкого коэффициента теплоотдачи к высокотемпературному пару а,2~ 250 Вт/(м2-К) и низких температурных напоров на концах поверхностей нагрева значительно больше габаритов традиционных котлов (при одинаковой теплопроизводи-тельности), при этом экранные поверхности компонуются в виде двухрядных шахматных настенных поверхностей, а также по ширине топки над зоной выгорания частиц, конвективные поверхности представляют собой шахматные гладкотрубные пучки с относительными шагами близкими к минимально допустимым ст, =2,2.2,4 и а2 =1,18.1,2. Тепловые напряжения экранных поверхностей составляют 18.20 кВт/м2, топочного объема —около 100 кВт/м3.

14. Результаты многовариантных расчетов показали, что при выборе конструктивно-компоновочных параметров следует ориентироваться на трубы относительного большого диаметра для основного потока пара — 50.60 мм, а для перегревателя утилизационного контура - 30.38 мм. По условиям приемлемого гидравлического сопротивления (не выше 5% от ро) скорость пара высокотемпературного контура в трубах поверхностей нагрева должна приниматься 22.27 м/с.

15. Высокие температуры рабочего тела (на уровне 1200 °С) требуют применения в качестве материала экранных труб таких материалов, как композитная керамика (Si3N4-MgO, SiC-Al203, BN-A1203).

16. При мощности ЭПП до 107 МВт многовариантными расчетами установлено, что рациональная компоновка котлов выполняется как П-образная однокорпусная, а при больших мощностях — П-образная двухкорпусная при тепловой экономичности на уровне 93 %.

17. Габариты высокотемпературных паровых турбин (по условиям оптимальной разбивки теплоперепада по ступеням и уменьшения количества ступеней) при количестве ступеней 9. 11, корневом диаметре лопаток 1,5. 1,6 м, высотах лопаток 59.591 мм, частоте вращения 50 Гц и располагаемом тепло-перепаде на турбину на уровне 1600 кДж/кг соизмеримы с габаритами ЦНД традиционных паровых турбин.

18. Коэффициент возврата тепла ВТ-турбин составляет 0,09.0,1, что выше, чем в традиционных паровых турбинах, а внутренний относительный КПД — 88,5.89,2 %, при этом все ступени работают в области перегретого пара и являются дозвуковыми.

19. Для лопаток турбин должны использоваться жаропрочные сплавы на никелевой и никель-кобальтовой основе (ХН65КМВЮТ, ЭП539ЛМУ, ЭИ893,

ЭИ607, ЗМИ-З, ЭП800ВД), для охлаждения лопаток первых ступеней - системы парового охлаждения.

20. Все ВТ-турбины являются однопоточными, максимальная мощность одного потока высокотемпературной паровой турбины около 100 МВт достигается при высоте лопаток последней ступени около 600 мм (для существующих высокотемпературных жаропрочных материалов).

21. Все ступени паровых компрессоров являются дозвуковыми (числа Маха — 0,24. .0,75). Вследствие больших объемных расходов через компрессор осевая скорость на входе в компрессор находится на уровне 150. .240 м/с.

22. КПД паровых осевых компрессоров ниже, чем воздушных, работающих в составе ГТУ, и составляет 85.86,5 % (меньшие числа для 2-х цилиндровой конструкции, большие — для одноцилиндровой), это связано с большим в 1,5.2 раза располагаемым теплоперепадом (а, соответственно, и большее количество ступеней) по сравнению с воздушными компрессорами и резко расходящимися изобарами в области перегретого пара рассматриваемых параметров ЭПП.

23. Для ЭПП мощностью 60.120 МВт компрессор имеет двухцилиндровую конструкцию (сжатие происходит последовательно в двух цилиндрах), для 135. 180 МВт — одноцилиндровую. Высоты лопаток находятся в диапазоне 70.720 мм. В качестве материалов для лопаток должны использоваться хромистые (нержавеющие) стали (20Х13Ш, ЭИ961Ш, ЭП517Ш).

24. При мощностях ЭПП менее 120 МВт предполагается одновальная компоновка оборудования (паровой компрессор, ВТ-турбины, утилизационная турбина, электрогенератор), а при мощностях ЭПП 135. 180 МВт установку выполняют с разрезным валом (компрессор и две ВТ-турбины - на одном валу, одна ВТ-турбина, утилизационная турбина и электрогенератор — на другом).

25. Капиталовложения в паропаровой энергоблок (не во всю станцию, без учета изыскательных и проектных работ) при мощностях 58,9. 136,5 МВт находятся на уровне таковых в новые угольные технологии и составляют 1323. 1625 долл/кВт, а при мощностях 163,5. 180 МВт

1200. .1222 долл/кВт, что сопоставимо со стоимостью традиционных угольных энергоблоков.

26. Удельная стоимость высокотемпературной турбокомпрессорной группы существенно зависит от мощности ЭПП и составляет 232.557 долл/кВт, что в значительной доле обусловливает капиталовложения в энергоблок.

27. Удельные капиталовложения в пылеугольный котел мало зависят от мощности ЭПП и находятся на уровне 230.250 долл/кВт, при этом доля керамических поверхностей нагрева котла составляет 6.7 % от массы всех поверхностей нагрева.

28. Стоимость котла-утилизатора составляет около 60 % от капиталовложений в пылеугольный котел.

1. Аксютин, С. А. Перспективы развития паровых и газовых турбин электрических станций. / С. А. Аксютин М.: Машгиз, 1957. - 220 с.

2. Александров, А. А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник / А. А. Александров, Б. А. Григорьев. М.: Издательство МЭИ, 1999.-168 с.

3. Андрющенко, А. И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок / А. И. Андрющенко. — М.: «Высшая школа», 1968. 288 с.

4. Барский, И. А. Расчет осевого компрессора: Учеб. пособие к дипломному проектированию / И. А. Барский / Под ред. Л.Ф. Зубарева. М.: Изд-во УДН, 1970. - 77 с.

5. Вихрев, Ю. В. Крупнейшая в мире энергоустановка комбинированного цикла на сверхкритические параметры пара со сжиганием угля в кипящем слое под давлением / Ю. В. Вихрев // Энергетика за рубежом приложение к журналу "Энергетик". 2001. - № 2. - С. 32-33.

6. Вихрев, Ю. В. Новые конструкционные материалы для перспективных ТЭС / Ю. В. Вихрев, А. И. Рзаев // Энергетика за рубежом приложение к журналу "Энергетик". 2000. - № 2. - С. 47 - 52.

7. Вихрев, Ю. В. О научно-техническом прогрессе в мировой теплоэнергетике / Ю. В. Вихрев // Энергетик. 2002. - № 2. - С. 28 - 32.

8. Вихрев, Ю. В. Повышение эффективности и улучшение экологических характеристик современных энергоустановок / Ю. В. Вихрев // Энергетик. — 2002.-№3.-С. 9- 11.

9. Вихрев, Ю. В. Усовершенствование конструкций котлов-утилизаторов современных парогазовых установок / Ю. В. Вихрев // Энергетика за рубежом приложение к журналу "Энергетик". 2001. - № 4. - С. 30 - 33.

10. Воронин, В. 77. Пути технического перевооружения электроэнергетики / В.П.Воронин, А.А.Романов, А. С. Земцов // Теплоэнергетика. 2003. -№ 9. - С. 2 - 6.

11. Высокотемпературные двигатели с применением конструкционной керамики / А. Сударев и др. // Газотурбинные технологии. 2000. — № 3. -С. 2-5.

12. Гидравлический расчет котельных агрегатов: (Нормативный метод) / О. М. Балдина и др.; Под ред. В. А. Локшина [и др.] М.: Энергия, 1978. -256 с.

13. Гольдштейн, А. Д. Состояние развития ПГУ на твердом топливе /

14. A. Д. Гольдштейн, Г. И. Позгалев, В. И. Доброхотов // Теплоэнергетика. -2003.-№2.-С. 16-23.

15. Горшков, А. ЗТЛ крупнейший в России производитель турбинных лопаток / А. Горшков // Газотурбинные технологии. — 2000. - № 2. — С. 34 — 37.

16. Деринский, Д. Vision 21 — партнерство государства и промышленности / Д. Деринский // Газотурбинные технологии. 2000. - № 1. — С. 16 - 22.

17. Дьяков, А. Ф. О новейших технологиях сжигания твердого топлива на тепловых электростанциях / А. Ф. Дьяков, А. П. Берсенев, Л. М. Еремин // Энергетик. 1997. - № 7. - С. 8 - 11.

18. Жирицкий, Г. С. Конструкция и расчет на прочность деталей паровых и газовых турбин / Г. С. Жирицкий, В. А. Стрункин. М., «Машиностроение», 1968.-520 с.

19. Журавлев, В. Н. Машиностроительные стали: Справочник. — 4-е изд., пе-рераб. и доп. / В. Н. Журавлев, О. И. Николаева. М.: Машиносторение, 1992.-480 с.

20. Зейгарник, Ю. А. Исследование надежности работы охлаждаемых паром пористых сетчатых оболочек / Ю. А. Зейгарник, Ю. Л. Шехтер // Теплоэнергетика. 2002. - № 9. - С. 40 - 46.

21. Зыков, В. В. Оптимизация параметров и схем пылеугольных газотурбинных мини-ТЭЦ с технологией внешнего сжигания: Автореф. дис. . канд. техн. наук / В. В. Зыков. Новосибирск, 1999. - 22 с.

22. Зыков, В. В. Пылеугольная ГТУ с внешним сжиганием на КАУ /

23. B. В. Зыков, В. Г. Томилов // Проблемы использования канско-ачинских углей на электр. ст.: Сб. Всерос. конф. Красноярск: СибВТИ, 2000. - С. 266 -268.

24. Зыкова, Н. Г. Схемно-параметрические решения для котлов ТЭС с кольцевой топкой / Н. Г. Зыкова // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты. Сб. науч. Трудов НГТУ. Вып. 8. - Новосибирск, 2003. - С. 82-93.

25. Каблов, Е. Производство турбинных лопаток ГТД методом направленной кристаллизации / Е. Каблов // Газотурбинные технологии. — 2000. — № 3. -С. 10-13.

26. Квривишвили, А. Р. Конструктивные показатели высокотемпературного низконапорного паропарового энергоблока / А. Р. Квривишвили // Теплофизика и аэромеханика. 2007, Т. 14. - № 2. - С. 313 - 322.

27. Кириллов, И. И. Керамика в высокотемпературных ГТУ / И. И. Кириллов, А. В. Сударев, А. Г. Резников // Промышленная теплоэнергетика, 1988. -т.10, № 6. — С. 82-90.

28. Конструкционные материалы: Справочник / Под ред. Б. Н. Арзамасова. — М.: Машиностроение, 1990. 688 с.

29. Костюк, А. Г. Газотурбинные установки: Учеб. пособие для вузов / А. Г. Костюк, А. Н. Шерстюк М.: Высш. школа, 1979. - 254 с.

30. Ларионов, В. С. Технико-экономические расчеты и обоснования в электроэнергетике / В. С. Ларионов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996. — 30 с.

31. Левченко, Г. И. Техническое перевооружение ТЭС — одно из основных направлений деятельности ОАО ТКЗ / Г. И. Левченко, В. В. Иваненко // Теплоэнергетика. 2003. - № 9. - С. 32 - 39.

32. Лейзерович, А. Ш. Одновальные парогазовые установки / А. Ш. Лейзерович // Теплоэнергетика. 2000. - № 12. - С. 69 - 73.

33. Лесников, В. Технология получения газоциркуляционных защитных покрытий / В. Лесников, В. Кузнецов // Газотурбинные технологии. 2000. -№ 3. — С. 26-30.

34. Липов, Ю. М. Компоновка и тепловой расчет парогенератора. Учеб. пособие для вузов. / Ю. М. Липов, Ю. Ф. Самойлов, 3. Г. Модель. — М., «Энергия», 1975. —176 с.

35. Монокристалические турбинные лопатки / А. Денисов и др. // Газотурбинные технологии. 2000. - № 3. - С. 24 - 25.

36. Обоснование направлений развития пылеугольных ТЭЦ с новыми ресурсосберегающими технологиями / В. Г. Томилов и др. — Новосибирск: Наука, 2000.- 152 с.

37. Ольховский, Г. Г. Масштабы и особенности применения газотурбинных и парогазовых установок за рубежом / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. — 2002.-№9.-С. 72-77.

38. Ольховский, Г. Г. Парогазовые установки на угле. Опыт разработки и применения, пути использования в России: Аналитический обзор. / Г. Г. Ольховский М.: ВТИ, 2000. - 58 с.

39. Ольховский, Г. Г. Применение новых технологий при техническом перевооружении угольных ТЭС / Г. Г. Ольховский, А. Г. Тумановский // Теплоэнергетика. 2003. - № 9. - С. 7 - 18.

40. Ольховский, Г. Г. Разработка перспективных ГТУ в США / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1994. - № 9. - С. 61 - 69.

41. Ольховский, Г. Г. Разработки перспективных энергетических ГТУ / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. — 1996. № 4. - С. 66 — 75.

42. Ольховский, Г. Г. Технологии для тепловых электростанций / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1999. - № 8. - С. 20 - 25.

43. Парогазовая установка с вводом пара в газовую турбину — перспективное направление развития энергетических установок / Батенин В. М. и др. // Теплоэнергетика. 1993. - № 10. - С. 46 - 52.

44. Перспективы и проблемы использования ГТУ и ПГУ в российской энергетике // Теплоэнергетика. 2002. - № 9. - С. 2 - 5.

45. Петреня, Ю. К. Роль НПО ЦКТИ в стратегии развития энергомашиностроения России / Ю. К. Петреня, П. А. Крутиков, Л. Н. Моисеева // Теплоэнергетика. 2003. - № 2. - С. 4 - 8.

46. Разработки АО «Рыбинские моторы» для стационарной энергетики / А. С. Новиков и др. // Теплоэнергетика. 1998. - № 4. - С. 20 - 27.

47. Расчеты тепловых схем ТЭС. Метод, указания. / Г. В. Ноздренко и др. -Новосибирск: НГТУ, 1991.- 64 с.

48. Резник, Н. И. Котлы-утилизаторы ОАО ТКЗ «Красный котельщик» для парогазовых и газотурбинных установок / Н. И. Резник, В. В. Иванченко // Теплоэнергетика. 2003. - № 11. - С. 51 — 64.

49. Рзаев, А. И. О развитии энергоустановок с внутрицикловой газификацией топлива / А. И. Рзаев, Ю. В. Вихрев // Энергетика за рубежом приложение к журналу "Энергетик". 2001. - № 4. - С. 24 - 28.

50. Салсшов, А. А. Парогазовые установки с газификацией топлива / А. А. Саламов // Теплоэнергетика. 2002. - № 6. - С. 74 - 77.

51. Саламов, А. А. Парогазозовые установки с газификацией топлива и сокращение выбросов С02 / А. А. Саламов // Теплоэнергетика. 2005. - № 2. -С. 78 - 80.

52. Саламов, А. А. Развитие ТЭС, работающих на угле / А. А. Саламов // Теплоэнергетика. 2000. - № 8. - С. 75 - 76.

53. Саламов, А. А. Тепловые электростанции с газификацией топлива / А. А. Саламов // Теплоэнергетика. — 2004. — № 5. — С. 75 — 77.

54. Сборник задач по теории горения: учеб. пособие для теплоэнергетических спецвузов / В. В. Померанцев и др.; под ред. В. В. Померанцева. — JL: Энергоатомиздат, 1983. — 151 с.

55. Стационарные газотурбинные установки / Л. В. Арсеньев и др.; Под ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тырышкина. Л.: Машиностроение, Ленингр. отд-ние, 1989.-543 с.

56. Степанов, И. Р. Парогазовые установки. Основы теории, применение и перспективы / И. Р. Степанов. — Апатиты, 2000. 169 с.

57. Стерман, JI. С. Тепловые и атомные электростанции: Учебник для вузов / Л. С. Стерман, С. А. Тевлин, А. Т. Шарков; Под ред. Л. С. Стермана. -2-е изд., испр. и доп. М.: Энергоиздат, 1982. - 456 с.

58. Теоретические основы теплотехники. Теплотехнический эксперимент: Справочник /Под общ. ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и проф. В.М. Зорина. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2001. - 564 е., ил. — (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн.2)

59. Тепло- и массообмен. Теплотехнический эксперимент: Справочник / Е. В. Аметистов и др.; По общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. М.: Энергоиздат, 1982 - 512 с. - (Теплоэнергетика и теплотехника).

60. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). Изд. 3-е, перераб. и до-полн. СПб: Изд-во НПО ЦКТИ, 1998. - 256 с.

61. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. М.: Энергоиздат, 1982. - 624 с.

62. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и проф. В.М. Зорина. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2003. - 648 с. - (Теплоэнергетика и теплотех- -ника; Кн. 3).

63. Технико-экономическая эффективность энергоблоков ТЭС: Учеб. пособие / В. С. Ларионов и др. — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. 31 с.

64. Трухний, А. Д. Основные научные проблемы создания паротурбинных установок для энергоблоков нового поколения. Ч. I / А. Д. Трухний, Б. М. Трояновский, А. Г. Костюк // Теплоэнергетика. — 2000. № 6. — С. 13 — 19.

65. Тумановский, А. Г. Основные направления совершенствования котельной техники при техническом перевооружении угольных ТЭС /

66. A. Г. Тумановский и др. // Теплоэнергетика. 2000. — № 8. - С. 2 — 8.

67. Холщевников, К. В. Выбор параметров и расчет многоступенчатого осевого компрессора / К. В. Холщевников, Е. В. Солохина. М.: МАИ, 1967. -132 с.

68. Цанев, С. В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов / С. В. Цанев,

69. B. Д. Буров, А. Н. Ремезов / Под ред. С.В. Цанева М.: Изд-во МЭИ, 2002. -584 с.

70. Шляхкн, 77. Н. Краткий справочник по паротурбинным установкам / П. Н. Шляхин, М. JI. Бершадский. М., «Энергия», 1970. - 216 с.

71. Шляхин, П. Н. Паровые и газовые турбины / П. Н. Шляхин. М. — JL, «Энергия», 1966. - 264 с.

72. Щелгяев, А. В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн. 1. — 6-е изд., перераб., доп. и под-гот. к печати Б.М. Трояновским / А. В. Щегляев. М.: Энергоатомиздат, 1993.-384 с.

73. Щелгяев, А. В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн. 2. — 6-е изд., перераб., доп. и под-гот. к печати Б.М. Трояновским / А. В. Щегляев. М.: Энергоатомиздат, 1993.-416 с.

74. Щинников, П. А. Состояние мирового и отечественного хозяйства. Обзор литературы / П. А. Щинников // Теплоэнергетика: Сб. науч. трудов / Под ред. Г.В. Ноздренко, Ю.В. Овчинникова. — Новосибирск: Изд-во НГТУ. — 2001.-260 с.

75. Эффективные технологии производства электрической и тепловой энергии с использованием органического топлива / О. Н. Фаворский и др. // Теплоэнергетика. 2003. - № 9. - С. 19 - 21.

76. Advanced PCFB technology on show at Mcintosh Unit 4 // Modern Power Systems. 1997. - Vol. 17. — № 3. - P. 17-20.

77. Bohn, D. SFB 561: aiming for 65% CC efficiency with air-cooled GT / D. Bohn // Modern Power Systems. 2006. - Vol. 26. - № 9. - P. 25 - 29.

78. Ceramic gas turbines advance // Modern Power Systems. — 1993. Vol. 13. -№ 11.-P.3-7.

79. Clean Coal Technology for combined cycle plants // ABB-Rev. 1989. - № 5. -P. 3-10.

80. Hambler, I. See over 50 % HHV efficiency from second-generation PFBCs / I. Hambler // Gas Turbine World. 1991. - 21. - № 4. p. 20 - 25.

81. IGCC vs PC a US EPA perspective // Modern Power Systems. - 2006. - Vol. 26.-№ 11.-P. 21 -24.

82. Jackson, P. S. When cycling goes up, reliability comes down / P. S. Jackson // Power. 2005. - Vol. 149. - № 3. - P. 40 - 45.- • . • 176 ■

83. Jeremy, P. Today's high соаГ prices: correction or crisis? / P. Jeremy // Power. 2005. Vol. 149 - № 5. - P. 36 - 39.

84. Koeneke, G. Steam cooling nears a commercial milestone / C. Koeneke // Power. — 2005.- Vol; 149i-№ 9.-Р.31—35.

85. Makansi, J. PFBC presents its clean coal credentials / J. Makansi // Power. — 2005. Vol. 149. - № 9. - P. 47 - 52.

86. Marqueen, T. J. Coal gasification combined cycle systems-technical horizons / T. J. Marqueen, D. J. Carbone, I. Ligammari // Proc. Amer. Power Conf. Chicago, III., Apr. 1986. Vol. 48. - P. 235 - 241.

87. Peltier, R. Combined Cycle User' Group completes successful sophomore year / R. Peltier // Power. 2005. - Vol. 149. - № 4 - P. 28 - 32.

88. Punwani, D. V. Turbine inlet cooling benefits plant owner and the environment / D. V. Punwani, С. M. Hurlbert // Power. 2005. - Vol. 149. - № 7. - P. 64 -68.

89. Schroeder, J. Designing economizers for reliability / J. Schroeder // Power. — 2005. Vol. 149. - № 6. - P. 84 - 89.