автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Исследование и разработка энергосберегающих мероприятий на действующих блочных ТЭС

На правах рукописи

ОД

ВЕЛИКОРОССОВ ВЛАДИМИР ВИКТОРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ДЕЙСТВУЮЩИХ БЛОЧНЫХ ТЭС

(НА ПРИМЕРЕ КОСТРОМСКОЙ ГРЭС)

Специальность 05.14.14. Тепловые электрические станции (тепловая часть)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иваново 1999

Работа выполнена на кафедре «Тепловые электрические станции» Ивановского государственного энергетического университета и в ОАО «Костромская ГРЭС»

Научный руководитель: доктор техн. наук, профессор А.В.Мошкарин Научный консультант: кандидат техн. наук, доцент В.Н.Виноградов

Официальные оппоненты: доктор техн. наук, профессор В.И.Шарапов

кандидат техн. наук, доцент Г.Г. Орлов

Ведущая организация: ОРГРЭС, г. Москва

Защита состоится 28 января 2000 г. в 11 часов на заседании диссертационного совета К 063.10.01 при Ивановском государственном энергетическом университете по адресу: 153003, г. Иваново, ул. Рабфаковская, д. 34, корпус Б, ауд. 237.

Отзыв на автореферат, заверенный печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу:

153003, г. Иваново, ул. Рабфаковская, 34, Ученый совет ИГЭУ. Факс: (0932) 38-57-01

С диссертацией можно познакомится в библиотеке ИГЭУ. Автореферат разослан 27 декабря 1999 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета К 063.10.01,

доктор технических наук, --

профессор A.B. Мошкарин

Введение

Актуальность темы. Важнейший задачей персонала крупных тепловых

электростанций с блоками 300 МВт в настоящее время является задача продления срока службы основного и вспомогательного оборудования путем проведения модернизации, замены морально и физически устаревшей его части, а также повышения общей культуры эксплуатации. Все это диктуется стремлением в условиях глубокого экономического кризиса России сохранить энергетический потенциал, являющийся фундаментом экономики и основой ее выхода из кризиса. Одними из наиболее важных вопросов продления паркового ресурса оборудования и энегосбереженпя ТЭС являются вопросы его надежной и экономичной эксплуатации. Надежность работы теплоэнергетического оборудования находится в прямой зависимости от водно-химического режима (ВХР), а экономичность от совершенства тепловых схем, оборудования и уровня эксплуатации.

Наиболее остро отмеченные задачи стоят перед ТЭС с блоками 300 МВт, число которых велико, вследствие чего их работа оказывает значительное влияние на показатели отрасли.

В 60-е годы при разработке оборудования блоков 300 МВт предполагали, что блоки будут эксплуатироваться в режимах высокой нагрузки, близкой к номинальной (в базовой части электрического графика), с незначительным числом пусков и остановов. Опыт первых десятилетий их работы показал, что блоки 300 МВт привлекаются к регулированию электрических нагрузок, имеют длительную эксплуатацию с нагрузками 40 % от номинальной, частые остановы и пуски.

За более чем тридцатилетнюю историю эксплуатации блоков 300 МВт персоналом ТЭС и сотрудниками ОРГРЭС были обнаружены многочисленные отклонения в работе оборудования от проектных показателей. Усилиями персонала ТЭС и сотрудников научно-исследовательских институтов (ЦКТИ, ВТИ, УралВТИ) с привлечением заводов-изготовителей на целом ряде ТЭС с блоками 300 МВт проведены мероприятия и необходимая реконструкция, обеспечившие заметное повышение тепловой экономичности блоков.

Дальнейшее сохранение высоких показателей работы ТЭС с блоками 300 МВт невозможно без обобщения и использоваштя опыта, накопленного на передовых ТЭС.

Оценка тепловой эффективности .модернизаций в большинстве случаев выполнялась на основе известных методов анализа (балансового, энергетических коэффициентов, машинных) часто упрощенно, без учета влияния режимов работы оборудования, влияния связей модернизируемого элемента на показатели работы других элементов и ТЭС в целом.

Приоритет выбора проведения тех или иных энергосберегающих мероприятий на действующих ТЭС должен исходить из их наибольшей технико-экономической эффективности, которая в большинстве случаев

определяется тепловой эффективностью. Это означает необходимость анализа тепловой экономичности накопленного и перспективного арсенала усовершенствований схем и оборудования блоков 300 МВт на основе единой методической базы с последующей выдачей конкретных рекомендаций, опирающихся на результаты расчетов.

Актуальность такого исследования определена рядом положений «Концепции РАО «ЕЭС России» в области энергосбережения» и «Концептуальными положениями программы энергосбережения в отрасли «Электроэнергетика».

Цель работы: обобщение опыта совершенствования тепловых схем блоков 300 МВт, разработка методов аналитической оценки мероприятий по повышению их тепловой эффективности на основе энергетических коэффициентов, анализ влияния различных водно-химических режимов на надежность работы теплосилового оборудования и разработка методики оценки величины межпромывочного периода поверхностей нагрева.

Указанная цель достигнута решением следующих задач:

• на основе обобщения и критического анализа многолетнего опыта совершенствования тепловых схем и оборудования блоков, водно-химических режимов выявлены основные направления энергосберегающих мероприятий на ТЭС с блоками 300 МВт;

• выполнена разработка приемов и методов оценки тепловой эффективности проведенных и перспективных мероприятий по усовершенствованию тепловых схем и оборудования;

• проведена сравнительная оценка тепловой эффективности безде-аэраторных схем и схем с деаэраторами полного давления с учетом реальных режимов работы блоков 300 МВт;

• создана методика оценки величины межпромывочного периода поверхностей нагрева оборудования.

Научная новизна:

• разработаны приемы анализа тепловой экономичности на основе метода коэффициентов изменения мощности, расширяющие границы его применения, учитывающие режимы работы турбоустановки при решении ряда задач, связанных с модернизацией тепловых схем блоков 300 МВт;

• получены новые результаты обобщения и сравнительного анализа эффективности применения бездеаэраторных схем и схем с деаэраторами полного давления, позволяющие выдать рекомендации по спектру энергосберегающих усовершенствований тепловых схем блоков 300 МВт;

• выполнен анализ влияния водно-химических режимов блоков 300 МВт на надежность работы теплосилового оборудования и предложен метод оценки межпромывочного периода поверхностей нагрева, обеспечивающий требуемую надежность длительной эксплуатации оборудования.

Практическая ценность работы состоит в следующем:

• разработанные и изложенные в примерах методы анализа тепловой

экономичности схем блоков 300 Мвт дополняют инженерные методы оценю! тепловой эффективности изменений, вносимых в тепловые схемы паротурбинных установок;

• сравнительная оценка перевода блоков 300 МВт на БТС и на схемы с деаэраторами полного давления показала их равную тепловую экономичность и позволила выполнить детальную весовую оценку от каждого этапа модернизации;

• результаты расчетного анализа тепловой эффективности модерни-зацтт трубной системы ПВД, включения ПНД1 и сальникового подогревателя могут быть использованы для проведения малозатратных энергосберегающих мероприятий на ТЭС с блоками 300 МВт;

• результаты расчетных и натурных исследований по повышению эффективности использования тепловыделений оборудования в системах отопления и вентиляции главных корпусов могут быть рекомендованы для реконструкции действующих газомазутных ТЭС и при разработке воздухозаборных устройств;

• разработанные методы расчета оптимального межпромывочного периода обеспечивают определение долговечности труб, вероятности безотказной работы каждой группы труб и поверхности нагрева в целом.

Достоверность результатов анализа тепловой экономичности и предлагаемых методов расчета межпромывочного периода подтверждаются данными длительной эксплуатации, а также их корреспондированием с данными, полученными другими авторами.

Автор защищает:

• методы анализа влияния на тепловую экономшшость изменений, вносимых в тепловые схемы и оборудование блоков 300 МВт при их модернизации, обеспечивающие возможность оценки тепловой эффективности энергосберегающих мероприятий;

• результаты сравнительного анализа тепловой эффективности вариантов совершенствования тепловой схемы блоков 300 МВт при переходе к бездеаэраторным схемам и к схеме с деаэратором полного давления;

• усовершенствованную систему отопления и вентиляции главного корпуса ТЭС, результаты расчетного исследования ее тепловой эффективности и новое воздухозоборное устройство;

• разработки малозатратных энергосберегающих мероприятий, обеспечивающих дальнейшее повышение тепловой экономичности ТЭС с блоками 300 МВт;

• методику оценки межпромывочного периода поверхностей нагрева оборудования ТЭС, соответствующего высокой надежности работы тепловых поверхностей нагрева (ТПН) оборудования.

Апробация работы

Материалы диссертации, основные положения и выводы по отдельным ее разделам были представлены и обсуждались:

• на международных конференциях VIII, IX Бернардосовские чтения ( Иваново, 1997, 1999), юбилейной НТК (Волгореченск, 1999);

• производственно-технических совещаниях РАО «ЕЭС России» (Москва, 1997-1999 гг.) и АО «Центрэнерго» (Москва, 1997-1999 гг.)

• научном семинаре кафедры ТЭС ИГЭУ (Иваново, 1999).

Диссертации выполнялась в рамках «Концептуальных положений

программы энергосбережения в отрасли «Электроэнергетика».

Публикации. Содержание основных положений диссертации нашло отражение в 22 статьях.

Структура и объём диссертации

Диссертация включает введение, четыре главы, заключение, список использованной литературы и приложения.

Основной материал изложен на 152 страницах машинописного текста, включает 40 рисунков, 25 таблиц и 19 страниц приложений. Список использованной литературы содержит 119 наименований.

Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, поставлена цель исследования, сформулированы решаемые задачи, отражены научная новизна и практическая значимость полученных результатов, изложены основные положения, защищаемые автором, указаны публикации автора по теме диссертации.

В первой главе проведен анализ усовершенствований тепловых схем и ВХР отечественных паротурбинных установок сверхкритического давления.

Даны детальные описания преобразований традиционных тепловых схем в бездеаэраторные на блоках 300 МВт (Кармановская, Средне-Уральская ГРЭС с турбинами ЛМЗ, Ладыженская ГРЭС с турбинами ХТЗ), 250 МВт (ТЭЦ-22 АО «Мосэнерго» с турбинами Т-250-23,5 УТМЗ), 800 МВт (Пермская ГРЭС). Реконструкция схем блоков СКД в бездеаэраторные повлекла за собой этапные изменения в проектных схемах: замену одного-двух поверхностных подогревателей низкого давления (ПНД) на смешивающие, усовершенствование систем щелевых уплотнений питательных насосов, слива дренажей подогревателей высокого давления (ПВД), защит, ВХР и т.д.

Фундаментальные исследования и разработки в указанном направлении выполнены сотрудниками ВТИ под руководством доктора технических Г.И.Ефимочкина. Наибольший вклад при этом сделан в создание новых конструкций смешивающих подогревателей, систем защит, а

также в наладку и освоение пуско-остановочных режимов эксплуатации бездеаэраторных тепловых схем (БТС).

Анализ результатов сравнения тепловой экономичности вариантов БТС с традиционной схемой выявил наличие ряда недостатков, связанных с неучетом фактора повышения мощности питательного насоса, вызванного более высоким объемным пропуском воды из-за более высокой ее температуры при сливе дренажа ПВД в смеситель перед насосом в схемах БТС. Учет этого обстоятельства, выраженный через падение внутренней мощности главной турбины, приводит к величине 500 кВт для блоков 300 МВт, и практически сводит на нет вывод сторонников БТС о высокой тепловой эффективности последних. Кроме того, в опубликованных работах в суммарный эффект от трансформации традиционной схемы в БТС включены составляющие, не имеющие прямого отношения к БТС и осуществленные на блоках с деаэраторами, например внедрение смешивающих подогревателей низкого давления, изменение схемы щелевых уплотнений ПТН.

Основной эффект от перехода к БТС вызван отсутствием потерь на дросселирование отборного пара до деаэратора Д-0,7 МПа, потерь с вы-паром из него и отказом от бустерного насоса. Однако при этом не учитывается тот факт, что потеря от дросселирования пара существует при нагрузках выше 70 %, ниже которых деаэратор работает на давлении отборного пара, т.е. при скользящем давлении. При использовании нейтрально-кислородного режима одинаковые условия ВХР в сравниваемых схемах достигаются при закрытии выпара. При широком использовании окислительных ВХР отказ от выпаров приводит к ухудшению показателей качества теплоносителя, а при восстановительных ВХР недопустим.

Исхода из наметившейся в отечественной и мировой теплоэнергетике тенденции к продлению паркового ресурса действующего оборудования и концептуальных положений программы РАО «ЕЭС России» по энергосбережению в области «электроэнергетика», представляется целесообразным оценить альтернативу применения БТС деаэраторов полного давления Д-1,05 МПа (на скользящем давлении), а также других усовершенствований для условий Костромской ГРЭС, оценив при этом влияние каждого этапа реконструкции на показатели тепловой экономичности блока и ТЭС в целом с учетом режимов ее работы.

Важной составляющей повышения надежности длительной и экономичной эксплуатации оборудования является ВХР. Поэтому в работе поставлена задача анализа влияния на состояние поверхностей нагрева различных ВХР с последующей разработкой мероприятий по повышению их эффективности.

Вторая глава посвящена вопросам разработки методик оценки и проведению расчетных исследований тепловой экономичности структурных усовершенствований тепловых схем блоков 300 МВт с турбинами К-300-23,5 ЛМЗ.

Решение задач оценки эффективности выполнялось для следующих мероприятий:

• замена поверхностного ПНД2 на смешивающий;

• модификация схемы подачи воды на щелевые уплотнения питательного насоса (ПН);

• организация слива дренажа ПВД на всас бустерного насоса;

• снижение отметки уровня установки деаэратора Д-1,05;

• переход к вариантам бездеаэраторных тепловых схемх (БТС) и к схеме с деаэратором полного давления (Д-1,05), работающем на скользящем давлении, а также связанные с этим вопросы ВХР.

Для анализа влияния на тепловую экономичность структурных изменений использован метод коэффициентов изменения мощности (к.и.м.), разработанный М.Я.Рубинштейном и М.И.Щепетильниковым. В работе показано, что в отличие от машинных методов расчета тепловых схем, которые дают общую, а не сравнительную картину показателей, расходов и параметров теплоносителей и требуют для оценки одного структурного изменения двух расчетов, сопровождающихся сложной системой кодирования связей элементов и вводом данных, метод к.и.м. обладает простотой, наглядностью и удобством при оценке влияния малых изменений и особенно служебных потоков. При этом используются зависимости следующего вида:

АЛ) = - Щ - еи) 0И,

где ДА; - суммарное изменение мощности турбоустановки в /-м режиме ее работы; ер е- коэффициенты изменения мощности в у'-й и (¡-I)-й ступенях подогрева воды; -количество теплоты, переносимой из j-й в Ц-10-ю ступень подогрева; А1¥ - годовое изменение выработки электроэнергии, г,- - длительность работы блока с /-й нагрузкой.

Длительный опьгг эксплуатации поверхностных подогревателей низкого давления показал, что в первых по ходу воды ПНД повсеместно отмечалось повышенное (6-10 °С) по сравнению с проектным (3 °С) значение величины недогрева воды до температуры конденсации греющего пара. В отдельных случаях при нарушениях плотности вакуумной системы фиксировались недогревы величиной 18-20 °С, которые сохранялись и при снижении нагрузок.

Причинами этого являлись: во-первых, большая тепловая нагрузка на ПНД2, вызванная заложенным в заводскую конструкцию турбины распределением отборов, во-вторых, выполнение ПНД2 узловым со сливом в него дренажей конденсата греющего пара ПНДЗ и ПНД4 с содержащимися в них неконденсирующимися газами, в-третьих, наличие проникающего через неплотности воздуха из-за работы ПНД2 под вакуумом и, в-четвертых, неудовлетворительная конструкция системы отсо-

сов неконденсирующихся газов из подогревателя. Все эти факторы вызывали ухудшение теплообмена и ВХР.

Следствием ухудшения теплообмена в ПНД2 являлись: возрастание тепловой нагрузки на вышестоящий ПНДЗ, превышение в нем в 1,5-2 раза расчетной скорости парового потока, повышенная вибрация трубного пучка и его повреждения, отключение ПНДЗ для ремонта трубной системы, временная эксплуатация блока со снижением тепловой экономичности.

Устранение дефектов конструкции системы отсосов из вакуумных ПНД по проекту ЦКТИ-ТКЗ, заключавшееся в установке горизонтального перфорированного лотка с боковыми стенками двух ступеней повышенной концентрации воздуха в отводимой паровоздушной смеси и увеличении средней скорости пара на всем пути его в трубном пучке, позволило снизить недогревы в ПНД1 и в ПНД2 до 5-7 °С, а в ПНДЗ и ПНД4 приблизить их к расчетным значениям. Однако эти мероприятия не позволили радикально решить проблему высоких недогревов воды в первых ПНД, так как высокая чувствительность поверхностных подогревателей к наличию воздуха в греющем паре требует обеспечения полной и стабильной герметичности систем, связанных с паровым пространством аппаратов. Как показывает опыт, выполнение этого требования при наличии разветвленной вакуумной системы является сложной, а в ряде случаев и невыполнимой задачей.

Наибольший эффект на пути достижения низких недогревов во всех ПНД и, как следствие, высокой тепловой экономичности регенерации низкого давления достигается применением одного или двух подогревателей смешивающего типа.

На Костромской ГРЭС реконструкция тепловой схемы блока выполнена на основе замены поверхностного ПНД2 на смешивающий, конструкции ЦКТИ.

Для оценки тепловой эффективности применения смешивающего подогревателя использованы данные испытаний, выполненных сотрудниками ВТИ. Результаты расчетов на основе метода к.и.м., учитывающие изменения нагрева воды в ПНД2 и, как следствие, в ПНДЗ и ПНД4, приведены в табл.1.

Второе по значимости усовершенствование проектной схемы блока 300 МВт связано с изменением подвода запирающего конденсата к щелевым уплотнениям ПН. В проектной схеме к щелевым уплотнениям ПН подводится, минуя ПНД, холодный конденсат после конденсатного насоса (КН). Часть конденсата из уплотнений вместе с протечками отводится либо в деаэратор или (что еще менее экономично) на всас бус-терного насоса (БН). Оставшаяся часть конденсата удаляется в бак низких точек (БНТ), а затем сливается в конденсатор. Теплота трения вала насоса при этом переносится от ПН к циркуляционной воде, т.е. теряется в окружающую среду.

Таблица 1. Повышение тепловой экономичности блока 300 МВт при замене ПНД2 поверхностного типа на смешивающий

Наименование величин Электрическая нагр; /зка, МВт

330 300 250 150 100

Расход основного конденсата, т/ч 683,9 618,3 511,3 321,1 222,5

Увеличение нагрева воды, °С:

в ПНД2 20,7 18,0 11,2 4,5 2,7

вПНДЗ 8,05 7,0 4,3 1,75 1,05

в ПНД4 1,73 1,5 0,9 0,38 0,23

Прирост:

мощности, кВт 1421,2 1121.2 597,3 146,1 52,15

КПД, Д77/77, % 0,4307 0,3737 0,23892 0,0974 0,052

Результаты, выполненных в работе расчетов, показывают, что потери мощности при этом составляют 637 кВт. Модификация схемы предложена сотрудниками УралВТИ и связана с установкой смешивающего ПНД2. Варианты новой схемы подвода конденсата предусматривают подачу его к уплотнениям после ПНД2 и отвода потоков из них в линию перед ПНД4 и в ПНД2. Снижение мощности в этом случае составляет 140 кВт, т.е. на 500 кВт меньше, чем в проектной схеме.

Следующее усовершенствование схемы, связанное с организацией ввода дренажа из двух последних по ходу воды подогревателей высокого давления (ПВД8 и ПВД7) в смеситель перед ПН, было реализовано на целом ряде ТЭС с блоками 300 МВт. Недостатком ранее проведенных расчетных исследований по оценке эффективности такой модернизации являлся неучет повышения мощности ПН из-за увеличения среднего удельного объема прокачиваемой насосом воды, вызванного ростом ее температуры перед ПН.

В работе проведены расчеты тепловой экономичности от этого усовершенствования для схемы с Д-0,7 и для схемы с Д-1,05, в составе которой отсутствует ПВД6. При этом рассмотрены варианты установки Д-1,05 на отметки 21 и 12 м и выполнена оценка кавитационного запаса. В расчетах учитывалось увеличение напора БН из-за снижения объема прокачиваемой воды (по его рабочим характеристикам) и соответствующего снижения напора ПН и его мощности. Кроме того оценивалось влияние изменения среднего удельного объема воды в ПН и перераспределение потоков теплоты по ступеням подогрева. Аналитическая зависимость для расчета изменения внутренней мощности для такой модификации имеет вид:

^ - - 1г) тЧ^ - <г< - «х* - -'Л

К^ЛН ср У пш - пвыхл

где ууояш- мощность ПТН до внесения изменения в схему, 8Нбц- увеличение напора БН, АНПц - напор, развиваемый питательным насосом, Ьпь кVI, ЬвыхлПТН - энтальпии пара в III, VI отборах главной турбины и

на выхлопе ПТН, Dg, Dj - расход пара на ПВД8 и ПВД7, е5, eg - к.и.м. для пятой и шестой ступеней подогрева, t(lg, ¡д- энтальпия дренажа из ПВД6 и воды деаэраторе. "

Результаты расчетов показали, что в зависимости от электрической нагрузки блока выигрыш от реализации рассматриваемой модификации составит 150-50 кВт для схемы с Д-0,7 МПа и 200-50 кВт - для схемы с Д-1,05.

а)

б)

в)

Г)

Рис. 1. Принципиальные схемы вариантов тепловых схем блока 300 МВт: а - схема с деаэратором Д-0,7 (вариант 1); б - схема с деаэратором полного давления (вариант 2); в - вариант ЦКТИ схемы с деаэратором полного давления (вариант 3); г - бездеаэраторная тепловая схема (вариант 4); СМ- смеситель; Д-0,7, Д-1,05- деаэраторы на 0,7 и 1,05 МПа; РД - регулятор давления в деаэраторе

В этой же главе выполнено сравнение четырех вариантов тепловых схем, реализованных и технически наиболее осуществимых для условий технического перевооружения Костромской ГРЭС.

• Вариант 1 (существующая схема). Тепловая схема с деаэратором Д-0,7, включающая в себя три ПВД, деаэратор и четыре ПНД, второй из которых смешивающий (см. рис. 1 а).

• Вариант 2 (осуществленной в тепловой схеме блока № 8 Костромской ГРЭС). Тепловая схема с деаэратором полного давления (на 1,05 МПа) (см. рис. 1 б).

• Вариант 3. Тепловая схема с деаэратором полного давления, но с двумя ПВД и четырьмя ПНД (ПВД6 - демонтируется в связи с малыми тепловыми нагрузками на него в режимах снижения электрических нагрузок в соответствии с рекомендациями ЦКТИ)(см. рис. 1 в).

• Вариант 4. Бездеаэраторная тепловая схема, включающая в себя два ПВД и пять ПНД (см. рис. 1 г). (Схема аналогична БТС, реализованным на Кармановской и Средне-Уральской ГРЭС.)

Исходными данными для расчетного нахождения значений коэффи- . циентов изменения мощности и внутреннего абсолютного КПД турбо-установки служили результаты балансовых тепловых расчетов на ЭВМ, выполненные в ЦКТИ-ЛМЗ для пяти нагрузок блока 300 МВт Костромской ГРЭС (330, 300, 250, 150, 100 МВт).

За базовый вариант сравнения принята схема с деаэратором полного давления (вариант 2). Учитывая, что при использовании нейтрально-кислородного водного режима (НКВР) одинаковые условия водного режима при сравнении БТС (вариант 4) со схемами, имеющими деаэратор, обеспечиваются при условии закрытия выпара из деаэраторов, для вариантов 1, 2, 3 принято, что деаэратор закрыт.

Анализ результатов расчетов (см. табл. 2) показывает, что несмотря на более высокие потери давления пара при транспорте его к деаэратору полного давления по сравнению с аналогичными потерями до подогревателей вариант 2 является наиболее экономичным в тепловом отношении.

Экономичность тепловой схемы варианта 1 уступает экономичности варианта 2 до нагрузок 260 МВт, ниже которых Д-0,7 работает на скользящем давлении, и вариант 1 становится равноэкономичным варианту 2. Тепловые схемы вариантов 3 и 4 уступают по экономичности варианту 2.

Следует отметить, что для прогрева ПЭН в БТС осуществлена линия постоянной рециркуляции питательной воды на байпасе основного трубопровода рециркуляции в ПНД2, в связи с чем при всех нагрузках блока имеет место дополнительная потеря мощности, связанная с переносом теплоты из пятой ступени подогрева во вторую.

Оценка ВХР в БТС и схемах с деаэраторами показала, что схемы с деаэратором более предпочтительны при любых ВХР, так как обеспечи-

Таблица 2. Результаты сравнения тепловой экономичности вариантов тепловых схем туриоустановки К-300-23,5 ЛМЗ

Электрическая Внутренний абсолютный КПД./ изменение КПД

- нагрузка, МВт Вариант 1 | Вариант 2 | Вариант 3 | Вариант 4

330 0,468293 0,468905 0,467874 0,467705

- 0,000612 - -0,001031 -0,00120

300 0,467737 0,468213 0,467284 0,467151

- 0,000476 - - 0,000929 - 0,001062

250 0,465453 0,466173 0,465270 0,464929

- 0,00072 - - 0,000902 - 0,001244

150 0,451751 0,451751 0,451122 0,450562

0 - - 0,000629 - 0,001189

100 0,435673 0,435673 0,433556

0 - - -0,002117

вают более эффективный вывод из пароводяного тракта газообразных продуктов термолиза органических продуктов, содержащихся в питательной воде, вместе с выпаром из деаэратора (при оптимальных температурах вывода продуктов термолиза - 164-180 °С). Расчеты показывают, что наличие выпара не оказывает влияния на выводы, полученные при сопоставлении вариантов схем.

Третья глава посвящена оценке тепловой эффективности осуществленных и перспективных мероприятий по усовершенствованию оборудования и тепловых схем на Костромской ГРЭС.

В целях повышения надежности работы и снижения сложности проведения ремонтных работ на Костромской ГРЭС проведена реконструкция трубной системы ПВД - осуществлен переход от многоходовой схемы движения воды к одноходовой.

Испытания, выполненные ОРГРЭС, показали, что значения недогре-вов при этом составили 6-8 °С, хотя по расчетным данным завода-изготовителя такая реконструкция должна была привести к недогревам до 3-4 °С. Такая картина наблюдалась и после реконструкции аналогичных ПВД Конаковской и Киришской ГРЭС. Расчетные значения недог-ревов (3-4 °С) в ПВД ни на одной из указанных ГРЭС достигнуты не были. Увеличение недогрева воды в любом из подогревателей ведет к росту тепловой нагрузки на вышестоящий подогреватель и, как следствие, к изменению мощности турбоустановки, которое оценивалось с помощью метода к.и.м. для всего возможного диапазона электрических нагрузок блока. Реконструкция схемы движения воды позволяет уменьшить гидравлическое сопротивление трубной системы ПВД, что приводит к снижению рабочей мощности питательного насоса. Полученная расчетная величина суммарного изменения мощности главной турбины приведена на рис. 2., из которого видно, что реконструкция ПВД, по-

высив их надежность, привела к снижению тепловой экономичности, наиболее заметной при высоких электрических нагрузках.

дм,

кВт 200

0

-200 -400 -600 -800

-1000 кВт

2

100 ~ 2С 0 30 ) МВт

3 ' \\

1 / N

\ -

Рис. 2. Влияние реконструкции трубной системы ПВД на мощность блока 300 МВт (Костромская ГРЭС):

1- влияние увеличения недогрева в ПВД;

2- влияние уменьшения гидравлического сопротивления;

3- суммарная величина изменения мощности.

61,"с

В результате замены поверхностного ПНД2 на смешивающий тепловая нагрузка на последний возросла более чем на 40 % (с 30 до 42 °С).

Это вызвало увеличение расхода пара в седьмой отбор и недопустимый рост скорости пара в подводящем паропроводе. Для снижения скорости пара до расчетных величин диаметр паропровода был увеличен с

600 до 700 мм (скорость пара снизилась в 1,36 раза). Дальнейшее снижение скорости движения пара и одновременное повышение эффективности работы смешивающего подогревателя можно достигнуть путем уменьшения тепловой нагрузки на него. Сотрудники ЦКТИ предложили провести реконструкцию поверхностного ПНД1 Костромской ГРЭС с целью обеспечения эффективного отсоса неконденсирующихся газов и присо-

Ч

о-блок 1 а-блок2 ■-блок 3

♦ -блок 4

• -блок 5 ¿--блок 6 •-блок 7 е-блок 8 "-средняя

веяиташ

IV

VI

VIII

ХП месяц

Рис. 3. Величины недогревов основного конденсата в ПНД1 блоков Костромской ГРЭС

сов воздуха в нем. При этом ожидается снижение недогрева воды в подогревателе до расчетной величины 3 °С. (В настоящее время величина недогрева воды достигает 5,5-7,0 °С (см. рис. 3).)

Дополнительное снижение тепловой нагрузки на ПНД2 можно получить изменением схемы включения сальникового подогревателя. В настоящее время СП включен перед ПНД1. Нагрев воды до ПНД2 можно увеличить, если сальниковый подогреватель включить между ПНД2 и ПНД1 (рис. 4).

Повышение экономичности можно достичь также при организации слива дренажа Г1НД1 не в конденсатор, а в смеситель конструкции ЦКТИ, что позволит сократить потери теплоты с охлаждением его в конденсаторе (см. рис. 5)

П2 Л1 СП

-очи*-

а)

П2 СП П1

Рис.4. Схемы включения СП: а- существующая схема; б- предложение ЦКТИ

Рис. 5. Схемы отвода дренажа из ПНД1: а- техническое предложение ЦКТИ; б- существующая схема

Расчетное исследование тепловой эффективности указанных мероприятий выполнялось с учетом поправок к значениям к.и.м. на изменение вакуума и выходных потерь. Суммарное значение прироста мощности составит около 230 кВт.

Головные образцы котлов ТГМП-314 имеют завышенную поверхность нагрева промежуточного перегревателя пара, так как они были рассчитаны на температуру перегрева 570 °С, а не на 545 °С. Для обеспечения требуемой температуры первоначально впрыск воды был увеличен до 4 %, а затем по рекомендации ВТИ был введен байпас первой ступени части пароперегревателя. В настоящее время для условий Костромской ГРЭС сотрудниками Харьковского ЦКБ «Энергопрогресс» разработаны варианты реконструкции промежуточного пароперегревателя (ППЕ) с снижением поверхности теплообмена ППЕ котла с 8600 до 6142 м2. Все указанные усовершенствования были направлены на повышение надежности работы металла поверхностей нагрева в режимах применения рециркуляции газов с целью снижения выбросов Ж)х. К сожалению все

исследования заканчивались расчетами изменения КПД котла и не учитывали влияния этих изменений на тепловую экономичность турбоуста-новки и блока в целом. Наличие впрыска воды в ППЕ из промежуточной ступени питательного насоса приводит к наложению на основной термодинамический цикл ухудшенного цикла впрыска. Аналитическая и экспериментальная оценка влияния впрыска воды в промежуточный перегреватель выполнена рядом зарубежных и отечественных авторов (Отером К., Келлером X., Кузнецовым А.М., Щепетильниковым М.И., Мошкариным A.B.). В диссертации использованы наиболее всеобъемлющие методические приемы, предложенные профессорами М.И. Щепетильниковым и A.B. Мошкариным, которые позволяют учесть вторичные влияния впрыска на изменение процесса расширения пара в главной турбине и мощности ПН. Для этого выполнены необходимые аналитические выкладки и расчеты для условий блока 300 МВт с турбинами К-300-23,5 ЛМЗ (см. рис. 6).

Рис. 6. Прирост удельного расхода тепла на турбоустановку в зависимости от величины впрыска:

--результаты расчета;

---данные Келлера;

1, а - без учета вторичных изменений; 2 - влияние смещения процесса расширения в ЧВД (при N=const)■, 3 -влияние повышения мощности питательного насоса; б- влияние вторичных изменений

100"

А g Ч 1,0

0,8 0,6 0,4 0,2 0

от 1

расхода 2

острого пара 3 4

1

от расхода пара в ЧСД

Используя программные комплексы по моделированию и расчету тепловых схем, совместно с сотрудниками кафедры ТЭС ИГЭУ проведены многовариантные расчеты по оценке влияния на тепловую экономичность блока вариантов реконструкции ППЕ котлов ТГМП-314 (см. табл. 3). При этом использованы результаты теплогидравлических расчетов котла, полученные сотрудниками Харьковского ЦКБ «Энергопрогресс».

Наиболее эффективным вариантом реконструкции котла ТГМП-314 является вариант замены существующего выходного пакета низконапорного перегревателя с противоточной схемой движения {8600 м2) на пакет с прямоточной схемой движения (6142 м2), что обеспечивает не только более надежную работу металла труб промежуточного перегревателя, но и снижение расхода топлива, связанного с уменьшением величины аварийного впрыска воды. При этом возможно добиться снижения образования оксидов азота за счет перераспределения расхода топ-

лива между ярусами горелок и изменения степени рециркуляции дымовых газов.

Таблица 3. Результаты сравнения тепловой экономичности блока 300 МВт при различных вариантах реконструкции котла ТГМП-314

Во всех вариантах расход острого пара и пара после промежуточного перехревателя принимались равными 260 и 213 кг/с (936 и 766,8 т/ч) при температуре 540 °С перед ЦСД.

Топливо № Ступени вторич- Темпе- Доля Расход КПД Расход КПД КПД

вариан- ного паропере- ратура газов воды ш котла, топлива, турбо- блока,

та гревателя, м2 воздуха на ре- впрыск % т/ч уста- %

°С цир- кг/с новки,

кудя- %

цию

вторая первая

Газ 1 2850 8600 72 0,08 3,94 93,41 76,31 44,28 40,69

2 2850 8600 72 0,15 7,19 92,85 77,53 44,18 40,36

3 2850 6142 72 0,15 3,52 92,71 76,64 44,29 40,40

4 2850 6142 30 0,15 3,65 94,11 76,84 44,29 41,00

5 2850 6142 30 0,15 5,26 93,92 77,4 44,24 40,87

6*) 2240 6142 30 0,15 1,04 94,05 76,23 44,37 41,05

Мазут 1 2850 8600 72 0,10 6,72 93,84 72,99 44,20 40,79

2 2850 6142 72 0,20 2,65 93,10 72,26 44,32 40,59

з*) 2240 6142 72 0,20 0 93,04 71,68 44,4! 40,65

Примечание: схема движения прямоток, во всех других вариантах - противоток.

На Костромской ГРЭС выполнена реконструкция системы вентиляции и отопления главных корпусов первой и второй очередей на основе применения калориферов «на просос» по ряду «А» и «Г». В рассматриваемой главе приведены результаты сравнительных испытаний систем вентиляции, убедительно доказывающие улучшение климатических и санитарных условий. Показано, что такая реконструкция позволяет более полно использовать тепловыделения оборудования в технологическом цикле на протяжении года из-за возможности более длительного 100%-го забора воздуха на дутьевые вентиляторы и тем самым снижением потребности в нагреве холодного воздуха в энергетических калориферах. Приведены аналитическая методика оценки тепловой эффективности реконструкции на основе коэффициентов ценности тепла и результаты расчетов для условий длительности стояния температур наружного воздуха в отопительный период для условий КоГРЭС. Годовая экономия топлива на 8 блоках составляет 16500 т. Предложено воздухо-заборное устройство щелевого типа над котлом, позволяющее избежать потери теплоты с эксфильтрацией и повысить эффективность теплоис-пользования, обеспечивающее дополнительную экономию топлива в объеме 4800 т у.т. в год. По специально составленной для ЭВМ программе для модели заборного устройства, основанной на уравнении Вернули, и условия равномерно распределенного потока забираемого на вентиляторы воздуха, найден профиль входного сечения щелей, представляющий из себя криволинейную равнобедренную трапецию. Опре-

делены размеры щелей в потолочном перекрытии в зависимости от их числа. Показано преимущество предлагаемой конструкции над разработками «Теплоэлектропроекта» поясного заборного устройство на уровне «нейтральной» линии, заключающееся в возможности использования тепловыделений котла выше отмеченной линии.

Четвертая глава посвящена исследованию вопросов влиянию различных воднохимических режимов на повышение экономичности и надежности оборудования блоков 300 МВт Костромской ГРЭС.

Основной задачей водно-химического режима (ВХР) пароводяного тракта ТЭС является обеспечение эксплуатационной надежности труб поверхностей нагрева котлов, проточной части турбин и поддержание заданного уровня экономичности теплоэнергетических процессов.

Вклад ВХР в надёжность и экономичность ТЭС является критерием оценки его эффективности. На Костромской ГРЭС с момента пуска в 1969 г. первого энергоблока приоритетное внимание уделялось поиску эффективных методов организации ВХР. Высокий современный уровень эффективности ВХР её энергоблоков нашёл отражение в официальных статистических данных РАО "ЕЭС Росс'ии". В достижение этого уровня основной вклад внесли научно-исследовательские организации и персонал КоГРЭС.

Результаты научно-исследовательских работ, выполненных на КоГРЭС и опыт её персонала, были положены в основу ряда документов, регламентирующих ВХР.

На КоГРЭС прошли длительную проверку гидразинно-аммиачный, комплексонный, нейтрально-окислительный с дозировкой кислорода, нейтрально-окислительный с дозировкой перекиси водорода, окислительный кислородно-аммиачный ВХР.

На практике оценка эффективности ВХР по указанным выше критериям трансформирована в оценку по показателям эффективности. К ним относят, например, скорость роста температуры труб поверхностей нагрева, величину межпромывочного периода НРЧ, скорость роста давления в контрольной ступени турбины, величину выработки фильтрата (очищенного конденсата) на БОУ. величину скорости эрозии и коррозии на участках пароводяного тракта, качество воды, пара и конденсата.

Апробированные на энергоблоках Костромской ГРЭС ВХР относятся к двум группам. Гидразинно-аммиачный и комплексонный ВХР являются восстановительными. К окислительным режимам относятся нейтрально-кислородный, нейтрально-перекисный и кислородно-аммиачный ВХР. В первом случае коррозионные процессы .и образование отложений подавлены, в частности, за счёт глубокой деаэрации воды и применения корректирующих добавок гидразина, аммиака, аммонийных солей ЭДТК, во втором случае, за счёт пассивирующего действия окислителей при глубоком обессоливании воды.

Гидразинно-аммиачный ВХР (ГАВР) являлся штатным ВХР энергоблоков. Эксплуатация оборудования при этом режиме подтвердила выявленные на других ГРЭС недостатки этого ВХР: во-первых, повышенную скорость образования отложений в трубах поверхностей нагрева котлов (ТПНК) и необходимость проведения промывок НРЧ (микропромывок) и других участков котла; и, во-вторых, сниженную выработку фильтрата ФСД БОУ из-за балластирования его Н-катионита аммиаком.

По предложению проф. Т.Х. Маргуловой (МЭИ) была предпринята попытка устранить первый основной недостаток восстановительных ВХР, ускоренный рост температуры стенок ТПНК, за счет применения комплексонной обработки питательной воды котлов.

В качестве комплексона использовалась 3-4-х замещённая аммонийная соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТК). Сущность метода основана на свойствах солей ЭДТК образовывать при температуре свеше 100 °С прочные растворимые в воде комплексонаты железа, которые при температуре среды ~ 300 °С полностью разрушаются, образуя на поверхностях нагрева магнетит. Эта особенность поведения комплек-сонатов позволяла предположить возможность равномерного образования железоокисного слоя по тракту котла и, тем самым, предотвратить возрастание температуры металла труб НРЧ. Эксплуатационный опыт и специальные исследования, результаты которых приведены в работе, подтвердили сравнительное улучшение состояния ТПНК. Хотя удельная загрязнённость труб НРЧ практически не снизилась, межпромывочный период их вырос в 1,5...2 раза за счёт перестройки структуры отложений, повышения при этом их теплопроводности и за счёт переноса зоны преимущественного образования отложений из НРЧ в ЭКО. Внедрение комплексонного режима было прогрессивным шагом в развитии технологии ВХР, однако этот режим на практике сложнее ГАВР. Трудоёмкость его реализации, вероятность нарушения выше. По этой причине комплексонный ВХР был заменён вновь ГАВР и, позднее, окислительными ВХР.

Первым окислительным ВХР Костромской ГРЭС был нейтрально-перекисный режим. Известно термическое разложение перекиси водорода до атомарного и молекулярного кислорода, катализируемое ионами переменной валентности. Это означает возможность целенаправленного пассивирующего воздействия реагента в зонах наличия дефектов оксидных плёнок. Именно в этих зонах возможен анодный процесс перехода катионов железа в воду и катализ термического разложения перекиси водорода до активного атомарного кислорода, «залечивающего» дефект. Кроме того существует ещё один «залечивающий» эффект. Перекись водорода образует с катионами железа комплексы, которые термически разлагаются на дефектных участках и «ремонтируют» пассивирующую плёнку. Этот ВХР оправдал ожидания. Произошло снижение содержа-

ния продуктов коррозии в теплоносителе, резкое увеличение межпромывочного периода НРЧ и снижение ионной нагрузки на ФСД БОУ. Трудности в хранении и применении перекиси водорода привели к замене нейтрально-перекисного режима в более технологичный нейтрально-кислородный ВХР.

Нейтрально-кислородный ВХР, с момента внедрения до превращения в современный кислородно-аммиачный режим претерпел существенные изменения. Попытка отключения выпара деаэратора в целях "экономии" кислорода (устранение противоречия между его дозировкой после БОУ и деаэрацией) привела к понижению величины рН питательной воды и пара из-за накопления в контуре углекислоты и кислых продуктов термолиза. После включения выпара произошло улучшение показателей качества воды, пара и конденсата. Дальнейшее исследование ВХР привело к пониманию роли деаэратора, системы газовых сдувок и отсосов и необходимости дополнительного связывания кислых летучих соединений аммиаком. Окислительный ВХР развивался в сторону кислородно-аммиачного режима. Деаэратор обеспечивает условия для частичного термолиза потенциально-кислых органических'веществ и удаления его летучих продуктов. Тем самым снижается выделение этих кислых продуктов непосредственно в тракте котла, а продукты, появившиеся всё же, удаляются из теплоносителя из зон конденсации системой газовых сдувок и отсосов. Так как эффективность этих мероприятий не достаточно высока, необходимо связывание кислых продуктов летучей щёлочью. В качестве такого нейтрализующего реагента выбран аммиак.

При внутренней коррозии пароводяного тракта образуются отложения, увеличивающие температуру стенок труб, снижающие тем самым пределы механической прочности, резко ускоряющие наружную газовую и внутреннюю (пароводяную при СКД) коррозию. Таким образом, водный режим существенно влияет на надёжность парогенераторов.

В качестве мероприятий по повышению эксплуатационной надёжности поверхностей нагрева рекомендуются химочистки, в том числе, локальные, поддержание качества конденсата и питательной воды, ограничивающее коррозию, образование отложений и рост температуры стенки энергонапряжённых труб поверхностей нагрева. В этом смысле более эффективны в сравнении с восстановительными окислительные водно-химические режимы парогенераторов СКД.

При их внедрении на Костромской и других ГРЭС была установлена низкая удельная загрязненность ТПНК и малый прирост их температур, определенных по температурным вставкам. Появилась задача принятия решения об отказе от эксплуатационных очисток ТПНК или об их проведении. Химочиска, как восстановительное, повышающее надежность труб мероприятие имеют отрицательные побочные эффекты: повреждение защитных оксидных слоев и коррозия при очистке, сбросы в окружающую среду. Аналогичная задача появляется в настоящее время в

энергетике в связи с началом использования малогабаритных паровых

котлов с высоким тепловым напряжением топочных экранов, например, котлов КВГ-ЗГМ. Для принятия решений о проведении очисток может быть использовано представление о восстанавливаемой ( замене-труб, очистке труб) трубной системе, которая должна иметь заданный коэффициент готовности. Для оценки интенсивности параметра потока отказов труб можно рекомендовать математическую модель, объединяющую представлен™ Э.М. Гутмана о механохимическом эффекте в коррозии, и математическую модель Г.А. Тулякова и др. о нелинейном суммировании пластической ползучести и малоцикловой усталости как процессов износа ТПНК. Эта математическая модель использована в расчетах необходимого (оптимального) межпромывочного периода поверхностей нагрева. Результаты расчетов (см. рис. 7) подтверждают правильность решений об отказе от эксплуатационных очисток котлов СКД, работающих при окислительных ВХР. Тм,

год 1,5

1,0

0,5

0

500 300 150 100 75, тыс. ч

а)

Т„.

год 1,5

1,0

0,5

0

500 300 150 100 75, тыс. ч

б)

год 1,5

1,0

0,5 О

500 300 150 100 75, тыс. ч

в)

Рис. 7. Связь режима эксплуатации и срока службы ТПНК с коэффициентом готовности не менее 0,95:

Амплитуда термоцикла: а - А= 1 ; а - А=3 °С/1000 ч; б - А=5; в -А=7. Величина амплитуды: 1 - !0 °С; 2 - 50 °С; 3 - 80 °С; 4-110 °С; 5 - 140 °С

3 , —- "* """""

/ V. ч»

ч

3 '

—»-—■—

✓ " ——' ____1-р-----

V"

i 1

1 i У 3

1 i х - " ~~ 4

5 ____ - -О------►

Пояснения к рис.7.

1. Расчеты выполнены для двухкратного изменения паровой нагрузки котла в сутки (два термоцикла в сутки).

2. А, С/1000 ч - скорость роста температуры стенки трубы.

3. Тм, год - межпромывочный период (локальные очистки), обеспечивающий в заданных условиях стационарный коэффициент готовности НРЧ Кг £ 0,95.

4. Принято, что в НРЧ включено 160 параллельных труб диаметром 32 мм с толщиной стенки 6 мм из стали 12Х1МФ. Начальная расчетная температура стенки 470 °С.

5. Сжигаемое топливо - мазут.

6. с, , час - среднеквадратичная ошибка в определении срока службы трубы до разрушения стенки (а, =8000 ч).

7. Коррозионные потери при промывке - 50 мкм (соответствует промывке неин-гибированным раствором на основе ЭДТЛ в течение ~6 ч).

8. Предполагается последовательная замена всех труб в течение фактического срока службы, равного отношению числа труб НРЧ к интенсивности их замены. Интенсивность замены и интенсивность отказов определяют коэффициент готовности труб.

9. Стрелка на графике означает, что при межпромывочном периоде, большем в целое число раз, чем соответствующий знаку □ , значение Кг к 0,95 не обеспечивается.

Предложенная методика может рассматриваться в качестве одного из первых шагов на пути перехода к количественной оценке влияния ВХР на показатели надежности котлов. Она может быть рекомендована для оценки межпромывочных периодов энергонапряженных поверхностей нагрева любых котлов.

Фазовый анализ оксидных отложений дает информацию о их защитных свойствах и позволяет оценить с использованием справочных данных их теплопроводность. Важным моментом применения того или иного ВХР является определение оптимального межпромывочного периода

Заключение

1. Анализ тепловой экономичности технических усовершенствований структуры тепловой схемы блока 300 МВт с турбиной К-300-23,5 JIM3, являвшихся этапными по переводу их в бездеаэраторные, показал, что основной эффект достигается применением контактных ПНД (ПНД1 и ПНД2). Это позволяет повысить КПД на 0,1-0,35 % (меньшее значение относится к нагрузке блока 100 МВт, большее- к нагрузке 330 МВт). Существенно меньший эффект приносят модернизация слива дренажа ПВД в линию питательной воды перед ПТН (около 0,02 %, а не 0,2 % как утверждали сторонники БТС) и изменение схемы подвода запирающего конденсата к уплотнениям питательного насоса (около 0,1 %).

2. Расчетное сопоставление технически приемлемых для практической реализации четырех вариантов тепловых схем блока 300 МВт Костромской ГРЭС во всем возможном интервале электрических нагрузок (от

100 до 330 МВт) показало, что при обеспечении одинаковых условий

нейтрально-кислородного водного режима наиболее экономичной является вариант схемы с деаэратором полного давления, который повышает экономичность турбоустановки на 0-0,06 % по сравнению с существующей схемой с Д-0,7, работающим на скользящем давлении. При этом эффект тем выше, чем выше нагрузка блока и больше эффект от снижения потерь на дросселирование пара к деаэратору. При нагрузках ниже 150 МВт схемы становятся равноэкономичными. Тепловая схема с Д-1,05 при его работе на скользящем давлении имеет более высокую экономичность, чем БТС с семью ступенями регенеративного нагрева, и равную экономичность с БТС, в которой число ступеней подогрева питательной воды не уменьшается по сравнению с исходной схемой и равно восьми.

3. Оценка водного режима блоков 300 МВт при наличии деаэраторов и без них (БТС) показала несомненное преимущество схем с деаэраторами, которые обеспечивают постоянный эффективный вывод из контура продуктов термолиза органики, а следовательно, и лучший водно-химический режим. При этом использование Д-1,05 вместо Д-0,7 приводит к более эффективному выводу указанных продуктов вследствие более высоких температур насыщения, которые способствуют интенсификации процессов термолиза. В деаэраторных схемах исключается важное противоречие между тепловой и водно-химической эффективностью и поддерживается надежность ТПНК.

4. Результаты расчетов по оценке влияния модернизации трубной системы ПВД (переход от трехходовой схемы движения воды к однохо-довой) показали, что указанная реконструкция, повысив надежность работы ПВД, привела к снижению тепловой экономичности блока на 0,15 %.

5. Оценка тепловой эффективности реализации предложений ЦКТИ по организации схемы слива конденсата греющего пара ПНД1 в специальный смеситель перед КН-1 (в существующей схеме слив отводится в конденсатор) и включения сальникового подогревателя перед ПНД2 (в исходном варианте СП включен перед ПНД1) показала, что реализация этих мероприятий позволит повысить экономичность блока на 0,15 %.

6. Исследование влияния впрыска воды в промежуточный перегреватель на тепловую экономтгчность блока показало, что его применение снижает экономичность блока на 0,265 % на каждый процент впрыска от расхода пара в промежуточный пароперегреватель.

7. На основе анализа длительной эксплуатации, натурных испытаний на Костромской, Киришской и ряде других ГРЭС и расчетных исследований системы вентиляции и отопления главных корпусов ТЭС доказана эффективность применения пристенных калориферов на просос для нагрева приточного воздуха, а также новых щелевых воздухозаборных

устройств, которые позволяют увеличить длительность забора воздуха из котельного отделения и уменьшить тем самым потери теплоты с экс-фильтрацией. Показано, что при работающем оборудовании 100 % забор воздуха можно производить до температур наружного воздуха -2 °С без нарушения санитарно-гигиенических норм с повышением тепловой экономичности блоков на 0,07 %.

8. Показана необходимость учета процессов износа ТПНК, в том числе при их очистке от отложений при определении межпромывочного периода. Предложена методика расчетов.

Основные положения диссертации и ее результаты опубликованы в следующих работах:

1. Обзор исследований по разработке, внедрению и наладке на блоках 300 МВт бездеаэраторных тепловых схем / А.В.Мошкарин, А.Я.Копсов,

B.В.Великороссов, О.Е.Таран //Повышение эффективности работы ТЭС. Труды ИГЭУ, вып.З. Под. ред. А.В.Мошкарина- Иваново, 1999. -

C. 24-27.

2. Метод оценки изменений, вносимых в тепловую схему / А.В.Мошкарин, М.И.Щепетильников, В.В.Великороссов, Н.Н.Балдин //Труды ИГЭУ, вып.З. - Иваново, 1999 - С. 28-29.

3. Тепловая эффективность замены поверхностного ПНД2 на смешивающий / А.В.Мошкарин, А.Я.Копсов, В.В.Великороссов и др. //Труды ИГЭУ, вып.З. - Иваново, 1999. - С. 30-32.

4. Оценка тепловой эффективности схемы слива дренажей ПВД8 и ПВД7 в рассечку между питательным и бустерным насосами / А-В.Мошкарин, В.В.Великороссов, О.Е.Таран, А.И.Платов// Труды ИГЭУ, вып.З. - Иваново, 1999. - С. 36-41.

5. Сопоставление тепловой эффективности БТС и вариантов тепловых схем с деаэратором / А.В.Мошкарин, А.Я.Копсов, В.В.Великороссов и др. //Труды ИГЭУ, вып.З. - Иваново, 1999. - С. 42-43.

6. Оценка водного режима блоков при переходе к БТС / А.В.Мошкарин, В.Н.Виноградов, В.В.Великороссов, Г.В.Тумасова //Груды ИГЭУ, вып.З. - Иваново, 1999, - С. 44-45.

7. Тепловая эффективность реконструкции ПВД / А.В.Мошкарин,

B.В.Великороссов, О.Е.Таран и др. //Труды ИГЭУ, вып.З. - Иваново, 1999. - С. 46-47.

8. Тепловая эффективность реализации технических предложений ЦКТИ по реконструкции ПНД1, модернизации схемы слива дренажа из ПНД1 и схемы включения сальникового подогревателя / A.B. Мошка-рин, В.В.Великороссов и др. // Труды ИГЭУ, вып.З. - Иваново, 1999, -

C. 47-49.

9. Оценка влияния впрыска воды в промежуточный перегреватель на тепловую экономичность турбоустановки / А.В.Мошкарин,

Ю.Н.Богачко, В.В.Великороссов, О.Е.Таран, Е.В.Полежаев //Труды ИГЭУ, вып.З. - Иваново, 1999. - С.50-55.

10. Об эффективности вариантов реконструкции котлов ТГМП-314 Костромской ГРЭС / А.В.Мошкарйн, Ю.Н.Богачко, В.В.Великороссов, О.Е.Таран, Л.А.Бабичев, Е.В.Полежаев //Труды ИГЭУ, вып.З. - Иваново, 1999. - С.55-58.

11. Оценка тепловой эффективности усовершенствования системы вентиляции и отопления главного корпуса Костромской ГРЭС / А.В.Мошкарйн, С.Р.Мертгсон, Г.А Ушаков., В.В.Великороссов, О.Е.Таран, А.И Платов.//Труды ИГЭУ, вып.З. - Иваново, 1999. - С. 5966.

12. Воздухозаборное устройство, повышающее эффективность исполъ-зовашга тепловыделений оборудования / АВ.Мошкарин, С.Р.Меримсон,

B.В.Великороссов, О.Е.Таран //Труды ИГЭУ, вып.З. - Иваново, 1999. -

C.67-70.

13. Совершенствование водно-химического режима пароводяного тракта энергоблоков Костромской ГРЭС / Н.Н.Балдин, Г.В.Тумасова, И.А.Шатова, В.В.Великороссов, В.Н.Виноградов //Труды ИГЭУ, вып.З. - Иваново, 1999. - С. 232-237.

14. Оценка межпромывочного периода поверхностей нагрева / В.Н.Виноградов, В.В.Великороссов, Н.Н.Балдин, И.А.Шатова //Труды ИГЭУ, вып.З. - Иваново, 1999. - С. 238-241.

15. Опыт применения фазового анализа продуктов коррозии при исследовании водно-химического режима / А.Н.Кукушкин., В.В.Великороссов, В.Н.Виноградов и др. //Труды ИГЭУ, вып.З. - Иваново, 1999. - С. 241-246.

16. Технико-экономические показатели работы ОАО «Костромская ГРЭС» /О.Е.Таран, В.И.Ананьин, В.В.Великороссов, А.В.Мошкарйн // «Передовой опыт и основные направления повышения эффективности и надежности ТЭС».: Доклады НТК. Под ред. АВ.Мошкарина, -Волгореченск, 1999. - С. 3-5.

17. О программе энергосбережения ОАО «Костромская ГРЭС» на 1998-2000 гг. и на перспективу до 2005 и 2010 г. /Н.Н.Балдин, О.Е.Таран, В.В. Великороссов, АВ.Мошкарин // Доклады НТК. Под ред. АВ.Мошкарина, - Волгореченск, 1999, - С. 6-8.

18. Об опыте внедрения на блоках 300 МВт деаэраторов Д-10,5 и результаты оценки их тепловой экономичности /А.В.Мошкарин, О.Е.Таран, Е.В.Полежаев, В.В.Великороссов //Доклады НТК. Под ред.

A.В.Мошкарина, - Волгореченск, 1999. - С. 9-10.

19. Задачи реконструкции котлов ТГМП-414 /О.Е.Таран, Л.А.Бабичев,

B.В.Великороссов и др. // Доклады НТК. Под ред. АВ.Мошкарина, -Волгореченск, 1999. - С. 13-15.

20. Опыт эксплуатации системы отопления и вентиляции главных корпусов I и II Костромской ГРЭС с калориферами «на просос»

/А.В.Мошкарин, О.Е.Таран, В.В.Великороссов и др // Доклады НТК. Под ред. А.В.Мошкарина, - Волгореченск, 1999. - С. 18-20.

21. Великороссов В.В. Учет эксплуатационных факторов при оценке величины межпромывочного периода труб поверхностей нагрева котлов //Доклады НТК. Под ред. А.В.Мошкарина, - Волгореченск, 1999, -с. 35-37.

22. Великороссов В.В. Энергосбережение становится важнейшим энергоресурсом. Взгляд на проблему // Энергетик. -1999, - № 5. - С.17.

Введение.

Глава первая. Аналитический обзор исследований по разработке, наладке и внедрению на отечественных блоках технических усовершенствований, направленных на повышение тепловой экономичности и надежности оборудования.

1.1. Анализ направлений энергосберегающих мероприятий на ТЭС.

1.1.1 .Бездеаэраторная тепловая схема блока 300 МВт с турбинами ЛМЗ.

1.1.2. БТС турбоустановки К-300-240 ХТЗ.

1.1.3. БТС турбоустановки Т-250-240.

1.1.4. БТС блоков 800 МВт.

1.1.5. Двухподъемная БТС для турбин СКД мощностью 300, 500, и 800 МВт.

1.2. Исследования водно-химического режима пароводяного тракта КоГРЭС с целью повышения его эффективности.

1.3. Выводы по первой главе.

Глава вторая. Исследование тепловой эффективности мероприятий по модернизации заводской тепловой схемы блоков 300 МВт при переходе к схеме с деаэраторами Д-10,5 и к бездеаэраторным тепловым схемам.

2.1. Метод оценки изменений, вносимых в тепловую схему.

2.2. Тепловая эффективность замены поверхностного ПНД2 на смешивающий.

2.3. Оценка тепловой экономичности схем подвода запирающего конденсата к щелевым уплотнениям питательного насоса.

2.4. Исследование эффективности схемы слива дренажей ПВД8 и ПВД7 в рассечку между питательным и бустерным насосами.

2.5. Сравнение тепловой экономичности вариантов тепловых схем с деаэратором и БТС.

2.6. Оценка водного режима блока при переходе к БТС.

2.7. Влияние выпара деаэратора на тепловую экономичность блока.

2.8. Выводы по второй главе.

Глава третья. Тепловая экономичность реализованных и планируемых мероприятий по повышению тепловой экономичности оборудования Костромской ГРЭС.

3.1. Тепловая эффективность реконструкции ПВД на блоках 300 МВт.

3.2. Модернизация схемы слива дренажа из ПНД1 и схемы включения сальникового подогревателя.

3.3. Оценка влияния впрыска воды в промежуточный перегреватель на тепловую экономичность турбоустановки.

3.4. Исследование вариантов реконструкции котлов ТГМП

3.5. Оценка тепловой экономичности усовершенствования системы отопления и вентиляции и главного корпуса I и II очереди Костромской ГРЭС.

3.6. Разработка щелевого воздухозаборного устройства на дутьевые вентиляторы.

3.7. Выводы по третьей главе.

Глава четвертая. Исследование намагниченности труб поверхностей нагрева котлов КГРЭС, фазового состава внут-ритрубных отложений и оценка влияния факторов ВХР на долговечность труб.

4.1. Методика измерений намагниченности труб, фазового и химического состава отложений и примесей. ЮЗ

4.2. Исследования намагниченности ТПНК и фазового состава внутритрубных отложений.

4.3. Оценка влияния параметров ВХР на долговечность ТПНК.

Выводы по четвертой главе.

Актуальность темы. Важнейший задачей персонала крупных тепловых электростанций с блоками 300 МВт в настоящее время является задача продления срока службы основного и вспомогательного оборудования путем проведения модернизации, замены морально и физически устаревшей его части, а также повышения общей культуры его эксплуатации. Все это диктуется стремлением в условиях глубокого экономического кризиса России сохранить энергетический потенциал, являющийся фундаментом экономики и основой ее выхода из кризиса. Одними из наиболее важных вопросов продления паркового ресурса оборудования ТЭС являются вопросы его надежной и экономичной эксплуатации. Надежность работы теплоэнергетического оборудования находится в прямой зависимости от водно-химического режима (ВХР), а экономичность о совершенства тепловых схем, оборудования и уровня эксплуатации.

Наиболее остро отмеченные задачи стоят перед ТЭС с блоками 300 МВт, число которых велико, вследствие чего их работа оказывает значительное влияние на показатели отрасли.

В 60-е годы при разработке оборудования блоков 300 МВт предполагали, что блоки будут эксплуатироваться в режимах высокой нагрузки, близкой к номинальной (в базовой части электрического графика), с незначительным числом пусков и остановов. Опыт первых десятилетий их работы показал, что блоки 300 МВт привлекаются к регулированию электрических нагрузок, имеют длительную эксплуатацию с нагрузками 40 %, частые остановы и пуски.

За более чем тридцатилетнюю историю эксплуатации блоков 300 МВт персоналом ТЭС и сотрудниками ОРГРЭС были обнаружены многочисленные отклонения в работе оборудования от проектных показателей. Усилиями научно-исследовательских институтов (ЦКТИ, ВТИ, УралВТИ) с привлечением заводов-изготовителей на целом ряде ТЭС с блоками 300 МВт проведены мероприятия и необходимая реконструкция, обеспечившие заметное повышение тепловой экономичности блоков [3-25, 37-49, 60-62, 66-68].

Сохранение высоких показателей работы ТЭС с блоками 300 МВт невозможно без обобщения и использования опыта, накопленного на передовых ТЭС.

Оценка тепловой эффективности этих мероприятий в большинстве случаев выполнялась на основе известных методов анализа (балансового, энергетических коэффициентов, машинных) часто упрощенно, без учета влияния режимов работы оборудования, влияния связей модернизируемого элемента на показатели работы других элементов и ТЭС в целом.

Приоритет выбора проведения тех или иных энергосберегающих мероприятий на действующих ТЭС должен исходить из их наибольшей технико-экономической эффективности, которая в большинстве случаев определяется тепловой эффективностью. Это означает необходимость анализа тепловой экономичности накопленного и перспективного арсенала усовершенствований схем и оборудования блоков 300 МВт на основе единой методической базы с последующей выдачей конкретных рекомендаций, опирающихся на результаты расчетов.

Актуальность такого исследования определена рядом положений «Концепции РАО «ЕЭС России» в области энергосбережения» и «Концептуальными положениями программы энергосбережения в отрасли «Электроэнергетика».

Цель работы: обобщение опыта совершенствования тепловых схем блоков 300 МВт, разработка методов аналитической оценки мероприятий по повышению их тепловой эффективности на основе энергетических коэффициентов, анализ влияния различных водно-химических режимов на надежность работы теплосилового оборудования и разработка методики оценки межпромывочного периода поверхностей нагрева.

Указанная цель достигнута решением следующих задач:

• на основе обобщения и критического анализа многолетнего опыта совершенствования тепловых схем и оборудования блоков, водно-химических режимов выявлены основные направления энергосберегающих мероприятий на ТЭС с блоками 300 МВт;

• выполнена разработка приемов и методов оценки тепловой эффективности проведенных и перспективных мероприятий по усовершенствованию тепловых схем и оборудования;

• проведена сравни+ельная оценка тепловой эффективности безде-аэраторных схем и схем с деаэраторами полного давления с учетом реальных режимов работы блоков 300 МВт;

• создана методика оценки межпромывочного периода поверхностей нагрева оборудования.

Научная новизна.

• разработаны приемы анализа тепловой экономичности на основе метода коэффициентов изменения мощности, расширяющие границы его применения, учитывающие режимы работы турбоустановки при решении ряда задач, связанных с модернизацией тепловых схем блоков 300 МВт;

• получены новые результаты обобщения и сравнительного анализа эффективности применения бездеаэраторных схем и схем с деаэраторами полного давления, позволяющие выдать рекомендации по спектру энергосберегающих усовершенствований тепловых схем блоков 300 МВт;

• выполнен анализ влияния водно-химических режимов блоков 300 МВт на надежность работы теплосилового оборудования и предложен метод оценки межпромывочного периода поверхностей нагрева, обеспечивающий требуемую надежность длительной эксплуатации оборудования.

Практическая ценность работы состоит в следующем:

• разработанные и изложенные в примерах методы анализа тепловой экономичности схем блоков 300 Мвт дополняют инженерные методы оценки тепловой эффективности изменений, вносимых в тепловые схемы паротурбинных установок;

• сравнительная оценка перевода блоков 300 МВт на БТС и на схемы с деаэраторами полного давления показала их равную тепловую экономичность и позволила выполнить детальную весовую оценку от каждого этапа модернизации;

• результаты расчетного анализа тепловой эффективности модернизации трубной системы ПВД, включения ПНД1 и сальникового подогревателя могут быть использованы для проведения малозатратных энергосберегающих мероприятий на ТЭС с блоками 300 МВт;

• результаты расчетных и натурных исследований по повышению эффективности использования тепловыделений оборудования в системах отопления и вентиляции главных корпусов могут быть рекомендованы для реконструкции действующих газомазутных ТЭС и при разработке воздухозаборных устройств;

• разработанные методы расчета оптимального межпромывочного периода обеспечивают определение долговечности труб, вероятность безотказной работы каждой группы труб и поверхности нагрева в целом.

Достоверность результатов анализа тепловой экономичности и предлагаемых методов расчета межпромывочного периода подтверждаются данными длительной эксплуатации, а также данными, полученными другими авторами.

Автор защищает:

• методы анализа влияния на тепловую экономичность изменений, вносимых в тепловые схемы и оборудование блоков 300 МВт при их модернизации, обеспечивающие возможность оценки тепловой эффективности энергосберегающих мероприятий;

• результаты сравнительного анализа тепловой эффективности вариантов совершенствования тепловой схемы блоков 300 МВт при переходе к бездеаэраторным схемам и к схеме с деаэратором полного давления;

• усовершенствованную систему отопления и вентиляции главного корпуса ТЭС, результаты расчетного исследования ее тепловой эффективности и новое воздухозоборное устройство;

• разработки малозатратных энергосберегающих мероприятий, обеспечивающих дальнейшее повышение тепловой экономичности ТЭС с блоками 300 МВт;

• методику оценки межпромывочного периода поверхностей нагрева оборудования ТЭС.

Апробация работы.

Материалы диссертации, основные положения и выводы по отдельным ее разделам были представлены и обсуждались:

• на международных конференциях VIII, IX Бернардосовские чтения (Иваново, 1997, 1999);

• производственно-технических совещаниях РАО «ЕЭС России» (Москва, 1997-1999 гг.) и АО «Центрэнерго» (Москва, 1997-1999 гг.)

• научном семинаре кафедры ТЭС ИГЭУ (Иваново, 1999).

Диссертации выполнялась в рамках «Концептуальных положений программы энергосбережения в отрасли «Электроэнергетика».

Публикации. Содержание основных положений диссертации нашло отражение в 21 статье [99-120].

Структура и объём диссертации

Диссертация включает введение, пять глав, заключение, список использованной литературы и приложения.

Выводы по четвертой главе

1. Исследования намагниченности ТПНК и фазового состава внутри-трубных отложений котлов блоков Костромской ГРЭС позволили следующее:

• установить зависимость количества отложений от величины остаточной индукции при гидразинно-аммиачном ВХР и отсутствие этой зависимости при нейтрально- окислительных ВХР;

• доказать, что окислительные ВХР предпочтительнее ГАВР по условию обеспечения допустимой температуры ТПНК при их длительной эксплуатации;

• показать, что снос продуктов коррозии с труб КПП н.д. ведет с одной стороны к эрозийному износу паровой арматуры, лопаток входной ступени ЦСД, с другой стороны стабилизирует загрязненность труб;

• определить количественно фазовый состав продуктов коррозии.

2. Предложена методика оценки влияния параметров ВХР на долговечность и надежность ТПНК, позволяющая определять величину периода между эксплуатационными химическими чистками. Приведены результаты расчетов скорости роста и стабилизации температур стенок труб при различных амплитудах стенок труб при НОВР.

Заключение

1. Анализ тепловой экономичности технических усовершенствований структуры тепловой схемы блока 300 МВт с турбиной К-300-240 ЛМЗ, являвшихся этапными по переводу их в бездеаэраторные, показал, что основной эффект достигается применением контактных ПНД (ПНД1 и ПНД2). Это позволяет повысить КПД на 0,1-0,35 % (меньшее значение относится к нагрузке блока 100 МВт, большее- к нагрузке 330 МВт). Существенно меньший эффект приносят модернизация слива дренажа ПВД в линию питательной воды перед ПТН (около 0,02 %, а не 0,2 % как утверждали сторонники БТС) и изменение схемы подвода запираюшего конденсата к уплотнениям питательного насоса (около 0,1 %).

2. Расчетное сопоставление технически приемлемых для практической реализации четырех вариантов тепловых схем блока 300 МВт Костромской ГРЭС во всем возможном интервале электрических нагрузок (от 100 до 330 МВт) показало, что при обеспечении одинаковых условий нейтрально-кислородного водного режима наиболее экономичной является вариант схемы с деаэратором полного давления, который повышает экономичность турбоустановки на 0-0,06 % по сравнению с существующей схемой с Д-7, работающим на скользящем давлении. При этом эффект тем выше, чем выше нагрузка блока и больше эффект от снижения потерь на дросселирование пара к деаэратору. При нагрузках ниже 150 МВт схемы становятся равноэкономичными. Тепловая схема с Д-10,5 при его работе на скользящем давлении имеет более высокую экономичность, чем БТС с семью ступенями регенеративного нагрева, и равную экономичность с БТС, в которой число ступеней подогрева питательной воды не уменьшается по сравнению с исходной схемой и равно восьми.

3. Оценка водного режима блоков 300 МВт при наличии деаэраторов и без них (БТС) показала несомненное преимущество схем с деаэраторами, которые обеспечивают постоянный вывод из контура продуктов термолиза органики, а следовательно, и лучший водно-химический режим. При этом использование Д-10,5 вместо Д-7 приводит к более эффективному выводу указанных продуктов вследствие более высоких температур насыщения, которые способствуют интенсификации процессов термолиза.

4. Результаты расчетов по оценке влияния модернизации трубной системы ПВД (переход от трехходовой схемы движения воды к однохо-довой) показали, что указанная реконструкция, повысив надежность работы ПВД, привела к снижению тепловой экономичности блока на 0,15 %.

5. Оценка тепловой эффективности реализации предложений ЦКТИ по организации схемы слива конденсата греющего пара ПНД1 в специальный смеситель перед КН-1 (в существующей схеме слив отводится в конденсатор) и включения сальникового подогревателя перед ПНД2 (в исходном варианте СП включен перед ПНД1) показала, что реализация этих мероприятий позволит повысить экономичность блока на 0,15 %.

6. Исследование влияния впрыска воды в промежуточный перегреватель на тепловую экономичность блока показало, что его применение снижает экономичность блока на 0,265 % на каждый процент впрыска от расхода пара в промежуточный пароперегреватель.

7. На основе анализа длительной эксплуатации, натурных испытаний на Костромской, Киришской и ряде других ГРЭС и расчетных исследований системы вентиляции и отопления главных корпусов ТЭС доказана эффективность применения пристенных калориферов на просос для нагрева приточного воздуха, а также новых щелевых воздухозаборных устройств, которые позволяют увеличить длительность забора воздуха из котельного отделения и уменьшить тем самым потери теплоты с экс-фильтрацией. Показано, что при работающем оборудовании 100 % забор воздуха можно производить до температур наружного воздуха -2 °С без нарушения санитарно-гигиенических норм с повышением тепловой экономичности блоков на 0,07 %.

8. Выполнен качественный анализ ряда ВХР, использованных на Костромской ГРЭС. Приведены экспериментальные данные по составу фазовых отложений в трубах поверхностей теплообмена котлов. Указаны пути снижения процессов образования отложений и повышения надежности ТПНК

9. Разработана методика оценки влияния параметров ВХР на долговечность и надежность ТПНК, позволяющая определять величину периода между эксплуатационными химическими чистками. Приведены результаты расчетов скорости роста и стабилизации температур стенок труб при различных амплитудах стенок труб при НОВР.

1. Курнык Л.Н. Причины нарушения работоспособности современных деаэраторов // Электр, станции. -1986. -№ 5. - С. 15-16.

2. Нестеров Ю.В., Шмуклер Б.И. К вопросу о требуемом запасе воды в деаэраторном баке энергоблока //Теплоэнергетика. -1987. № 4.

3. Щицман М.Е. Нейтрально-кислородный режим на энергоблоках СКД М.: Энергоатомиздат, 1983

4. Ефимочкин Г.И., Вербицкий В.Л., Крохалев Б.М. Опыт отключения деаэратора и бустерных насосов на турбине К-300-240 ЛМЗ // Электр, станции. 1978. - № 2. - С.37-40.

5. Ефимочкин Г.И., Вербицкий В.Л., Беренштейн В.М. Исследование бездеаэраторной тепловой схемы на турбине К-300-240 ЛМЗ // Теплоэнергетика. 1984. - № 6. - С.41-45.

6. Опыт внедрения бездеаэраторной схемы на турбинах К-300-240 ХТГЗ Ладыжинской ГРЭС /Г.И. Ефимочкин, В.Л. Вербицкий, А.Н.Туркин и др. // Электр, станции. 1988. №7. - С.47-52.

7. Ефимочкин Г.И. Бездеаэраторные схемы паротурбинных установок М.: Энергоатомиздат, 1989

8. Ефимочкин Г.И. Бездеаэраторные тепловые схемы мощных паровых турбин//Теплоэнергетика. -1991. № 11. - С.26-31.

9. Динамические испытания бездеаэраторной схемы турбины К-300-240 / Г.И. Ефимочкин, В.Л. Вербицкий, А.Г. Прокопенко и др. //Теплоэнергетика. 1991. - № 11. - С.47-51.

10. Опыт освоения бездеаэраторной схемы на энергоблоке с теплофикационной турбиной 250 МВт /Г.И. Ефимочкин, В.Л. Вербицкий, О.Г. Зуев и др. // Электр, станции. 1992. - № 2.

11. Опыт эксплуатации бездеаэраторной схемы на трех турбинах Т-250/300-240 ТЭЦ-22 Мосэнерго // Электр, станции. 1995. - №7. - С.29-31.

12. Внедрение бездеаэраторной схемы на турбинах 800 МВт Пермской ГРЭС /Г.И. Ефимочкин, В.Л. Вербицкий, Б.М. Крохалев и др. // Электр, станции. 1995. № 10. - С.8-10.

13. Исследование бездеаэраторной схемы с гравитационным включением смешивающих ПНД на энергоблоке с турбиной К-800-240-5 ЛМЗв статических и динамических режимах /Г.И. Ефимочкин,

14. B.Л.Вербицкий, А.Г.Прокопенко и др. //Теплоэнергетика. 1991. -№ 7/

15. Ефимочкин Г.И., Марушкин В.М., Вербицкий В.Л. Двухподъ-емная бездеаэраторная схема для отечественных турбин СКД мощностью 300, 500 и 800 Мвт // Энергетик. 1996. - № 1. - С.8-11.

16. Ефимочкин Г.И., Марушкин В.М., Вербицкий В.Л. Бездеаэраторная система регенерации паротурбинной установки // Патент № 2029102.

17. Марушкин В.М., Стрелкова К.С. Новые конструкции ПВД / В кн. «Повышение надежности и эффективности работы теплотехнического оборудования ТЭС». -Челябинск, 1996. С 174-181.

18. Вакуленко Б.Ф. О состоянии и важнейших проблемах развития конструкции и технологии изготовления ПВД ТЭС и АЭС // Электр, станции. 1992. - № 9.

19. Расчетные зависимости теплообменных процессов в ПВД и ПНД современных паротурбинных установок / В.М. Марушкин, К.С. Стрелкова, В.Н. Васильев и др. //Теплоэнергетика. 1987. - № 2.1. C. 33-37.

20. Разработка техпредпожений по выбору оптимального варианта технического перевооружения по тепловой и пусковой схемам и элементам их оборудования // Отчет о НИР, НЭК. Рук. H.H. Трифонов.- Санкт-Петербург, 1993. 120 с.

21. То же, приложение. Результаты расчетов на ЭВМ вариантов тепловых схем. ЦКТИ-ЛМЗ Санкт-Петербург. - 1993. - 100 с.

22. Оптимизация тепловой схемы блока К-300-240+950 Костромской ГРЭС / Отчет о НИР № г.р. 71011202. Рук. Г.А. Ушаков. ИЭИ. Иваново, 1973. - 70 с.

23. Исследование состава и количества органических соединений в технологических потоках пара и воды блоков СКД и изучение их влияния на коррозионные повреждения труб сетевых подогревателей // Отчет о НИР. ТОО "ЭКОС" ГНЦ РФ НИИ ВОДГЕО. М., 1996. - 148 с.

24. Анализ состояния водоподготовки и воднохимического режима ТЭЦ-22 «Мосэнерго» //Отчет о НИР. МЭИ-ИГЭУ. М., 1996. - 12 с.

25. Таран O.E. Пути повышения экономичности работы Костромской ГРЭС //Электр, станции. 1979. - № 10. - С.4-7.

26. Гинзбург Г.В., Доброхотов В.И. Основные факторы, определяющие экономичность работы энергоблоков мощностью 300 МВт в широком диапазоне изменения нагрузок./Деплоэнергетика. 1973. - № 6. -С.2-7.

27. Рубинштейн Я.М., Щепетильников М.И. Расчет влияния изменений в тепловой схеме на экономичность электростанций М: Энергия, 1969.

28. Рубинштейн Я.М., Щепетильников М.И. Исследование реальных тепловых схем ТЭС и АЭС М.: Энергоиздат, 1982.

29. Гохштейн Д.П. Энтропийный метод расчета энергетических потерь М.: ГЭИ, 1951.

30. Гохштейн Д.П., Верхивкер Г.П. Проблема повышения КПД паротурбинных электротанций М.: ГЭИ, 1960.

31. Гохштейн Д.П. Современные методы термодинамического анализа М.: Энергия, 1969.

32. Андрющенко А.И. Термодинамические расчеты оптимальных параметров тепловых электростанций М.: Высшая школа, 1963.

33. Рыжкин В.И., Кузнецов A.M. Анализ тепловых схем мощных конденсационных блоков М.: Энергия, 1972.

34. Буланин В.А., Родимкин Е.Д. Метод анализа энергобаланса паротурбинной установки //Электр, станции. 1978. № 11. - С.27-31.

35. Буланин В.А. Некоторые вопросы анализа энергобаланса ТЭС /Др. Энергосетьпроекта. Вып. 12. -М., 1979. С. 10-20.

36. Буланин В.А. Энергетический баланс тепловой электростанции -Учебное пособие. Ташкент, 1989.

37. Мошкарин A.B., Щепетильников М.И. К анализу тепловых схем ТЭЦ/Деплоэнергетика. 1993. -№ 12. - С. 13-15.

38. Смешивающие подогреватели паровых турбин / В.Ф. Ермолов, В.А. Пермяков, Г.И. Ефимочкин, В.Л .Вербицкий. М.: Энергоатомиздат, 1982.

39. Берман Л.Д., Ефимочкин Г.И. Повышение эффективности конденсационных регенеративных установок мощных паровых турбин // Изв. вузов Энергетика. - 1982. - № 4. - С.42-49.

40. Испытание системы регенерации турбины К-300-240 ЛМЗ с одним смешивающим подогревателем низкого давления / Г.И. Ефимочкин, В.Л. Вербицкий, М.Д. Бельферман и др. //Электр, станции. 1977.2. С.25-28.

41. Реконструкция системы регенерации низкого давления турбо-установок 300 МВт / Г.И. Ефимочкин, В.Л. Вербицкий, М.Д. Бельферман и др. // Электр, станции. 1975. № 10. - С.30-34.

42. Ефимочкин Г.И. Совершенствование регенеративной схемы паровых турбин современных энергоблоков //Теплоэнергетика. -1984. -№ 7. С.46-51.

43. Опыт применения смешивающих ПНД на турбинах мощностью 300 МВт /В.Ф. Ермолов, Г.И. Ефимочкин, В.А. Пермяков, В.Л .Вербицкий //Теплоэнергетика. 1976. - № 3. - С.43-49.

44. О влиянии смешивающих подогревателей на водный режим энергоблоков /В.А. Пермяков, И.А. Кусков, Г.И. Ефимочкин и др. // Теплоэнергетика. 1986. - № 9. - С. 18-22.

45. Повышение экономичности схемы концевых уплотнений питательных насосов /П.С. Чегурко, А.М. Туркин, Ю.П. Гушхин, В.К. Маринин // Электр, станции. 1974. - № 1. - С.71-73.

46. Повышение надежности и экономичности энергетических насосов /А.Н. Туркин, Л.Е. Чегурко, В.А. Васильев, Б.П. Прибытов // В кн. «Совершенствовоние энергетического оборудования ТЭС». УралВТИ.-Челябинск: Юж.-Урал. кн. изд-во, 1991. С. 179-187.

47. Туркин А.Н., Гаврилова В.М. Исследование работы питательных насосов бездеаэраторной тепловой схемы турбоустановки К-300-240 ЛМЗ // Электр, станции. 1983. - № 12.

48. Чегурко Л.Е., Гаврилова В.М. Исследование концевых уплотнений питательных насосов с многозаходной винтовой нарезкой // Энергетик. 1986. - №6.

49. Чегурко Л.Е. Питательные и конденсатные насосы тепловых электростанций //В кн. "Повышение надежности и эффективности рабогы теплотехнического оборудования ТЭС." УралВТИ. -Челябинск: -Юж.-/рал. кн. изд-во, 1996. С. 133-140.

50. Карелин В.Я. Кавитационные явления в центробежных и осевых насосах. М.: Машиностроение, 1975.

51. Цанев C.B., Тамбиева И.А., Короткова Л.С. Тепловые схемы и показатели конденсационных паротурбинных установок Учебное посо-Зие. - М.: МЭИ, 1983.

52. Шлейфер Б.М., Змачинский A.B. Энергетические потери при впрыске воды в первый промперегреватель в котлах с двойным промперегревом // Энергомашиностроение. 1970. - № 10.

53. Шлейфер Б.М., Зарайский С.И. Технико-экономический анализ :пособов регулирования промперегрева в газомазутных котлах большой иощности // Информтяжпром. Обзорная информация. Энергетическое эборудование. М., 1974. 3-73-28.

54. Otter К. Der Einfluß der Zwischenuberhutzer einspritzung auf den Spezifischen Warmerverbrauch von Dampfkraftanlagena /BWK 21 (1969). Mg 8. August.

55. Keller H. Eine Unirechungssystematik fur Abnahmamessungen in Dampfturbinen // BWK. 28. (1976). № 6. Juni.

56. Кузнецов A.M., Таран O.E., Кокурина Л.Г. Снижение КПД бло-<а от впрыска воды в промежуточный пароперегреватель // «Повышение экономичности и надежности электрических станций». Сб. науч. трудов. -Иваново, 1977. С.63-65.

57. Мошкарин A.B., Щепетильников М.И. Влияние впрыска воды в промперегреватель на экономичность турбоустановки // Электр, стан-дии. 1994. - № 10. - С.32-34.

58. Пеккер Я.Л. Определение температуры холодного воздуха для подсчета экономичности парогенератора //Теплоэнергетика. 1973.8.

59. Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий; СН-245-71. -М.: 1972.

60. Отопление и вентиляция главных корпусов ТЭС: РТМ. ТЭП-ТХОВ-34. -М.: Теплоэлектропроект, 1977.

61. Коновалов В.И., Мошкарин A.B., Ушаков Г.А. Аэрация главно-о корпуса крупных ГРЭС с использованием тепловыделений оборудова-шя. // «Повышение экономичности и надежности ТЭС». Сб. трудов. Вып. >. -ИЭИ. Иваново, 1973. - С.127-131.

62. Гигиеническая оценка эффективности новой схемы аэрации лавного корпуса крупной ГРЭС /Ю.П. Пальцев, Н.Л. Циркова, 1.Г. Капарович, Т.М. Романова, Г.А. Ушаков, A.B. Мошкарин //Гигиена ■руда и профессиональные заболевания. 1977. - № 3. - С.43-45.

63. О рациональной системе вентиляции главного корпуса ГРЭС Т.М. Романова, В.Н. Фадеев, С.Р. Меримсон и др. // Электр станции. ¡983. № 2. - С.6-8.

64. Яровой В.Г., Проскуровский Ф.Я. Отопление и вентиляция лавного корпуса крупной тепловой электростанции // Электр, станции. ¡975. № 9. - С.13-15.

65. Исследование аэрации главного корпуса Костромской ГРЭС /Отчет о НИР. Рук. Г.А. Ушаков. Инв.№ Б 337060. ИЭИ. - Иваново, 973.

66. Анализ работы системы аэрации с калориферами «на просос» в ¡имних условиях //Отчет о НИР. Рук. Г.А. Ушаков. Инв. № Б 528621. -1ЭИ. Иваново, 1976.

67. Реконструкция системы аэрации главного корпуса ГРЭС-19 Ленэнерго» // Отчет о НИР. Рук. Т.М. Романова. Инв. № Б 480067.-1ЭИ. Иваново, 1975.

68. Рабочие чертежи и пояснительная записка применительно к аэрации Ириклинской ГРЭС //Отчет о НИР. Рук. А.Т. Севальнев. ИЭИ. -Иваново, 1985.

69. Натурные исследования. Расчет и выбор вентиляционного оборудования./Отчет о НИР. Рук. А.В.Мошкарин. № Б 797188. ИЭИ. - Иваново, 1979.

70. Мошкарин A.B., Меримсон С.Р., Романова Т.М. Вентиляция ТЭС с учетом движения воздуха между пролетами котельного и машинного отделений // Инф. листок. № 88-20. ЦНТИ. -Иваново: -1988.

71. Схема вентиляционных потоков главных корпусов ТЭС с блоками 800 МВт в зависимости от компоновочных решений / Б.Н. Лобаев и др. //Энергетическое строительство. 1975. - № 1. - С.21-23.

72. Проблемы воздухоснабжения главных корпусов тепловых электростанций / В.В. Романцев, Б.М. Крохалев, З.С. Багаутдинов и др. // Электр, станции. 1984. - № 3. - С. 13-15.

73. Корбут В.П. Формирование микроклимата в главных корпусах ТЭС при применении зональных схем организации воздухообмена и теп-лоиспользования // Электр, станции. 1988. - № 4.

74. Меримсон С.Р. Забор воздуха на дутье из помещения главного корпуса ТЭС //Повышение экономичности и надежности ТЭС. Межвуз. сб. трудов ИЭИ. - Иваново, 1981. - С.60-62.

75. Мошкарин A.B., Меримсон С.Р. Размещение приемной камеры дутьевых вентиляторов над котлом // Изв. Вузов СССР- Энергетика. Де-пон. ВИНИТИ. 30.03.82. № 1479-82. 7 с.

76. Информационное письмо № 8 85. Опыт эксплуатации систем вентиляции главных корпусов ТЭС с пристенными калориферами. - М.: ПО Союзтехэнерго, 1985.

77. Меримсон С.Р. Организация воздушного режима производственных зданий с разновысокими пролетами (на примере главного корпуса ТЭС) // Автореферат диссерт. на соискание уч. ст. канд. техн. наук. Москва, 1987.-20 с.

78. Технический отчет о тепловом испытании турбины К-300-240 Костромской ГРЭС (седьмой том) // Отчет. Инв. № 50084. Рук. А.М. Сахаров, -М.: ОРГЭС, 1994. -23 с.

79. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1976.

80. Таран O.E., Бабичев Л.А., Мошкарин A.B. Пути снижения образования оксидов азота на котлах ТГМП-314 Костромской ГРЭС //Тез. докл. юбилейной науч.-техн. конф. «Повышение эффективности теплоэнергетического оборудования». ИГЭУ. - Иваново: - 1997. - С.3-4.

81. Мошкарин A.B., Семашко В.А., Полежаев Е.В. Программный комплекс для расчета тепловых схем // «Повышение эффективности работы ТЭС и энергосистем». Тр. ИГЭУ. Вып. 2. Под ред. A.B. Мошкарина, В.А. Шуина, Е.С. Целищева Иваново, 1998. - С. 29-32.

82. Кот.А.А., Деева З.В. Водно-химический режим энергоблоков ТЭС.-М.: Энергия, 1978. -168 с.

83. Рябинин В.Ф. К расчёту надёжности сложных трубных систем энергетических установок по данным отказов в эксплуатации // В сб. "Атомные электрические станции". Вып. I. М.: Энергия, 1977.

84. Шицман М.Е., Тимофеев Ю.И. Водный режим блоков СКД и проблема НРЧ мазутных котлов // В сб. "Температурный режим и гидравлика парогенераторов". Л., 1978.

85. Антикайн П.А. Коррозия металла парогенераторов. М.: Энергия, 1977.

86. Антикайн П.А. Металлы и расчёт на прочность элементов паровых котлов. М.: Энергия, 1969, 76 с.

87. Маргулова Т.Х. Исследование нейтральных водных режимов на энергоблоках сверхкритических параметров // Теплоэнергетика. 1978. -№ 10.

88. Гутман Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М.: Металлургия, 1974.

89. Туляков Г.А. Критерий для оценки долговечности работы метал-па при термической усталости с учётом условий эксплуатации // Теплоэнергетика. 1973. № 6.

90. Туляков Г.А., Соколянский Б.М. О причинах преждевременных эазрушений металла поверхностей нагрева парогенераторов // Теплоэнергетика. 1977. № 10.

91. Василенко Г.В. Оптимизация водно-химических режимов энергоблоков сверхкритического давления // Автореферат на соискание учен. ст. д-ра техн. наук. Л., 1985.

92. Продукты коррозии в контурах атомных станций / К.Н. Брусов и др. М.: Энергоатомиздат, 1988.

93. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ.- СПО ОРГРЭС.- М.: 1996.

94. Маргулова Т.Х., Мартынова О.И. Водные режимы тепловых и атомных станций.- М.: Высш. Школа, 1981. 320 с.

95. Вайнман А.Б. Предупреждение коррозии барабанных котлов высокого давления. М.: Энергоатомиздат, 1985 - 232 с.

96. Паули В.К. Автореф. На соискание уч. ст. доктора техн. наук .М.: МЭИ, 1996.

97. Маргулова Т.Х. Применение комплексонов в теплоэнергетике -М.: Энергия,1973.

98. Обзор исследований по разработке, внедрению и наладке на блоках 300 МВт бездеаэраторных тепловых схем / А.В.Мошкарин,

99. A.Я. Копсов, В.В.Великороссов, O.E.Таран //Повышение эффективности работы ТЭС. Труды ИГЭУ, вып.З. Под. ред. А.В.Мошкарина- Иваново, 1999. С. 24-27.

100. Метод оценки изменений, вносимых в тепловую схему /А.В.Мошкарин, М.И.Щепетильников, В.В.Великороссов, Н.Н.Балдин //Труды ИГЭУ, вып.З. Иваново, 1999. - С. 28-29.

101. Тепловая эффективность замены поверхностного ПНД2 на смешивающий /А.В.Мошкарин, А.Я.Копсов, В.В.Великороссов, О.Е.Таран, А.И.Платов // Труды ИГЭУ, вып.З. Иваново, 1999. - С. 30-32.

102. Оценка тепловой эффективности схемы слива дренажей ПВД8 и ПВД7 в рассечку между питательным и бустерным насосами / А.В.Мошкарин, А.Я.Копсов, В.В.Великороссов, О.Е.Таран, А.И.Платов// Труды ИГЭУ, вып.З. Иваново, 1999. - С. 36-41.

103. Сопоставление тепловой эффективности БТС и вариантов тепловых схем с деаэратором /А.В.Мошкарин, А.Я.Копсов,

104. B.В.Великороссов, О.Е.Таран, Е.В.Полежаев // Труды ИГЭУ, вып.З. -Иваново, 1999. с.42-43.

105. Оценка водного режима блоков при переходе к БТС / А.В.Мошкарин, В.Н.Виноградов, В.В.Великороссов, Г.В.Тумасова //Труды ИГЭУ, вып.З. Иваново, 1999. - С. 44-45.

106. Тепловая эффективность реконструкции ПВД / А.В.Мошкарин, В.В.Великороссов, O.E. Таран, H.H. Бал дин, А.И.Платов //Труды ИГЭУ, вып.З. Иваново, 1999. - С. 46-47.

107. Оценка влияния впрыска воды в промежуточный перегреватель на тепловую экономичность турбоустановки /А.В.Мошкарин, Ю.Н.Богачко, В.В.Великороссов, О.Е.Таран, Е.В.Полежаев //Труды ИГЭУ, вып.З. Иваново, 1999. - С. 50-51.

108. Об эффективности вариантов реконструкции котлов ТГМП-314 Костромской ГРЭС Мошкарин A.B., Богачко Ю.Н, Великороссов В.В., Таран O.E., Бабичев Л.А., Полежаев E.H.//А.В.Мошкарин, Ю.Н.Богачко,

109. B.В.Великороссов, О.Е.Таран, Л.А.Бабичев, Е.В.Полежаев //Труды ИГЭУ, вып.З. Иваново, 1999. - С. 55-58.

110. Оценка тепловой эффективности усовершенствования системы вентиляции и отопления главного корпуса Костромской ГРЭС /А.В.Мошкарин, С.Р.Меринсон, Г.А.Ушаков, В.В.Великороссов, О.Е.Таран, А.И. Платов //Труды ИГЭУ, вып.З. Иваново, 1999. - С. 59-66.

111. Воздухозаборное устройство, повышающее эффективность использования тепловыделений оборудования / А.В.Мошкарин,

112. C.Р.Меринсон, В.В.Великороссов, О.Е.Таран // Труды ИГЭУ, вып.З. -Иваново, 1999. С. 67-70.

113. Совершенствование водно-химического режима пароводяного тракта энергоблоков Костромской ГРЭС / Н.Н.Балдин, Г.В.Тумасова, И.А.Шатова, В.В.Великороссов, В.Н.Виноградов // Труды ИГЭУ, вып.З. -Иваново, 1999. С. 232-237.

114. Оценка межпромывочного периода поверхностей нагрева /В.Н.Виноградов, В.В.Великороссов, Н.Н.Балдин, И.А.Шатова //Труды ИГЭУ, вып.З. Иваново, 1999. - С. 238-241.

115. Опыт применения фазового анализа продуктов коррозии при исследовании водно-химического режима / А.Н.Кукушкин., В.В.Великороссов, В.Н.Виноградов, М.В.Кутуров, Е.А.Крестниковская // Труды ИГЭУ, вып.З. Иваново, 1999. - С. 241-246.

116. О программе энергосбережения ОАО «Костромская ГРЭС» на 1998-2000 гг. и на перспективу до 2005 и 2010 г. /Н.Н.Балдин, О.Е.Таран, В.В. Великороссов, А.В.Мошкарин //Доклады НТК. Под ред. А.В.Мошкарина, Волгореченск. 1999. - С. 6-8.

117. Об опыте внедрения на блоках 300 МВт деаэраторов Д-10,5 и результаты оценки их тепловой экономичности /А.В.Мошкарин, О.Е.Таран, Е.В.Полежаев, В.В.Великороссов // Доклады НТК. Под ред. А.В.Мошкарина, Волгореченск. 1999., - С. 9-10.

118. Задачи реконструкции котлов ТГМП-414 /О.Е.Таран, Л.А.Бабичев, В.В.Великороссов и др. //Доклады НТК. Под ред. А.В.Мошкарина, Волгореченск. 1999. - С. 13-15.

119. Опыт эксплуатации системы отопления и вентиляции главных корпусов I и II Костромской ГРЭС с калориферами «на просос» /А.В.Мошкарин, О.Е.Таран, В.В.Великороссов и др // Доклады НТК. Под ред. А.В.Мошкарина, Волгореченск. 1999. - С. 18-20.

120. Великороссов В.В. Учет эксплуатационных факторов при оценке величины межпромывочного периода труб поверхностей нагрева котлов //Доклады НТК. Под ред. А.В.Мошкарина, Волгореченск. 1999. - С. 35-37.