автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Исследование и совершенствование режимов эксплуатации ПГУ-325

На правах рукописи

БУДАКОВ ИГОРЬ ВЛАДИМИРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПГУ-325

Специальность 05.14.14. - «Тепловые электрические станции,

их энергетические системы и агрегаты»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

2 0 СЕН 2012

Москва - 2012

005047121

005047121

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Национальный исследовательский университет «МЭИ» на кафедре Тепловых электрических станций.

Научный руководитель — кандидат технических наук, доцент

Рабенко Владимир Степанович

кандидат технических наук, доцент Буров Валерий Дмитриевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Томаров Григорий Валентинович

кандидат технических наук, Рыбаков Борис Адамович

Ведущая организация — ОАО «НПО Сатурн»

Защита состоится «24» октября 2012 г. в 14 час. 00 мин. в аудитории Малый актовый зал на заседании диссертационного совета Д212.157.07 в ФГБОУ ВПО «Национальный исследовательский университет «МЭИ» по адресу: г. Москва, ул. Красноказарменная, 14.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Национальный исследовательский университет «МЭИ».

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью организации) просим направлять по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, 14, Ученый Совет ФГБОУ ВПО НИУ«МЭИ».

Автореферат разослан « /_ » сентября 2012 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета Д212.157. к.т.н., доцент

Ильина И.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В энергетической стратегии России на период до 2030г. указано, что «Стратегической целью государственной энергетической политики является создание устойчивой инновационной системы в сфере энергетики для обеспечения российского топливно-энергетического комплекса высоко-эффективными отечественными технологиями и оборудованием, научно-техническими и инновационными решениями в объемах, необходимых для поддержания энергетической безопасности страны».

В направлении снижения себестоимости электрической и тепловой энергий требуется повышать технико-экономические показатели энергоблоков, надежность, эффективность использования установленной мощности.

Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики Российской Федерации на период до 2020 г. намечен значительный ввод в эксплуатацию на ТЭС современных парогазовых установок (ЛГУ). К сожалению, большинство вводимых 111 У базируются на зарубежных ГТУ.

На сегодняшний день в России существует единственная конкурентно-способная, в сравнении с зарубежными аналогами, по своим технико-экономическим показателям отечественная газовая турбина ГТЭ-110. Совершенствование режимов эксплуатации энергоблока ПГУ-325, направленных на увеличение надежности, повышению маневренности, экономичности позволит успешно проводить энергетическую политику России на базе отечественного энергомашиностроения. Таким образом, задачи повышения экономичности, маневренности и надежности отечественного газотурбинного двигателяГТЭ-110 носят стратегический характер.

Объектом исследования является первая отечественная парогазовая установка типа ПГУ-325, состоящей из 2-х газовых турбин (ГТ) типа ГТЭ-110, 2-х котлов утилизаторов (КУ) типа П-88 и паровой турбины(ПТ) К-110-6,5.

Предмет исследования: режимы работы энергоблока ПГУ-325.

Цель работы и задачи исследований. Повысить экономичность, маневренность и надежность 111 У -325 на базе российского оборудования.

Для достижения этой цели поставлены задачи:

^ усовершенствовать алгоритм и методику теплового расчета энергоблока ПГУ-325;

^ оптимизировать схемные решения, обеспечить качественное использование топлива;

усовершенствовать режим эксплуатации технологических и тепловых схем; V увеличить эффективность сезонной работы энергоблока ПГУ-325 на рынке электроэнергии и мощности, расширить диапазон регулирования блока. Научная новизна работы:

о усовершенствована методика комплексного расчета тепловой схемы ПГУ дополнением теплового расчета ГТЭ-110, определением расхода газов за ГТ; о разработан способ оценки предельного снижения температуры уходящих газов, что позволяет повысить производительность КУ, мощность ПТ. о решена задача расширения диапазона регулирования мощности ГТЭ-110, ПГУ-325 путем управления температурой воздуха перед компрессором; о усовершенствован метод оценки предельной степени увлажнения воздуха в воздухозаборном тракте ГТЭ-110, учитывающий снижение давления по тракту.

Степень достоверности подтверждается эксплуатационными данными и данными завода изготовителя ГТЭ-110 при натурном исследовании объекта. Практическая ценность диссертятшпннпй работы состоит в том, что её результаты позволяют:

^ дать рекомендации по повышению надежности, экономичности, маневренности работы энергоблока ПГУ-325;

^ обеспечить снижение температуры уходящих газов котла утилизатора, контролируя образование точки росы, применением методики расчета «образования точки росы в уходящих газах;

Алгоритм и методика комплексного расчета энергоблока ПГУ-325 используется в учебном процессе на кафедре «Паровых и газовых турбин»

Ивановского государственного энергетического университета. «

Предлагаемая методика определения относительной влажности воздуха перед компрессором позволяет производить расчеты изменения влажности воздуха по тракту ВЗТ и определять допустимую степень увлажнения воздуха с целью снижения его температуры для увеличения располагаемой мощности ГГ.

Реализация. Рекомендованная технологическая схема системы антиобледенения (АОС) применена при модернизации ВЗТ ГТЭ-110 на Ивановских ПГУ филиала ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС».

На защиту выносится:

^ алгоритм и методика комплексного теплового расчета ПГУ-325;

V научно-технические решения по совершенствованию технологических и

'тепловых схем;

V рекомендации по совершенствованию режимов эксплуатации оборудования

энергоблока ПГУ-325.

Теоретическая значимость:

- предлагаемая методика теплового расчета ПГУ-325, в отличие от известных подходов, учитывает: влияние параметров охлаждающего воздуха, поступающего на охлаждение деталей проточной части газовой турбины; изменение количества выхлопных газов при регулировании температуры газов за ГТЭ-110 (с помощью определения коэффициента избытка воздуха в камере сгорания), что дает эффект более точного определения парообразования в котле-утилизаторе, мощности паровой турбины и может быть использована в процессе проектирования новых и реконструируемых тепловых электростанций;

- разработана методика, позволяющая получить предельные границы снижения температуры выхлопных газов (дополняют существующие представления о возможности утилизации низкопотенциального тепла без снижения надежности газового тракта);

- выявлена зависимость количества выхлопных газов от температуры наружного воздуха;

- выявлен рост КПД ГТ и ПГУ при эксплуатации оборудования в условиях повышения температуры воздуха перед компрессором до расчётного значения,

что позволило изменить представления об увеличении КПД ГТЭ, работающей в составе Ш У при снижении температуры наружного воздуха;

- определена и подтверждена необходимость регулирования температуры воздуха перед компрессором и газов на выходе из котла утилизатора при переменных режимах работы энергоблока, с целью повышения эффективности использования топлива.

Апробация работы и публикации.

Результаты работы докладывались НТК «Состояние и перспективы развития электротехнологии» Иваново, ИГЭУ, 2009г., 1ЛП НТК «Применение газотурбинных установок в энергетике и промышленности», Пермь, 2009г.; Всероссийская НТК «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем», М., МЭИ, 2010г.; Шестая региональная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «ЭНЕРГИЯ 2011» г. Иваново; Международная научно-техническая конференция «СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОТЕХНОЛОГИИ» г. Иваново 2011; научном семинаре кафедры ТЭС НИУ МЭИ март 2012 г., заседание кафедры ТЭС НИУ МЭИ май 2012.

По результатам диссертации имеется 17 публикаций, в том числе четыре публикации в изданиях из перечня, рекомендуемого ВАК.

Структура и объем диссертации.

Работа состоит из введения, пяти глав, выводов по работе, библиографического списка, приложения. Содержание работы изложено на 173 страницах машинописного текста с 26 таблицами и 56 рисунками. Список литературы содержит 93 наименования.

Личный вклад автора заключается: в анализе работы первого в России современного отечественного энергоблока ПГУ-325; выработке направлений по совершенствованию эксплуатации; усовершенствовании методик расчета; в постановке и проведении расчётных исследований, направленных на выполнение поставленных задач; в анализе полученных результатов и выдаче рекомендаций практической направленности.

(

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, приводится постановка задачи и краткая аннотация содержания работ по разделам, дана оценка новизны и практической ценности полученных результатов, сформулированы защищаемые положения.

Глава 1 содержит обзор по объекту исследования, анализ литературных источников за период 1991 - 2012гг. Основное внимание уделялось ГТЭ-110, её особенностям, перспективам использования в российской энергетике. Приведены характеристики основного тепломеханического оборудования энергоблока ПГУ-325.

В состав блока ПГУ-325 входит следующее основное оборудование: -две газотурбинные установки ГТЭ-110 производства ОАО «НПО «Сатурн» (г.Рыбинск) с электрогенераторами типа ТЗФГ-110-2МУЗ (ОАО «Силовые машины» г. С-Петербург);

- два котла-утилизатора типа П-88, производства АО ЗиОМАР (г. Подольск);

- паротурбинная установка типа К-110-6,5 производства с электрогенератором ТЗФП-110-2МУЗ производства ОАО «Силовые машины» (г. Санкт-Петербург). Основные технико-экономические показатели энергоблока ПГУ-325 приведены в табл. 1, характеристики основного оборудования в табл. 2,3,4.

Разработку газовой турбины ГТЭ-110 с 1991г вёл НПП «Машпроект». Промышленное освоение осуществляет ОАО «НПО «Сатурн» на площадке ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» филиал «Ивановские ПТУ». Научно-техническое сопровождение разработки ГТЭ-110 (ПГУ-325) проводит ОАО «ВТИ». Проектное сопровождение провёл ОАО «ТЭП».

Таблица 1. Основные характеристики ПГУ -325

Величина Проектные ТЭП ТЭП (исп. 2012г)

Электрическая мощность на клеммах генераторов (ГТ1 + ТО + ПТ), МВт 108+108+105,8 =321,8 120,3+120,9+99,2 = 340,4

КПД ПГУ нетто, % 50,2 52,5

Уцельный расход условного топлива, г/кВт 256,3 244,9

О Температура наружного воздуха, С +15 -20

Таблица 2. Газотурбинная энергоустановка ГТЭ-110

Величина Проектные ТЭП Гарантийные ТЭП (испытания)

Электрическая мощность на клеммах генератора, номинальная/пиковая, МВт 110/120 114,97

КПДГТУ 34,5/35,0 35,49

0 Температура газов на выходе, С 517 517,7

Содержание N0^ ,ррт 50 157

0 Температура наружного воздуха, С +15 +11,5

Таблица 3. Котел утилизатор П-88

№№ п/п Наименование параметра Единица измерения Числовое Значение

1 Расход газов на входе в 1 котел кг/с 359,4

2 Температура газов на входе в котел °С 533

3 Контур высокого давления

3.1. Паропроизводительность т/ч 154,3x2=308,6

3.2. Давление пара на выходе из котла МПа 7,3

3.3. Температура пара на выходе из котла °С 504,4

4 Контур низкого давления

4.1. Паропроизводительность т/ч 39x2=78

4.2. Давление пара на выходе из котла МПа 0,7

4.3. Температура пара на выходе из котла °С 227,9

5 Тепловая нагрузка ВВТО* МВт 21

Таблица 4. Основные технические характеристики паровой турбины типа К-110-6,5

№№ п/п Наименование параметра Единица измерения Числовое значение

1 Мощность при расчетных условиях МВт 105,8

2 Контур высокого давления

2.1 Давление пара перед СК турбины МПа 6,8

2.2 Температура пара перед турбиной °С 501,3

2.3 Расход пара т/ч 308,6

3 Контур низкого давления

3.1 Давление пара перед турбиной МПа 0,65

3.2 Температура пара перед турбиной °С 224,9

3.3 Расход пара т/ч 78

Создание ГТЭ-110 определено Правлением РАО «ЮС России» как крупномасштабное приоритетное направление в научно-технической деятельности РАО «ЮС России», а создание на базе ГТЭ-110 высокоэффективных парогазовых установок ПГУ-325 и ПГУ-170 считалось важнейшими задачами «ЮС России». В этой связи были разработаны технико-экономические обоснования проектов ПГУ-325 на Ивановской ГРЭС, Конаковской ГРЭС, Псковской ГРЭС.

Проведенные испытания ГТЭ-110 на жидком и газообразном топливе показали соответствие экспериментальных характеристик их проектным значениям. Стоит отметить, что испытания ГТЭ-110 проводились при работе газовой турбины в открытом цикле.

Условия работы и режимы эксплуатации ГТЭ-110 в составе ПГУ-325 во многом отличаются от её работы в открытом цикле (автономный режим работы). С начала ввода энергоблока ПГУ-325 в эксплуатацию (2007 год), не было проведено достаточной оптимизации тепловых и технологических схем, в связи с чем, во время эксплуатации блока проявились следующие проблемы:

• повышение вибрации при изменении положения В НА в сторону прикрытия; •малый диапазон регулирования мощности энергоблока ПГУ-325; •неэффективная и энергозатратная антиобледенительная система (АОС) ГТЭ-110;

• большие потери тепла в окружающую среду;

• отсутствие схемы регулирования температуры охлаждающего воздуха проточной части ГТД-110;

•высокий уровень выбросов вредных веществ в дымовых газах (окислы азота).

На основании выявленных проблем связанных с эксплуатацией первого блока ПТУ с основным оборудованием отечественного производства поставлена задача исследования объекта для оптимизации схемных решений и совершенствования режимов эксплуатации.

Для достижения поставленных задач возникла необходимость разработки комплексного расчета объекта исследования (тепловой схемы ГТЭ -110 и ПГУ-325).

В главе 2 представлен обзор существующих методов поверочных термодинамических расчетов парогазовых установок на заданный режим работы. Проведен критический анализ шести методов теплового расчета 111V, отмечены положительные стороны, выявлены недостатки.

Из проведенного анализа, определена необходимость усовершенствования методики расчета тепловой схемы 111 У, с помощью которой можно оценить изменение ниже перечисленных, параметров и проследить их влияния на параметры рабочего тела в цикле, экономичность и мощность оборудования ЛГУ.

Методика должна учитывать максимально возможное количество параметров влияющих на ТЭП оборудования ПГУ и определять режим работы оборудования при различных климатических условиях. К ним относятся: мощность ПГУ (ГТ); характеристика топлива; температура и влажность воздуха перед компрессором; (изменение параметров воздуха при его транспортировке по воздуховоду от КВОУ до компрессора (К), от К до камеры сгорания (КС); параметры воздуха, поступающего на охлаждение КС, с целью управления температурой газов на входе в КУ путем изменения коэффициента избытка воздуха за ГТ, что значительно влияет на расход генерируемого пара в КУ; температуры воздуха, подаваемого на охлаждение элементов конструкции ГТ; рециркуляция части выхлопных газов на вход компрессора для управления качеством воздуха; отбор воды из контура НД КУ на подогрев сетевой воды внешних потребителей; изменение давления в барабанах и паропроводах КУ ПГУ; температура точки росы выхлопных газов КУ; изменение показаний, влияющих на потери в регулирующих клапанах ПТ (дросселирование); величину продувки КУ, возврата в цикл части пара при учете величины продувки барабанов КУ; эффективность сепарации пара низкого давления ПТ; вакуум в конденсаторе ПТ (при изменении температуры циркуляционной воды; величины присосов воздуха в вакуумную систему ПТ; количества отложений на поверхностях трубок конденсатора); температура питательной воды в цикле ПТУ.

Освещены особенности методики расчета режимов работы двухконтурных ПГУ утилизационного типа и отображена последовательность, проведения расчета разработанной методики.

Алгоритм методики выполнения комплексного расчета блока ПГУ представляет собой блок-схему рис. 1. Последовательность расчет выстроена походу совершения событий при движении рабочего тела в цикле ГТУ—* КУ—> паровая турбина (ПТ) конденсатор паровой турбины (Kill), что позволяет своевременно вносить корректировки при отклонении полученных результатов от заданного. Например, при расхождении температуры газов за ГТ с заданной, расчет повторяется с изменением

содержания кислорода в уходящих газах, влияющих на температуру в камере сгорания (рис 1. блок 5).

1 Ввод исходных данных для расчета компрессора 2 Расчет воздухозаборного тракта компрессора Э Расчет компрессора 4 Ввод характеристик топлива

8 Расчет работы 1 кг газов ГТ

і

9 Сравнение температуры на выхлопе с заданной

16 Расчет конденсатора паровой турбины 15 Насчет теплового перепаде паровой турбины 14 Ввод данных по паровой турбине 13 Расчет расхода пара за ППВДиППНД

1

17 Уточненный расчет теплового перепада паровой турбины 18 Расчет мощности паровой турбины 10 Суммарная мощность 2 ГТУ+ 1 ПГУ -> 20 Расчет технико- экономических показателей

Рис.1. Последовательность расчетов тепловой схемы ПГУ.

Задаваясь параметрами КУ, учитывается режим работы регулирующих клапанов ПТ. Например, при работе ПГУ в режиме полублока (1 ГТУ+1 КУ+1 ПТ), из-за снижения расхода пара к ПТ, давление за КУ определяется режимом работы РК ПТ.

По найденному количеству пара, тепловому перепаду паровой турбины, заданной температуры циркуляционной воды, производится расчет вакуума в конденсаторе. Дополнительными вводимыми параметрами для расчета конденсатора являются количество отложений на трубках, марка металла трубок, число ходов циркуляционной воды и присос воздуха в вакуумную часть конденсатора ПТ. Уточняя давления в конденсаторе, проводится расчет работы ПТ во втором приближении.

Определив мощность ПТ, определяется суммарная мощность ПГУ. Заключительным этапом расчета является определение технико-экономических показателей (ТЭП) ПГУ. Эффективность всех расчетных экспериментов наглядно отражаются ТЭП.

Широкий спектр вводимых параметров позволяет производить расчеты, определяющие располагаемую мощность ПГУ по прогнозируемым параметрам наружного воздуха для составления расчетного диспетчерского графика, определяя

необходимое количество топлива; оценивать эффективность использования того или иного технического решения, связанного с внесением изменений в тепловую схему.

Сходимость результатов определяется путем сравнения мощности паровой турбины при эксплуатации блока с расчетной мощностью при одинаковых показателях мощности газовых турбин.

В главе 3 проведено исследование влияния температуры наружного воздуха на экономичность работы и маневренность ГТЭ-110. Обозначены режимные факторы влияющие на надежность и маневренность ГТЭ-110. Выполнен анализ работы АОС ГТЭ-110, определено влияние на экономичность, приведены параметры ГТЭ-110 при занесении фильтров грубой очистки (снегом). Расчетом подтверждена целесообразность включения АОС при температуре наружного воздуха «+» 5°С (Рис.2).

Воздух из _

. Воздух на входе в атмосферы " ,,.

I \ = + 5'с компрессор ГТЭ-110

+ 4,5'С

+ 2,93°С

ВоздухГнТвходе в первую ступень компрессора

Wd Ф'1'd Воздуховод Кскф.'в^А

Рис. 2. Процессы в h^s - диаграмме изменения состояния воздуха от входа из атмосферы до входа в первую ступень компрессора (до входа в ВНА) при работе АОС: ФГО, ФТО - фильтры грубой и тонкой очистки воздуха; Конф. - конфузор; ВНА - входной направляющий аппарат

Исследовано влияние ввода в работу АОС на экономичность работы ГТЭ-110.

Отбор воздуха из 10 ступени компрессора (9 кг/с расчетный режим) увеличивает

работу совершаемую компрессором, в результате чего увеличивается потребление

топлива от 150 до 200 нм3/ч.

Предложено изменение режима работы системы АОС ГТЭ-110 путем совершенствования технологической схемы. Рекомендованная схема утилизации тепла воздуха теплового укрытия ГТЭ-110 работает совместно с АОС и

отличается тем, что воздушный поток направляется дутьевыми вентиляторами в КВОУ. Такое решение позволяет: отказаться от существующей энергозатратной и низкоэффективной АОС; удалиться от зоны неустойчивой работы компрессора т.к. подогрев приводит к открытию В НА, что дает возможность более глубокой разгрузки по электрической мощности ГТЭ-110 и блока ПГУ-325.

Проведен анализ работы существующей системы воздушного охлаждения деталей проточной части ГТЭ-110. Выполнен численный эксперимент и определено влияние изменения температуры охлаждающего воздуха на температуру выхлопных газов. Даны рекомендации по изменению режима работы системы охлаждения проточной части ГТЭ-110 путем совершенствования тепловой схемы.

В главе 4 исследовано влияние климатических условий на режимы работы ПГУ-325, где характерным отличием работы ГТЭ-110 является регулирование температуры выхлопных газов на всех режимах работы газовой турбины (U = const, Овна = var). Выявлены зависимости изменения параметров сред по тракту газовой турбины, производительности котла утилизатора от климатических условий, их качественные составляющие, найдены оптимальные, с экономической точки зрения , режимы работы блока ПГУ. Экономичность режима работы блока ПГУ-325 зависит от нагрузки ГТЭ-110 и положения ВНА компрессора, максимальная экономичность достигается при полностью открытом ВНА.

Выполнено расчетное исследование влияния изменения температуры охлаждающего воздуха ГТЭ-110 на парообразование в котле-утилизаторе и мощность ПГУ-325. При повышении температуры охлаждающего воздуха, происходит рост температуры выхлопных газов ГТ. Поддержание заданной температуры на выхлопе ГТ (на входе в КУ) требует увеличения расхода воздуха в компрессор (открытие ВНА), как следствие, это влияет на характеристики ГТЭ-110: повышение внутреннего относительного КПД компрессора и газовой турбины (рис.3); снижение температуры в КС; рост количества газов на выходе из газовой турбины, что приводит к увеличению производительности КУ, сопровождаемое увеличением мощности ПТ; рост степени сжатия компрессора;

падение работы, требуемой на подогрев охлаждающего воздуха в проточной части, после охлаждения деталей ГТ; снижение количества воды замкнутого контура на охлаждение воздуха в теплообменнике, уменьшение расхода циркуляционной воды на охлаждение воды замкнутого контура.

Tloi

1,0 0,9 0,8

Г

0,8943

Зг

0,82 ^EtZ

1

0,898 0,8998 тьг

0,84 ±1

0,84 Лож -01-

0,9008 Ц

0,84.

■Ппу

0,4 0,3

0,325

0,35к 0,354

-30 -25

-20 -15 -10 -5 0 +5 _Степень открытия ВНА,%

0 25 50 75 100

Рис.З.Влияние степени открытия ВНА на эффективность работы ГТД-110: tik — внутренний относительный КПД компрессора; Пгг —внутренний относительный КПД ГТ; чгту — КПД ГТУ

Проведен анализ факторов влияющих на маневренность ПГУ-325 в холодный и теплый периоды эксплуатации. Отражено влияние климатических условий на надежность компрессора ГТ при определении диапазона регулирования мощности ГТЭ-110.

Располагаемая мощность ПТУ утилизационного типа в летний период времени зависит от температуры наружного воздуха, рост которой снижает располагаемую мощность ПГУ (относительно расчетных +15°С), имея техническую возможность более глубокой разгрузки, чем в холодные месяцы года. Расчеты показывают, что увлажнение воздуха перед компрессором до <р = 80%, в летнее время от текущего эксплуатационного состояния влажности в течение суток, позволяет увеличить располагаемую мощность ГТУ на -0,9 -г- 6,0 % в зависимости от влагосодержания наружного воздуха и располагаемой мощности ГТЭ-110. При более высоких температурах атмосферного воздуха целесообразно применение холодильной машины для доведения температуры воздуха перед компрессором до расчетного значения +15°С. В холодное время года наличие теплообменников в КВОУ

14

позволит использовать их для подогрева, путем перехода от источника хладоснабжения к источнику теплоснабжения, тем самым увеличивая степень разгрузки блока, что оказывает влияние на диапазон регулирования (маневренность при первичном регулировании частоты сети).

Выполнен анализ влияния режима работы основного оборудования на суммарную мощность блока ПГУ -325 и его маневренность.

Даны рекомендации, направленные на снижение тепловых потерь в окружающую среду путем совершенствования тепловых схем и режима эксплуатации.

Определена зависимость точки росы от содержания избытка воздуха в уходящих газах. Расчетным путем выполнена оптимизация температуры уходящих газов КУ, определена температура начала образования конденсата на наружных поверхностях нагрева ГПК, которая зависит от состава выхлопных газов, давления уходящих газов на выходе из котла утилизатора и режима работы ГТЭ-110 (рис. 4).

Рис 4. Зависимость температуры конденсации водяных паров от избытка воздуха в уходящих газах а) котла-утилизатора П-88 ОАО «ЗИОМАР» ПГУ-325 и б) энергетических прямоточных котлов, сжигающих газовое топливо (Р1 и Рг - давление, бар)

Данное решение позволяет более глубокую утилизацию выхлопных газов (1уг> 40°С), снижая выбросы тепла в окружающую среду и не вызывая очагов коррозии на металле котла.

Рассмотрена схема утилизации тепла сепарационного пара и воды ПТ подогревом конденсата с целью снижения расхода электроэнергии на привод насоса РЭН (методом уменьшения расхода циркуляционной воды ГПК), а также сокращению потерь тепла в конденсаторе паровой турбины (путем перевода сброса сепарационного пара из конденсатора ПТ в теплообменник за КПУ).

Сопоставление полученных в результате расчета температуры конденсата (после утилизации отсепарированных пара и воды равную 53,9°С) с температурой образования точки росы в уходящих газах котла П-88 (равной 39,б°С) позволяет изменить режим работы ГПК КУ, что приведёт к увеличению парообразования в контуре низкого давления на 1,6 кг/с.

Выполнен анализ аэрации главного корпуса ПГУ-325, влияние на эффективность охлаждения теплового укрытия. Конструкция теплового укрытия ГТЭ-110 имеет преимущества и недостатки. Положительной стороной являются мобильность сборки и разборки конструкции ГТУ для проведения ремонтных работ. Недостатком данного конструктивного решения являются тепловые потери с нагретым в укрытии наружными поверхностями ГТЭ воздухом в окружающую среду. Выявлен небаланс приточного и вытяжного воздуха главного корпуса при работе энергоблока в количестве, равном производительности (загруженности) вентиляторов удаляющих воздуха из теплового укрытия ГТЭ-110. Недостаток приточного воздуха ухудшает режим работы теплового укрытия из-за увеличения разряжения в главном корпусе, что приводит к росту потребления электрической и тепловой энергий на собственные нужды.

Глава 5 посвящена оценке разработанных научно-технических решений для ПГУ-325 на показатели маневренности и экономичности. Дана оценка использования воздуха теплового укрытия ГТЭ-110 в качестве антиобледенительной системы, что повлияло на расширение регулировочного

диапазона мощности (по разгрузке ГТЭ-110) на 3,52-4,34% в зависимости от температуры наружного воздуха.

Представлены рекомендации по совершенствованию технологических схем ВЗТ с целью увеличения маневренности ГТЭ-110 и ПГУ-325. Увлажнение воздуха приводит к расширению диапазона регулирования мощности (по нагрузке ГТЭ-110) на 1,85 - 1,95% в зависимости от параметров наружного воздуха и располагаемой мощности.

Дана оценка разработанных научно-технических решений направленных на сокращение тепловых выбросов в атмосферу с теплом уходящих газов котла-утилизатора и циркуляционной водой конденсатора паровой турбины.

Описано использование низкопотенциального тепла воды замкнутого контура (ЗК) при подготовке сырой воды (СВ) для Предочистки. Внедрение технологической схемы подогрева СВ водой ЗК позволило сократить использование сетевой воды зимой, исключено применение сетевой воды для подогрева СВ детом.

Совершенствование системы воздушного охлаждения ГТЭ -110 и её режима работы позволяет добиться повышения КПД (за счет снижения энергии на подогрев охлаждающего воздуха выхлопными газами) и роста мощности ПГУ-325 (за счет повышения мощности паротурбинной части блока).

Предложен вариант подачи части уходящих газов, отбираемых за последней поверхностью КУ, на вход в компрессор ГТ, с целью уменьшения тепловых и токсичных выбросов в атмосферу, а также для регулирования температуры среды перед компрессором при температурах воздуха ниже расчетных. Расчетным путем определено влияние 10%-го содержания выхлопных газов в воздухе, подающим в компрессор ГТЭ-110 на работу сжатия в компрессоре. Работа, затраченная на сжатие 1 кг смеси, на 15,7 кДж/кг меньше, чем воздуха тех же параметров). Качественному изменению содержания в воздухе N0* способствует увеличение содержания инертного газа (СО2) в составе воздуха поступающего в камеру сгорания.

Используя методику расчета, представленную во второй главе, выполнена экономическая оценка разработанных предложений по совершенствованию технологических и тепловых схем (табл.5).

Таблица 5. Технико-экономический эффект разработанных научно-технических решений

№ Техническое решение Прира ЛЛгг щение тво.% Приращение А«1пг»«п.% Уменьшение ДЬ, г/кВт Умег ие А( пылен 2, кВт

К +15 & +15°С к +15°С Е> +15°С К +15°С С» +15°С К +15°С С» +15°С

1 Технологическая схема утилизации воздуха теплового укрытия ГТЭ-110при работе в качестве АОС 1,0 - 1,426 - 7,8 - 1340 -

Пути совершенствования эксплуатации КВОУ

2 При открытии В НА на 1 градус 0,0143 - 0,007 - 5,47 _ _

При снижении температуры на 1°С - ' 0,004 0,0016 0,75 „ _

Снижение тепловых выбросов в окружающую среду

3 Снижение температуры уходящих газов за КУ на 10 °С - - 0,012 0,012 4,62 4,62 3320,; 3320,3

Утилизация тепла пара и воды из сепаратора паровой турбины - - 0,381 0,381 1,46 1,46 7291 7291

Использование тепла воды замкнутого контура - - - - - - 23,3 23,3

4 Совершенствование системы воздушного охлаждения ГТЭ-110 (По,на20°С) 0,0015 0,0015 0,002 0,002 1,5 1,5 294,9 294,9

Выводы

В результате диссертационных исследований разработаны предложения, научно-технические решения повышающие надежность, экономичность, маневренность ПГУ-325:

1. Усовершенствована методика и алгоритм расчета тепловой схемы отечественной ПГУ-325 на переменных режимах работы. Метод расчета позволяет получать данные численных экспериментов близкими по значениям с натурными.

2. Даны рекомендации по созданию новых схем ВЗТ энергетических ГТУ. Совершенствование режима эксплуатации воздухозаборного тракта позволит увеличить КПД ГТЭ-110 более чем на 2,5%.

3. Исследован режим работы системы охлаждения ГТЭ-110. Даны рекомендации по изменению тепловой схемы в части дополнения её узлом регулирования температуры охлаждающего воздуха. Данное решение позволит незначительно увеличить КПД ГТЭ-110 (0,151%), однако существенно повысит надежность работы двигателя, улучшит условия работы металла проточной части газовой турбины и жаровых труб.

4. Усовершенствована методика расчета образования конденсата в воздухе перед компрессором ГТ и в уходящих газах за котлом-утилизатором.

5. Изучены режимы работы хвостовых поверхностей КУ, условия образования точки росы. Определена зависимость образования точки росы от режима работы ГТЭ-110 (по коэффициенту избытка воздуха). Рекомендовано изменение режима работы ГПК, что позволит увеличить КПД КУ на 3,7% и снизить удельный расход условного топлива на 14,7 г у.т./кВт.

6. Проведен анализ тепловой схемы К-110-6,5. Даны рекомендации по утилизации пара и: воды, сбрасываемых из сепаратора паровой турбины в конденсатор. Решение позволяет сократить потери в окружающую среду до 7,2 МВт тепла и поднять мощность паровой турбины на 2,1 МВт.

7. Даны рекомендации, направленные на расширение диапазона регулирования мощности энергетического блока ПГУ-325.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях:

1. О некоторых итогах эксплуатации современных отечественных 111 У/ Карачев А.И., Рабенко B.C. Будаков И.В./ Вестник ИГЭУ. Вып. 2. Иваново, 2008. С. 20-25.

2. Оптимизация температуры воздуха охлаждения проточной части ГТД-110/ Рабенко B.C., Будаков И.В./ Вестник ИГЭУ. Вып. 2.- Иваново, 2009. С. 11-14.

3. Об особенностях эксплуатации энергоблоков ill У в климатических условиях регионов России/ Рабенко B.C. Будаков И.В. Неуймин В.М./ Энергосбережение и водоподготовка 2010 №6 (68) С.9-14.

4. Показатели переменных режимов бинарной парогазовой установки. Новые подходы к расчёту/ Будаков И.В., Неуймин В.М./ Надёжность и безопасность энергетики 2011 №4 (15).

5. Рабенко B.C., Будаков И.В., Алексеев М.А.: «Тепловой расчет двухконтурной парогазовой установки утилизационного типа», учебное пособие Иваново, ИГЭУ, 2008г.-308 с.

6. Первые результаты эксплуатации двигателя ГТД-110 НПО «САТУРН» в составе ПГУ-325./ Алексеев М.А., Ермолаев В.В., Будаков И.В./ Тезисы докладов LVI НТК «Применение газотурбинных установок в энергетике и промышленности», Пермь, 2009г. С. 130-135.

7. Энергосбережение низкопотенциального тепла воздуха теплового укрытия ГТД-110/ Рабенко B.C., Будаков И.В., Белоусов П.ПУ Повышение эффективности работы энергосистем: Тр. ИГЭУ. Вып. IX М.: Энергоатомиздат, 2009.-572с. С.50-55.

8. Особенности работы бинарной парогазовой установки при низких температурах наружного воздуха/ Рабенко B.C., Будаков И.В., Белоусов П.П./ Повышение

эффективности работы энергосистем: Тр. ИГЭУ. Вып. IX М.: Энергоатомизда' 2009.-572с. С.56-67.

9. Повышение эффективности ГТД-110 при работе антиобледенительной систем! Будаков И.В., Рабенко В.СУ Тезисы докладов международной НТК «Состояние перспективы развития электротехнологии» (XV Бенардосовские чтения), Иванов! 2009г., С. 190-191.

10. Программный комплекс «Термодинамические свойства воздуха Свидетельство № 2009615276. М.: Федеральная служба по интеллектуально собственности, патентам и товарным знакам, 14.05.2009., Рабенко B.C., Будако И.В., Лазарева О.В., Буданов В.А.

11. Программный комплекс «Термодинамические свойства газов» Свидетельств № 2009615275. М.: Федеральная служба по интеллектуальной собственносп патентам и товарным знакам, 14.05.2009., Рабенко B.C., Будаков И.В Лазарева О.В., Буданов В.А.

12. Рабенко B.C., Будаков И.В., Буданов В.А. «Тепловые расчеты поверхностны конденсаторов паровых турбин», учебное пособие: Иваново, ИГЭУ, 2009 г.

13. О повышении эффективности работы двухконтурной бинарной ПГУ/ Будакс И.В., Ермолаев В.В., Рабенко В.СУ Труды Всероссийской НТК «Повышена надежности и эффективности эксплуатации электрических станций энергетических систем», М 2010, С. 50-53.

14. Оптимизация температуры уходящих газов ПГУ-325/ Рабенко B.C., Будако И.В., Буданов В.А./ Шестая региональная научно-техническая конференци студентов и аспирантов «ЭНЕРГИЯ 2011» Иваново, С. 38-41.

15. Методика комплексного теплового расчета двухконтурной бинарной ПГ утилизационного типа на переменном режиме/ Рабенко B.C. Буданов В.А./ Шеста региональная научно-техническая конференция студентов и аспиранта «ЭНЕРГИЯ 2011» С.41-43.

16. Расчётно-аналитическое исследование замены воздушного охлаждения ступени ГТД-110 на паровое/ Будаков И.В., Буданов В.А./ «СОСТОЯНИЕ ] ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОТЕХНОЛОГИИ» (XVI Бенардосовскн чтения) П том Теплоэнергетика Иваново 2011, С. 74-75.

17. Определение точки росы за котлом-утилизатором с целью оптимизаци температуры уходящих газов/ Будаков И.В., Буров В.Д./ Новое в российско электроэнергетике. Электронный журнал. №11 2011г., С. 35-45.

Подписано в пвчать^'^'^М' Зак. т тир. ¥00 п.л. Полиграфический центр МЭИ Красноказарменная ул.,д.13

ВВЕДЕНИЕ

Глава I. ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПГУ - 325 НА БАЗЕ ГТЭ-110. 5 ОБЗОР ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ ПО ОБЪЕКТУ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 .Назначение «Ивановских ПГУ», характеристики

1.2. Анализ проделанных работ, перспектива использования ГТЭ

1.3. Обзор проблем выявленных в период освоения блока ПГУ-325 25 Выводы по главе I - постановка задачи

Глава П. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ КОМПЛЕКСНОГО РАСЧЕТА ДЛЯ АНАЛИЗА РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПГУ

2.1. Анализ методик теплового расчета ПГУ на переменный режим

2.2. Особенности методики расчета режимов работы двухконтурных 39 ПГУ утилизационного типа

2.3. Разработка методики и алгоритма комплексного расчета режимов 40 работы ПГУ

Выводы по главе II

Глава П1. ИССЛЕДОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ГТЭ-110 И РЕЖИМОВ ЕЁ РАБОТЫ

3.1. Исследование влияния температуры наружного воздуха на 78 надежность и маневренность работы ГТЭ

3.2. Режимные факторы, влияющие на надежность и экономичность 80 ГТЭ

3.3. Анализ работы АОС, влияние её включения на экономичность и маневренность ГТЭ

3.4. Анализ существующей системы воздушного охлаждения внутренних 103 поверхностей ГТЭ

3.5. Расчетное исследование влияния температуры охлаждающего 107 воздуха проточной части на работу ГТЭ

Выводы по Ш главе

Глава IV ПОВЫШЕНИЕ ЭКОНОМИЧНОСТИ И МАНЕВРЕННОСТИ

4.1. Исследование влияния температуры наружного воздуха на экономичность и маневренность работы ПГУ

4.2. Расчетное исследование изменения мощности ПГУ-325 при 114 различных значениях температуры воздуха на охлаждение проточной части ГТЭ

4.3. Исследование факторов влияющих на диапазон регулирования 118 мощности ПГУ-325.

4.4 Исследование аэрации главного корпуса ПГУ-325, влияние на эффективность охлаждения теплового укрытия Выводы по IV главе

ГлаваУ. ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯРАЗРАБОТАННЫХНАУЧНО- 143 ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙДЛЯ ПГУ-325 НА ПОКАЗАТЕЛИ МАНЕВРЕННОСТИ И ЭКОНОМИЧНОСТИ

5.1. Технологическая схема утилизации низкопотенциального тепла 145 воздуха теплового укрытия ГТД-110, альтернатива АОС.

5.2. Совершенствование технологической схемы ВЗТ, влияние на 146 маневренность ГТЭ-110 и ПГУ

5.3. Рекомендации по снижениютепловых потерь в окружающую среду

5.4. Совершенствование тепловой схемы охлаждения элементов 155 проточной части ГТД

5.5. Технологическая схема подачи уходящих газов в ВЗТ с целью 157 снижения образования оксидов азота. Влияние 10% содержания уходящих газов в воздухе перед компрессором на работу ГТД

5.6. Экономический эффект в результате внедрения технических 161 решений

Выводы по V главе

Наибольшие термодинамические и экономические выгоды обеспечиваются при объединении газотурбинного и парогазового циклов. При характерных для ГТУ высокой температуре подвода тепла и низкой, близкой к температуре окружающей среды, температуре отвода тепла в конденсаторе паротурбинных установок, отношение температуры горячего и холодного источников тепла в комбинированном цикле и его КПД увеличиваются [1].

Создание современных отечественных газовых турбин (ГТ) и на их основе парогазовых установок (ПГУ) является важнейшей государственной задачей. «Энергетической стратегией России на период до 2030 г.» и «Программой модернизации электроэнергетики Российской Федерации на период до 2030 г.» поставлены масштабные задачи по модернизации и вводу новых генерирующих мощностей, в том числе на базе газотурбинных технологий.

В настоящее время, несоответствие ПГУ-325 требованиям «Системного оператора ЕЭС» в вопросе обеспечения регулировочного диапазона мощности и низкая надежность газовой турбины значительно снизило спрос на ГТЭ-110.

Обеспечение российского топливно-энергетического комплекса высокоэффективными отечественными технологиями и инновационным оборудованием является предметом энергетической безопасности страны. В этой связи тема диссертационной работы «Исследование и совершенствование режимов эксплуатации ПГУ- 325» является актуальной.

Цель работы заключается в повышении экономичности, маневренности и надежности ПГУ -325 на базе российского оборудования. Для достижения намеченной цели поставлены задачи направленные на совершенствование алгоритма и методики теплового расчета энергоблока ПГУ-325, оптимизации схемных решений, совершенствование режимов эксплуатации технологических и тепловых схем и расширения диапазона регулирования активной мощности энергоблока ПГУ-325.

В первой главе представлено описание объекта исследования, сделан обзор литературы по объекту исследования за последние 10 лет, выполнен анализ проделанных работ и подведены итоги освоения ГТЭ-110, на основании чего сформулированы задачи, которые решаются в диссертационной работе.

Во второй главе проведен обзор существующих методик теплового расчета ПГУ, представлен усовершенствованный метод расчета ПГУ.

В главе 3 проведено исследование влияния температуры наружного воздуха на экономичность работы и маневренность ГТЭ-110.0бозначены режимные факторы влияющие на надежность и маневренность ГТЭ-110.

В главе 4 исследовано влияние климатических условий на режимы работы ПГУ-325, где характерным отличием работы ГТЭ-110 является регулирование температуры выхлопных газов на всех режимах работы газовой турбины (t* = const, аВнд = var).

Глава 5 посвящена оценке разработанных научно-технических решений для ПГУ-325 на показатели маневренности и экономичности.

В заключении приводятся результаты диссертационных исследований, разработанных научно-технических рекомендаций и решений.

К научной новизне работы относится совершенствование методики комплексного расчета тепловой схемы, решение задачи по расширению диапазона регулирования мощности ГТЭ-110, ПГУ-325.

Практическая ценность диссертационной работы состоит в том, что её результаты позволяют дать рекомендации по повышению надежности, экономичности, маневренности работы энергоблока ПГУ-325.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ - ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

В результате диссертационных исследований:

1. Разработаны предложения, научно-технические решения повышающие надежность, экономичность, маневренность ПГУ-325.

2. Разработана методика и алгоритм расчета тепловой схемы отечественной ПГУ-325 на переменных режимах работы. Метод расчета позволяет получать данные численных экспериментов близкими по значениям с натурными.

3. Даны рекомендации по созданию новых схем ВЗТ энергетических ГТУ. Совершенствование режима эксплуатации воздухозаборного тракта позволит увеличить КПД ГТЭ-110 более чем на 2,5%.

4. Исследован режим работы системы охлаждения ГТЭ-110. Даны рекомендации по изменению тепловой схемы в части дополнения её узлом регулирования температуры охлаждающего воздуха. Данное решение позволит незначительно увеличить КПД ГТЭ -110 (0,151%), однако существенно повысить надежность работы двигателя и улучшить условия работы металла проточной части газовой турбины и жаровых труб.

5. Усовершенствована методика расчета образования конденсата в воздухе перед компрессором ГТ и в уходящих газах за котлом утилизатором.

6. Изучены режимы работы хвостовых поверхностей КУ, условия образования точки росы. Определена зависимость образования точки росы от режима работы ГТЭ-110 (по коэффициенту избытка воздуха). Рекомендовано изменение режима работы ГПК, что позволит увеличить КПД КУ на 3,7% и снизить удельный расход условного топлива на 14,7 г у.т./кВт.

7. Проведен анализ тепловой схемы К-110-6,5. Даны рекомендации по утилизации пара и воды, сбрасываемых из сепаратора паровой турбины в конденсатор. Решение позволяет сократить потери в окружающую среду до 7,2 МВт тепла и поднять мощность паровой турбины на 2,1 МВт.

Решение задачи комплексного совершенствования тепломеханического оборудования ПГУ-325, позволит сократить затраты на собственные нужды, повысить эффективность использования топлива путем дополнительной выработки тепловой и электрической энергии, а так же улучшить маневренность энергоблока при участии в первичном регулировании частоты сети.

Анализ и исследование совместной работы газотурбинной и паротурбинной ПГУ утилизационного типа в различных режимах ее работы позволяет достичь увеличения эффективности использования теплотворной способности топлива. Для анализа эффективности применения нескольких технических решений, а также выбора наиболее оптимального для тех или иных условий требуется инструмент - модель. Математическая модель блока - тренажер, разработанный на базе методики комплексного расчета ПГУ, а не «поузловая» методика определения экономически выгодного и технологически надежного режима работы отдельного оборудования, которая практикуется в области наладки оборудования.

1. Газотурбинные и парогазовые установки в России/ Ольховский Г.Г. / Теплоэнергетика №1 1999 с.2-9.

2. Новый газотурбинный двигатель мощностью 110 МВт для стационарных энергетических установок/ Романов В.И., Рудометов С.В, Жирицкий О.Г. и др./ Теплоэнергетика №9 1992 с.15-21.

3. Результаты анализа различных вариантов тепловой схемы одновальной ПГУ-170 Гольдштйн А.Д., Комисарчик Т.Н., Корсов Ю.Г. и др./ Теплоэнергетика №6 2003 с.49-54.

4. Первый отечественный одновальный парогазовый энергоблок ПГУ-170/ Фаворский О.Н., Длугосельский В.И., Земцов A.C. и др./ Теплоэнергетика №5 2001с.2-7.

5. Утилизационные котельные установки для ГПА-110 Ю. Петров, А. Чуканов, А. Зелинский ОАО «Инжиниринговая компания «ЗиОМАР»/ Газотурбинные технологии 2003 №6

6. Паровые турбины JIM3 для утилизационных парогазовых установок/ Гудков H.H., Неженцев Ю.Н., Гаев В.Д./ Теплоэнергетика №1 1995с.2-7.

7. Сравнение паросилового блока Т-265 и энергоблока с двумя ПГУ-170Т/И. Долинин, А. Иванов/ Газотурбинные технологии 2001 №3, с8-13

8. Перспективы использования ГТЭ-110 в тепловой энергетике Г. Ольховский, П. Березинец -Всероссийский теплотехнический институте. 14- 19/Газотурбинные технологии 2000 №6

9. Результаты испытаний ГТЭ-110 на стенде Ивановской ГТЭС на жидком топливе/ Романов В.В., Филоненко A.A., Межибовский В.М. и др./ Теплоэнергетика №9 2002 с. 36-39.

10. Исследование тепловых характеристик газотурбинной установки ГТЭ-110/ Агеев A.B. Гутник М.Н., Малахов C.B., и др./ Теплоэнергетика №11 2004 с.2-8.

11. ГТД-110 от проекта к реальности В.Романов - НПП "Машпроект", В.Межибовский Газотурбинные технологии №6 2000г. С.8-12

12. Большое будущее большого проекта Г. Телегин, Н. Попов Газотурбинные технологии №6 2000г. С. 20-22.

13. Особенности проектирования выхлопного патрубка ГТД-110/ С. Вершковский, Б. Исаков,

14. B. Стародубец, В. Федан/ Газотурбинные технологии №3 2002г. С.

15. ГТЭ-110: решение проблем большой энергетики России В. Романов, О. Брынднн, А. Ливинский. Газотурбинные технологии №5 2003г.С .

16. Воздухозаборные тракты для газотурбинных энергетических установок большой мощности/ Л.А. Хоменок, В.Е. Михайлов, В.В. Шерапов, и др./ Газотурбинные технологии №9 2007г. С.

17. ISO 3977-2:1997. Газовые турбины. Нормальные условия и номинальные характеристики.1. C.8.

18. О некоторых итогах эксплуатации современных отечественных ПГУ/ Карачев А.И., Рабенко B.C., Будаков И.В./ Надежность и безопасность энергетики. № 2. 2008. С. 19

19. Особенности работы бинарной парогазовой установки при низких температурах наружного воздуха/ Рабенко B.C., Будаков И.В., Белоусов П.П./ Повышение эффективности работы энергосистем: Тр. ИГЭУ. Вып.ГХ М.: Энергоатомиздат, 2009.-572с. С.56 67.

20. Описание режимов работы энергоблока. Ивановская ГРЭС. АСУ ТП ПГУ-325, блок №1. -ЗАО «Интеравтоматика», ОАО «ВТИ», 2006. С. 59

21. В7110Т-02РР. Изделие ГТГ-110. Расчет режима номинальной мощности и статические характеристики ГТГ-110, уточненный. НПО«Машпроект». 1991.-52 с.

22. Совет рынка.сайт. URL: http://www.np-sr.ru/norem/marketregulation/ joining/marketnorem/ (дата обращения 16.09.10)

23. Администратор торговой системы http://www.atsenergo.ru/ (дата обращения 09.09.10)

24. Приказ СР-05/09-109 01-05/09-215-0 по ОАО «АТС», НП «Совет рынка» от 15.10.2009. Москва.

25. Расчеты минимальных нагрузок энергоблока ПГУ-325, ВТИ, Комсомольск,2010, с.44.

26. И.Н. Денисов, A.B. Зюбанов. «К анализу табличных данных проспектов ГТУ методом термодинамического расчета» Газотурбинные технологии №8 2008 г. с.40 - 42.

27. Трухний А.Д., Петрунин С.П. «Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа». МЭИ, 2001. 24 с.

28. Расчет структурной схемы ПГУ с газификацией угля. Методические указания к расчетно-графическому заданию. Новосибирск 1997 - 19с.

29. Сорока Я.Х. «Теория и проектирование судовых газотурбинных двигателей» Ленинград, Судостроение 1982. 112 с.

30. Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых установок электростанций / С. В. Цанев, В.Д. Буров и др. М.: Изд-во МЭИ, 2000. с.72.

31. Методика определения энергетических показателей ПГУ ТЭС с параллельной схемой /

32. B.Д. Буров, СВ. Цанев, М.А. Соколова и др.// Изв. РАН. Энергетика. 2001. - №2.-С. 113120.

33. Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-110 для ПГУ-325. Руководство по эксплуатации. Ч. 1, 2 Описание и работа (097108000 РЭ). НПК «Зоря»-«Машпроект», -2004.

34. Котел-утилизатор паровой Е-155/35-7,2/0,7-501/231 (П-88) для ПГУ-325 ОАО «Ивановские ПГУ». Инструкция по эксплуатации. ОАО "Испытательный стенд Ивановской ГРЭС", г. Комсомольск. ОАО «Ивановские ПГУ». 2005. 36 с

35. Рабенко B.C., Будаков И.В., Алексеев М.А. Тепловой расчет двухконтурной парогазовой установки утилизационного типа: Учеб. пособие/ Иван. гос. энерг. ун-т. Иваново, 2008. -310 с.

36. Показатели переменных режимов бинарной парогазовой установки. Новые подходы к расчету показателей/ Будаков И.В., Неуймин В.М. Надежность и безопасность энергетики. № 4 2011. С. 46-53.

37. НТП-ГТ-2000. Нормы технологического проектирования электростанций с ГТ и ПТУ. М., РАО «ЕЭС России». 2000 94 с.

38. СО 34.30.741-96. Технические требования к маневренности энергетических парогазовых установок блочных тепловых электростанций. АО «ВТИ», АО «Фирма ОРГРЭС», - 1995.1. C.11

39. Л.В.Арсеньев, В.Г.Тырышкин, И.А. Богов и др. Стационарные газотурбинные установки. Справочник. Ленинград «Машиностроение» Ленинградское отделение 1989.-537с.

40. Касилов В.Ф. Справочное пособие по гидрогазодинамике для теплоэнергетиков. М.: Издательство МЭИ, 2000. - 272 с.43