автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Комплексная оценка эффективности работы ТЭС при использовании различных видов углей

003170918

На правах рукописи

ГРИЦЕНКО Марина Викторовна

КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ТЭС ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ УГЛЕЙ

Специальность 05 14 01 - Энергетические системы и комплексы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 э г.;; г, ¿сСи

Иркутск - 2008

003170918

Работа выполнена в Институте систем энергетики им Л.А Мелентьева Сибирского отделения Российской Академии Наук (СО РАН)

Научный руководитель- доктор технических наук, профессор

Клер Александр Матвеевич

Официальные оппоненты. доктор технических наук

Соколов Александр Данилович

кандидат технических наук, доцент Буйнов Николай Егорович

Ведущая организация' Новосибирский государственный

технический университет

Защита состоится 20 июня 2008 года в 9 часов на заседании диссертационного совета Д 003 017 01 при Институте систем энергетики им Л А Мелентьева СО РАН по адресу 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энергетики им Л А Мелентьева СО РАН

Отзыв на автореферат в двух экземплярах с подписью составителя, заверенный печатью организации, просим направлять по адресу диссертационного совета 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

Автореферат разослан «19 » мая 2008 года

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 003 017 01 д т н , профессор

А М. Клер

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования. ТЭС на твердом топливе играют важную роль в обеспечении потребности восточных регионов нашей страны в электрической и тепловой энергии. Однако в последние 15-20 лет значительная часть этих ТЭС вынуждена сжигать непроектное топливо, а зачастую и топливо переменного состава Это связано как с исчерпанием запасов ряда угольных месторождений, так и с переходом топливоснабжения электроэнергетики на рыночные отношения

Перевод работы угольной ТЭС с одного вида топлива на другой часто приводит к существенному изменению эксплуатационных издержек в связи со следующим Изменение химического состава горючей массы угля, а также его влажности и зольности приводит к изменению его теплотворной способности, объема продуктов сгорания, образующихся на единицу выделяемого тепла и концентрации золы в продуктах сгорания В свою очередь это обуславливает изменение КПД котла, расхода электроэнергии на собственные нужды, объемов образующихся вредных выбросов и золы Кроме того, могут значительно измениться абразивные свойства золы, ее температуры размягчения и плавления

Все это приводит к изменению топливных издержек, затрат на золоудаление, издержек на ремонты котельного оборудования, связанных с эрозионным износом золой, платы за вредные выбросы и некоторых других затрат.

Влияние качественных параметров топлива на показатели работы котельных установок исследовали в различное время ВТИ, ТЭП, ОРГРЭС, УралВТИ и некоторые другие организации Применительно к ТЭС в наиболее систематизированной форме эти вопросы рассмотрены в работах А С Горшкова

Основные работы по исследованию неорганической составляющей топлива и влиянию ее на работу энергооборудования выполнены Вдовенко М И, Дик Э П, Залкинд И Я, Вдовченко В С

Вопросам определения эквивалентных затрат на топливо посвящены работы Эдельмана В И., Говсиевича Е Р, Мельникова А П, Гаврилова А Ф, Гаври-

з

лова Е И и др Однако предлагаемые методики по определению соотношения цен между топливными ресурсами, не в полной мере учитывают качество топлива (оценивается лишь его теплота сгорания), а также последствия от использования на ТЭС данного вида угля (не учитываются затраты, связанные с абразивным износом оборудования и работой котлоагрегатов при частичных нагрузках)

Без комплексного учета эффекта от перехода ТЭС с одного вида твердого топлива на другой невозможно принять обоснованные решения по организации рационального топливоснабжения угольных электростанций Этим и обусловлена актуальность решаемой в диссертации задачи

Целью настоящей диссертационной работы является разработка комплексной методики определения эффективности работы ТЭС при использовании различных видов угля и оценки экономической целесообразности их использования, разработка математической модели парового котла, позволяющей определять его тепловую эффективность (КПД), затраты электроэнергии на собственные нужды, а также параметры, требуемые для расчета абразивного износа поверхностей нагрева (температуры и скорости продуктов сгорания, концентрации золы и др.) при работе котла на разных видах топлива и различных нагрузках, выполнение расчетов по комплексной оценке затрат, связанных с использованием различных видов углей, и определение равноэкономичной (по сравнению с проектным топливом) стоимости альтернативных углей на примере конкретной ТЭС

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и вынесены на защиту следующие результаты

1 Комплексная методика определения эффективности работы ТЭС при использовании различных видов угля и оценки экономической целесообразности его использования, учитывающая затраты от изменения состава сжигаемого топлива на эксплуатацию оборудования по всему топливному тракту

2 Математическая модель парового котла, позволяющая проводить поверочные тепловой и аэродинамический расчеты при работе котла на разных ви-

дах топлива и различных нагрузках и определять золовой износ его поверхностей нагрева.

3 Результаты исследований по определению эксплуатационных затрат ТЭС с котлами Е 420-13,8 при сжигании углей четырех месторождений Дальнего Востока и равноэкономичных цен для этих углей

Практическая ценность заключается в возможности использования разработанного методического подхода для оценки целесообразности перевода ТЭС с проектного угля на альтернативные, с учетом как цен углей, так и затрат, связанных с их использованием на электростанции

Апробация работы. Результаты диссертационного исследования обсуждались на IV семинаре вузов Сибири и Дальнего Востока по теплофизике и теплоэнергетике (Владивосток ДВГТУ, 2005), на IV Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» (Благовещенск' АмГУ, 2005), на Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» (Иркутск ИрГТУ, 2007)

Публикации. Основные положения и результаты диссертации опубликованы в 5 печатных изданиях, из них одна статья в рецензируемом издании, входящим в перечень рекомендованных изданий ВАК, две статьи в материалах всероссийских конференций с международным участием, одна статья в материалах регионального семинара, одна статья в сборнике трудов вуза

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложения. Общий объем составляет 141 стр, в том числе 12 рисунков и 32 таблицы, список литературы включает 104 наименования, приложение - 13 стр

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность решаемой в диссертации проблемы, определена цель работы, ее научная новизна, практическая значимость, а также дано краткое содержание работы

В первой главе представлен аналитический обзор российских и зарубежных работ, посвященных влиянию изменения состава твердого топлива на эффективность работы ТЭС Приведены подходы к определению изменения топливных издержек, платы за выбросы, затрат на топливоподачу и золоудаление Рассмотрены работы, посвященные определению абразивного износа конвективных поверхностей нагрева котла

На основе анализа аналитического обзора сформулирована необходимость разработки комплексной методики определения эффективности работы ТЭС при использовании различных видов углей, учитывающей как цены углей, так и затраты, связанные с их использованием

Во второй главе представлена комплексная методика, позволяющая определить удельные затраты, связанные с заменой проектного угля на альтернативный*, и оценить экономическую целесообразность использования альтернативного угля Методика разработана автором диссертации совместно с А М Клером и Е Л Степановой

Суть методики состоит в следующем Определяются годовые расходы топлива с учетом влияния состава угля на КПД котлов в характерных режимах, достаточно полно представляющих всю совокупность режимов работы ТЭС за расчетный период Для этого выполняются поверочные тепловые и аэродинамические расчеты котлов в характерных режимах На основе этих расчетов определяются годовой абразивный износ и срок службы конвективных поверхностей нагрева котла Определенные в результате серии поверочных расчетов котлов в характерных режимах показатели используются для нахождения части суммарных ежегодных затрат по ТЭС, зависящих от свойств угля Знание

" В данном контексте под альтернативным понимается уголь, взаимозаменяемый для базового (проектного)

указанных затрат для проектного и альтернативных топлив позволяет сформулировать для них условия, которым должны отвечать цены этих углей, чтобы их использование на ТЭС было равноэкономичным Блок-схема описанной выше методики представлена на рис 1

Рис 1 Блок-схема для определения равноэкономичной цены альтернативного угля

Часть суммарных ежегодных затрат по ТЭС, зависящая от физико-химических свойств угля и его цены, может быть представлена в следующем виде-

^т _цтот т _^_^ремскя ^_цремкот ^-црем з улов

^цзудал _^цремзудал хр выбр ^-цЮ^выбр 9 ^)

где С/""" - затраты на покупку и перевозку угля, руб/год, ит'" - затраты на разгрузку, складирование и подачу угля, руб/год, ир"""- затраты на ремонт систем разгрузки, складирования и подачи угля, руб/год, 6""""""- затраты на ремонт основного и вспомогательного котельного оборудования, руб/год, _ затрать1 на ремонт систем золоулавливания, руб /год, {/'гЛ1' - затраты на золошлакоудаление, руб /год, _ затраты на ремонт систем золошла-

коудаления, руб/год, и3" - затраты на хранение золы и шлака, руб/год, и""6? - плата за выбросы золы, руб /год, ищ'"6р - плата за выбросы БОг, руб

Величины, входящие в выражение (1) определяются следующим образом Затраты на покупку и перевозку угля

топл _£топл ц<'0() ('2.')

где С"""" - цена 1 т условного топлива с учетом доставки, руб /т у ,т, В™3 — годовой расход условного топлива с учетом потерь при хранении и транспортировке, ту.т/год

В^=Вгод+АВ, (3)

где Вгод - среднегодовой расход угля на ТЭС (количество угля, сжигаемого в котлоагрегатах), определенный с учетом продолжительности характерных режимов работы котлоагрегатов, т у.т/год; АВ- потери угля при хранении и транспортировке, тут /год

Затраты на разгрузку, складирование и подачу угля.

Т тт скл /-1М скл тзгод , ..

и =С В1 , (4)

где Стс" - удельные затраты на разгрузку, складирование и подачу угля, руб / тут

Затраты на ремонт систем разгрузки, складирования и подачи угля'

рем скл _рем скл ^год ^^

где Сремскл - удельные затраты на ремонт систем разгрузки, складирования и подачи угля, руб /тут

Затраты на ремонт основного и вспомогательного котельного оборудования

Для определения удельных (на 1 т у т.) затрат на ремонт основного и вспомогательного котельного оборудования следует отнести годовые затраты на ремонт к среднегодовому расходу угля по ТЭС

/"г рем кот

Л рем кот __.

и ~ род . (6)

С рем кот

- годовые затраты на ремонт основного и вспомогательного котельного оборудования, руб /год

Абразивность угля приводит к износу систем пылеприготовления, абра-зивность золы - к износу конвективных поверхностей нагрева котла Поэтому годовые затраты на ремонт основного и вспомогательного котельного оборудования (с учетом абразивности угля и золы) включают в себя затраты, связанные с расходами на ремонт систем пылеприготовления и ремонт конвективных поверхностей нагрева котла - водяного экономайзера (ВЭК) и воздухоподогревателя (ВЗП)

рре„кот ^ £ р

^пыл т ВЭК ^ ВЗП > К')

где Спы1 - затраты на ремонт систем пылеприготовления, руб/год, Сюк -затраты на ремонт водяного экономайзера, руб /год, С

взп затраты на ремонт

воздухоподогревателя, руб /год

Затраты на ремонт систем пылеприготовления в работе определялись для систем с молотковыми мельницами Била, билодержатели и броня молотковых мельниц имеют разный срок службы даже при работе на одном угле, поэтому в затратах на ремонт систем пылеприготовления, затраты на ремонт бил, било-держателей и брони следует учитывать раздельно Таким образом, годовые затраты на ремонт систем пылеприготовления котла, обусловленные абразивно-стью угля определяются

СПШ=Спш]+С„ш2+С„ш3 , (8)

где СпШ1 - затраты на замену сменного набора бил, руб /год, Спьа2 - затраты на замену билодержателей, руб /год, Сль1,з - затраты на замену брони, руб /год

Годовые затраты на замену сменного набора бил, билодержателей и брони

(приведенные к началу расчетного периода), определяются

•п 1

г =

, Г ' (9)

(1 + £)'""" Т„ш1

где / — стоимость изготовления и замены сменного набора бил, билодержателей и брони на одну мельницу соответственно, руб ; п - число мельниц, установленных на котле, Е - ставка дисконтирования, выражаемая в долях, т„ш /срок службы до замены сменного набора бил, билодержателей и брони соответственно, год

Для ТЭЦ срок службы бил, билодержателей и брони в основном зависит от режима работы мельниц, зимой при больших нагрузках снижается, в летнее время - увеличивается Абразивность угля влияет, прежде всего, на износ бил, и для углей с разной абразивностью срок службы бил может значительно различаться

Годовые затраты на замену водяного экономайзера котла (или его ступени), приведенные к началу расчетного периода, определяются

4 вэк

где $вж - стоимость изготовления и замены водяного экономайзера, руб; г вэк -срок службы водяного экономайзера до замены, год

Годовые затраты на замену воздухоподогревателя (или его ступени), приведенные к началу расчетного периода, определяются

г = 1 ПП

(1 + Е) тш' (И)

где Явзп - стоимость изготовления и замены воздухоподогревателя, руб, твзп~ срок службы воздухоподогревателя до замены, год

Затраты на ремонт систем золоулавливания

рем 3 угав _ ^-т рем 3 улав ,'0() (12)

где С*"3 ула" - удельные затраты на ремонт систем золоулавливания руб /тут

ю

Ар 29300 , .

сры,„а. =-----к,, (1~0, (13)

Ун

где Ар - зольность топлива, выраженная в долях, <2УТ =29300 кДж/кг - теплота сгорания условного топлива, <2„ - низшая теплота сгорания рабочей массы натурального топлива, кДж/кг, >'""• _ удельные затраты на ремонт систем золоулавливания в расчете на 1 т летучей золы угля, руб /т золы, ку, - коэффициент улавливания золы, аш - доля минеральной части угля, попадающей в шлак

Затраты на золошлакоудаление

цзудал __ £3 удал ^ги{) (14)

где С3>да' - удельные затраты на золошлакоудаление (ЗШУ) руб /тут

Аг 29300 „ г , ч п

=--[КуХ1-аш)+ат}, (15)

Ун

где 3~"др - удельные затраты на удаление 1 т золы и шлака, руб /т золы Затраты на ремонт систем золошлакоудаления

^ рем г удал _ £ рем з удал > (16)

где С''"'3>Л1Л - удельные затраты на ремонт систем ЗШУ, руб /тут

А* 29300 , г , . -I

СреМ,^ =- Зре.и.-ш,р [КуХ\-аш)+аиХ (17)

Ун

где 3 реи- удельные затраты на ремонт систем ЗШУ в расчете на 1 т золы и шлака, руб /т золы

Затраты на хранение золы и шлака

изхр =Сзхр В!0д, (18)

где С3 хр - удельные затраты на хранение золы и шлака, руб /тут

Ар 29300 г . , т

С3" =—рр- [ку1{1-аш)+а^1 (19)

Ун

где 3 зхр - удельные затраты на хранение золы и шлака в расчете на 1 т золы, руб /т золы

Плата за выбросы золы

ЦЗвыбр _ £3выбр] (20)

где С3 еыбр' - удельная плата за выбросы золы, руб /тут., ] = 1,2,3 „ , Ар 29300 „ , , ч , .

Ун

где О'-удельная плата за выбросы золы при соблюдении предельно допустимых выбросов (ПДВ), руб/т золы, С""'р2- удельная плата за выбросы золы при превышении ПДВ, но соблюдении временно согласованных выбросов (ВСВ), руб /т золы, С'"',р 3 - удельная плата при превышении ВСВ, руб /т золы

Плата за выбросы 502

цЮ^выбр _£$02выбрк ^год (22)

где С'Ю2°ы6рк - удельная плата за выбросы БОг, руб./т у т; к = 1,2,3

ГЮ} еыбр к __ 29300 М$Ог пеыбрк .

с пр ,, , (23)

ИЯ ГБ

где - содержание серы в топливе, выраженное в долях; = 32 - молекулярная масса серы, кг/кмоль, {Цог = 64 - молекулярная масса БОг, кг/кмоль, Скудельная плата за выбросы БОг при соблюдении ПДВ, руб/т Я02, С'^2-удельная плата при превышении ПДВ, но соблюдении ВСВ, руб /т БОг, -удельная плата при превышении ВСВ, руб /т БОг

При определении сравнительной эффективности угля с разными характеристиками необходимо учитывать суммарные затраты У" [(см формулу (1)], а также коэффициент относительной энергетической эффективности угля

Коэффициент относительной энергетической эффективности для базового угля принимаем равным 1, а для альтернативного угля определяем как отношение КПД нетто котла при работе на альтернативном угле к КПД нетто котла при работе на базовом угле

При определении стоимости условной тонны альтернативного угля, при которой использование данного угля будет равноэкономичным по сравнению с проектным, следует учитывать суммарные затраты без учета стоимости 1 т у т данного вида угля, а также коэффициент относительной энергетической эффективности угля

Альтернативный уголь может конкурировать с проектным при выполнении следующего условия

Ца<Зпс^ка-Злсш + Цпр кА, (24)

где Цпр, ЦА - стоимость 1 т у т проектного и альтернативного угля соответственно, Зга>сум> 3АСум - суммарные затраты на 1 т у т проектного и альтернативного угля соответственно, кА - коэффициент относительной энергетической эффективности альтернативного угля

На основе данного выражения при замене в нем знака неравенства на знак равенства, можно получить стоимость условной тонны альтернативного угля как функцию от стоимости условной тонны проектного угля, при которой использование альтернативного угля будет равноэкономичным

Третья глава посвящена описанию разработанной автором математической модели поверочного расчета парового котла Е 420-13,8

Для определения расхода топлива и срока службы конвективных поверхностей нагрева котлоагрегата при работе на разных углях и при различных нагрузках разработана математическая модель котла Е 420-13,8, в которой осуществляются поверочные тепловой и аэродинамический расчеты

Математическая модель парового котла разработана с применением программно-вычислительного комплекса «Система машинного построения программ» для персональных компьютеров СМПП-ПК, созданного в ИСЭМ СО РАН При разработке математической модели котла были доработаны и использованы ранее созданные в ИСЭМ СО РАН модели его элементов, ориентированные на выполнение поверочных расчетов

На рис 2 представлена схема компоновки поверхностей нагрева парового котла Е 420-13,8 Проектные характеристики котлоагрегата давление пара на выходе из котла 13,8 МПа, температура 565 °С, номинальная паропроизводи-тельность - 420 тонн пара в час

Для построения математической модели котлоагрегата разработана расчетная технологическая схема, в которой поверхности нагрева представлены в виде отдельных элементов Каждому элементу соответствует свое математическое

описание Расчетная технологическая схема котла включает следующие элементы камеру сгорания, топочную камеру, топочные экраны, барабан, две ступени ширмового пароперегревателя, три ступени конвективного пароперегревателя; фестон, конденсатор собственного конденсата; панели задней стены опускного газохода, две ступени водяного экономайзера, две ступени воздухоподогревателя, дымосос, дутьевой вентилятор Учтены присосы воздуха после конвективного пароперегревателя, после первой и второй по ходу дымовых газов ступеней экономайзера

Рис 2 Схема компоновки поверхностей нагрева котла Е 420-13,8 1- топочная камера, 2 - ширмовый пароперегреватель, 3 - отводящие трубы заднего экрана (фестон), 4 - ступени конвективного пароперегревателя, 5 -вторая ступень экономайзера, 6 - вторая ступень воздухоподогревателя, 7 -первая ступень экономайзера, 8 - первая ступень воздухоподогревателя, 9 -горелки.

Материальные (газовоздушный и пароводяной) и энергетический (тепловой) потоки учтены связями между соответствующими элементами схемы Каждой связи между элементами схемы соответствует информационная связь между элементами модели Связь между элементами осуществляется, по количеству теплоты - межцу радиационными теплообменниками (топка котла, топочные экраны и ширмовые пароперегреватели), по воздуху - между дутьевым вентилятором, воздухоподогревателем и топкой котла, по дымовым газам -

14

между элементами газового тракта (радиационные и конвективные пароперегреватели, фестон, панели задней стены опускного газохода и конвективные поверхности нагрева по газовой стороне), по воде (пароводяной смеси, пару) -между элементами пароводяного тракта (водяной экономайзер, барабан, радиационные и конвективные поверхности нагрева)

Разработанная математическая модель парового котла Е 420-13,8 включает 739 входных (задаваемых) параметров и 729 выходных (вычисляемых) параметров и позволяет проводить поверочные тепловой и аэродинамический расчеты котла в характерных режимах его работы

Конструктивными информационно-входными параметрами в модели являются диаметры труб поверхностей нагрева, их шаги и количество, марка стали, расположение труб в пучке, схема движения теплоносителя; геометрические параметры топки и газохода, площади поверхностей теплообменников В качестве режимных информационно-входных параметров используются паро-производительность котла, состав твердого топлива (доля каждого компонента, влажность, зольность, абразивность золы), его теплота сгорания, температура питательной воды, воздуха, требуемая температура пара Информационно-выходными параметрами поверочного расчета являются расход топлива, термодинамические параметры воздуха, дымовых газов и рабочего тела в поверхностях нагрева котла, расходы воздуха, воды, пара и компонентов дымовых газов (азота, кислорода, углекислого газа, водяных паров, двуокиси серы, золы) в элементах котла, температура металла труб и др

Кроме указанных выше величин, разработанная математическая модель позволяет определять коэффициент полезного действия брутто котла, скорости дымовых газов, концентрацию золы и величину абразивного износа конвективных поверхностей нагрева при работе на разных видах угля и при различных нагрузках

Расчетная технологическая схема парового котла Е 420-13,8 представлена на рис 3.

Величина абразивного износа стенки труб водяного экономайзера (мм) определяется-

з %) кР(П'к/К1) УЩ1!п) Т М(!)

/

тВЭК д г 1 /у _

1(]1п) У>~> Ш , \ 0 35

(!) 1 — —

К0 (/)

з { ^0,5

Д>0

V

(25)

где а - коэффициент абразивности золы, м2/Н, кР - коэффициент, учитывающий влияние поперечного шага труб (шахматные гладкотрубные и мембранные пучки сI <2,8- кр=3,5, 2,8<С!<5,4 - кР=4,8/(аг1,4), С1>5,4 - кР= 1,2,), Цзл - концентрация золы в газах в рассчитываемом сечении пакета, г/м3, т -срок службы труб, ч, \у - скорость газов на входе в поверхность нагрева, м/с, Яод- остаток золы на сите 90 мкм, %, г/- диаметр трубы, мм, температура газов, °С, М - коэффициент истираемости металла труб1 для углеродистых труб М =1, кщ и кй - коэффициенты неравномерности соответственно полей скоростей газов и концентраций золы при П- образной компоновке котла для поверхностей за поворотной камерой к№ =1,45 и км =1,25, к0- отношение расчетной скорости газов при номинальной нагрузке котельного агрегата к скорости газов при среднеэксплуатационной нагрузке, для котлов Б> 35 кг/с к0 = 1,15, ] - номер режима, I- номер поверхности теплообмена, и- вид угля

Абразивный износ входных участков теплообменных труб трубчатого

воздухоподогревателя (мм) определяется

С«) ~ Ъ1%) К*(0' Рзло; п)

гк л3

¿3(;)ехр(0,041^)1 (26)

V "-о

где км=1,6, к;у =1,45 для встроенного в конвективную шахту воздухоподогревателя, к,- коэффициент защиты, если нет защиты, то к3=1,0, (3 - угол (градусы) между вектором скорости набегающего на трубную доску потока продуктов сгорания и продольными осями теплообменных труб

В четвертой главе приведены расчеты по комплексной оценке затрат, связанных с использованием различных видов углей и определением равно-экономичной (по сравнению с проектным топливом) стоимости альтернативных углей на примере конкретной ТЭС Дальнего Востока

С использованием математической модели определены значения массового расхода продуктов сгорания (по компонентам), температуры и скоростей продуктов сгорания, концентрации золы и др при работе котлоагрегата на углях четырех месторождений Используя полученные значения, а также значе-

ния коэффициента абразивности золы и продолжительность характерных режимов работы котла, рассчитаны абразивный износ конвективных поверхностей нагрева, величина среднегодового износа, а также срок службы поверхностей нагрева

Значения коэффициента абразивности золы определяются в зависимости от содержания в золе (S1O2+AI2O3), %

а20 = 0,045(SíÜ2 + А12Оэ -44) 1(Г12 , м /Н (27)

Коэффициент абразивности золы рассматриваемых углей имеет следующие значения, м2/Н Райчихинский уголь - 1,67 10"12, Харанорский уголь -1,68 10'12, Ерковецкий уголь - 1,35 10'12, Ургальский уголь - 2,05 10'12

Величины износа (за 60 тыс часов работы с указанной нагрузкой) конвективных поверхностей нагрева, рассчитанные на математической модели для четырех видов углей при разной нагрузке приведены в табл 1-4

Таблица 1

Износ конвективных поверхностей нагрева котлоагрегата _при работе на Райчихинском угле, мм_

Паро-производительность, в % от номинальной Износ

водяной экономайзер воздухоподогреватель

II ступень I ступень II ступень I ступень

100 1,990 1,294 0,438 0,341

90 1,376 0,900 0,303 0,239

85 1,132 0,742 0,249 0,198

80 0,918 0,604 0,202 0,162

75 0,736 0,487 0,162 0,131

70 0,581 0,387 0,128 0,105

65 0,451 0,303 0,100 0,082

Таблица 2

Износ конвективных поверхностей нагрева котлоагрегата _при работе на Харанорском угле, мм_

Паро-производительность, в % от номинальной Износ

водяной экономайзер воздухоподогреватель

II ступень I ступень И ступень I ступень

100 2,044 1,333 0,451 0,352

90 1,416 0,928 0,316 0,246

85 1,162 0,764 0,256 0,204

80 0,943 0,623 0,208 0,166

75 0,757 0,502 0,167 0,135

70 0,597 0,399 0,132 0,108

65 0,464 0,312 0,103 0,085

Таблица 3

Износ конвективных поверхностей нагрева котлоагрегата _при работе на Ерковецком угле, мм_

Паро-производительность, в % от номинальной Износ

водяной экономайзер воздухоподогреватель

II ступень I ступень II ступень I ступень

100 1,501 0,976 0,331 0,257

90 1,040 0,679 0,229 0,180

85 0,854 0,559 0,188 0,149

80 0,693 0,456 0,153 0,122

75 0,556 0,367 0,122 0,099

70 0,439 0,292 0,097 0,079

65 0,340 0,228 0,075 0,062

Таблица 4

Износ конвективных поверхностей нагрева котлоагрегата _ при работе на Ургальском угле, мм_

Паро-производительность, в % от номинальной Износ

водяной экономайзер воздухоподогреватель

II ступень I ступень II ступень I ступень

100 2,570 1,633 0,553 0,435

90 1,781 1,143 0,384 0,307

85 1,461 0,943 0,316 0,254

80 1,159 0,755 0,252 0,205

75 0,927 0,608 0,202 0,166

70 0,705 0,497 0,164 0,136

65 0,585 0,391 0,129 0,108

На рис 4 и 5 приведена зависимость абразивного износа II ступени ВЭК и II ступени ВЗП от нагрузки котлоагрегата для углей четырех месторождений (за 60 тыс часов работы с указанной нагрузкой)

Среднее за год число часов работы котла составляет 6500 час, годовое число часов работы при различных паропроизводительностях представлено в табл 5

Таблица 5

Число часов работы в году при различных паропроизводительностях

О, % 1 100 90 85 80 75 70 65

т, час I 227,5 455,0 942,5 780,0 2470,0 1235,0 390,0 6500

т, % | 3,5 7 14,5 12 38 19 6 100

Рис. 4. Зависимость абразивного износа II ступени ВЭК от нагрузки

Рис. 5. Зависимость абразивного износа II ступени ВЗП от нагрузки Среднегодовой износ конвективных поверхностей нагрева определяется:

Т У/60 ■т

СР ¿-4 Л(я) Ч

^= 60000 ' (28)

тбО

где Тер - число часов работы в году, ч; у,(и) - величина износа поверхности нагрева при данной нагрузке за 60 тыс. часов, мм; г, - продолжительность работы котла при данной нагрузке, в % от годового числа часов работы;

_/' - номер расчетного режима (в зависимости от нагрузки), и - вид угля.

Среднегодовой износ конвективных поверхностей нагрева при работе котла на углях четырех месторождений приведен в табл 6

Таблица 6

Среднегодовой износ конвективных поверхностей нагрева, мм

Поверхность нагрева Среднегодовой износ

Райчихин-ский уголь Харанор-ский уголь Ерковец-кий уголь Ургальский уголь

Водяной экономайзер, II ступень 0,0930 0,0955 0,0694 0,1177

Водяной экономайзер, I ступень 0,0612 0,0631 0,0462 0,0773

Воздухоподогреватель, II ступень 0,0204 0,0211 0,0154 0,0258

Воздухоподогреватель, I ступень 0,0164 0,0169 0,0124 0,0210

Срок службы поверхностей нагрева в основном определяется абразивно-стью золы и с учетом допустимого износа - не более 20% от толщины стенки трубы (для ВЭК величина допустимого износа 0,8 мм, для ВЗП - 0,32 мм) -по результатам расчета имеет следующие значения (табл 7)

Таблица 7

Срок службы поверхностей нагрева, год_

Поверхность нагрева Срок службы

Райчихин-ский уголь Харанор-ский уголь Ерковец-кий уголь Ургальский уголь

Водяной экономайзер, II ступень 8,61 8,38 11,53 6,80

Водяной экономайзер, I ступень 13,07 12,68 17,33 10,35

Воздухоподогреватель, II ступень 15,68 15,17 20,78 12,40

Воздухоподогреватель, I ступень 19,51 18,93 25,81 15,24

Удельные суммарные затраты по ТЭС для рассматриваемых углей [см формулу (1)] приведены в табл 8

Используя определенные выше удельные суммарные затраты и коэффициенты относительной энергетической эффективности для рассматриваемых углей при соблюдении ПДВ получаем [см формулу (24)]

цХАР<цРАЙч о,997 - 4,329, (29)

цЕрк< црдйч 0 9д8 + 2;570, (30)

цург< црдйч 1016 + 30>564 (31)

Удельные сумма Таблица 8 рные затраты по ТЭС, руб /тут

Наименование затрат Райчихин-ский уголь Харанорский уголь Ерковецкий уголь Ургальский уголь

Покупка и перевозка угля 1213,23 1318,75 1279,73 1572,81

Разгрузка, складирование и подача 90,06 92,71 91,70 58,51

Ремонт систем разгрузки, складирования и подачи 49,20 50,65 50,10 31,96

Ремонт систем пылеприготовления 8,08 8,47 7,45 10,45

Замена водяного экономайзера 2,45 2,57 1,42 3,64

Замена воздухоподогревателя 0,12 0,13 0,06 0,21

Ремонт систем золоулавливания 7,71 7,53 7,00 11,20

Золошлакоудаление 16,84 16,47 15,30 24,48

Ремонт систем золошлакоудаления 8,26 8,07 7,50 12,00

Хранение золы и шлака 5,62 5,49 5,10 8,16

Плата за выбросы золы при соблюдении ПДВ 0,64 0,63 0,58 0,93

Плата за выбросы окислов серы при соблюдении ПДВ 0,68 0,70 0,69 0,59

Суммарные затраты без учета стоимости и доставки угля 189,66 193,42 186,90 162,13

Суммарные затраты 1402,89 1512,17 1466,63 1734,94

На рис 6 представлены цены 1 т у т Харанорского, Ерковецкого и Ур-гальского угля как функции от цены Райчихинского угля, при которых использование всех трех рассматриваемых видов углей на ТЭЦ будет равноэко-номичным Райчихинскому

В 2006 г фактическая цена 1 т у.т Райчихинского угля составляла 1213 руб. Из представленных на рис 6 зависимостей видно, что при этом равноэко-номичная цена Харанорского угля равна 1205 руб/тут., Ерковецкого — 1214 руб /т у.т.; Ургальского -1263 руб /т у.т Фактические цены этих углей в 2006 г соответственно были равны Харанорский - 1318,75 руб /т у т, Ерковецкий - 1279,73 руб /т у т; Ургальский - 1572,81 руб /тут Как видно, при существующих ценах использование альтернативных углей экономически не эффективно Сжигание этих углей на Благовещенской ТЭЦ оправданно в случае существенного снижения цен на эти угли

0™"0 Ургальский 'уголь ф Еркоеецкий уголь Харанорский уголь Райчихинсхий уголь

Рис. 6. Равноэкономичные цены рассматриваемых углей

В четвертой главе также определены равноэкономичные (по сравнению с Райчихинским углем) цены натуральной тонны Харанорского, Ерковецкого и Ургальского угля и приведены расчеты равноэкономичных цен на угли (в условном и натуральном топливе) для случаев, когда выбросы золы и окислов серы превышают ПДВ и ВСВ.

Основные результаты работы

1. Разработана комплексная методика определения эффективности работы ТЭС при использовании различных видов углей и оценки экономической целесообразности использования этих углей. Методика учитывает последствия от изменения состава сжигаемого угля на эксплуатацию оборудования по всему топливному тракту.

2. Создана математическая модель парового котла, позволяющая проводить поверочные тепловой и аэродинамический расчеты при его работе на разных видах топлива и различных нагрузках; в модели определяется абразивный

ный износ конвективных поверхностей нагрева парогенератора, на основании этих расчетов определяется срок службы поверхностей нагрева при работе котлоагрегата на разных углях с учетом характерных режимов работы в расчетном периоде

3 На основе разработанной методики и математической модели проведены исследования по определению удельных эксплуатационных затрат на топ-ливоподачу, ремонт систем пылеприготовления и конвективных поверхностей нагрева котла, газоочистку и золошлакоудаление при использовании на Благовещенской ТЭЦ Райчихинского, Харанорского, Ерковецкого и Ургальского углей

4 Определены с учетом эксплуатационных затрат равноэкономичные цены углей четырех месторождений для Благовещенской ТЭЦ

5. Комплексная методика, разработанная в диссертации, может использоваться для оценки целесообразности перевода ТЭС с проектного угля на альтернативный

Публикации по теме диссертации 1 Гриценко М В. Тепловой расчет парового котла БКЗ-420-140 на базе СМПП-ПК // Сборник трудов IV Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика управление, качество и эффективность использования энергоресурсов», Благовещенск, 2005. -С 493-495.

2. Гриценко М В Учет влияния абразивности твердого топлива на ремонтные издержки котельного оборудования ТЭС 11 Материалы IV семинара вузов Сибири и Дальнего Востока по теплофизике и теплоэнергетике, Владивосток, 2006 -С 118-121.

3 Гриценко М В , Клер А М, Степанова Е Л Определение затрат, связанных со сжиганием на энергетических паровых котлах углей различных марок // Материалы Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири», г Иркутск, 2007 - С 279-283

4 Гриценко М В , Клер А М, Степанова Е Л Комплексная методика определения затрат при использовании на ТЭС различных видов твердого топлива // Научный вестник Новосибирского государственного технического университета, Новосибирск, 2007 -№4 -С 99-110

5 Гриценко М В Влияние абразивных свойств золы топлива на срок службы конвективных поверхностей нагрева парогенераторов // Вестник Амурского государственного университета, Благовещенск, 2008 - № 41 -С 98-101

Отпечатано полиграфическим участком ИСЭМ СО РАН 664033, Иркутск, ул Лермонтова, 130 Тираж 100 экз Заказ № 125

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ ИЗМЕНЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ТЭС ПРИ СЖИГАНИИ НЕПРОЕКТНОГО ТОПЛИВА.

1.1. Вопросы использования непроектных видов топлива на тепловых электростанциях.

1.2. Влияние качественных характеристик топлива на показатели работы ТЭС.

2. КОМПЛЕКСНАЯ МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ТЭС ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ

УГЛЕЙ.

2.1. Оценка составляющих удельных затрат, связанных с составом угля и его характеристиками.

2.2. Определение условий равноэкономичности использования на ТЭС альтернативных углей.

3. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПАРОВОГО КОТЛА Е 420-13,8.

3.1. Вопросы математического моделирования сложных теплоэнергетических установок.

3.2. Схема компоновки и краткое описание котла Е 420-13,

3.3. Расчетная технологическая схема котла.

3.4. Расчет величин, влияющих на абразивный износ конвективных поверхностей нагрева.

3.5. Информационно-входные параметры математической модели.

3.6. Информационно-выходные параметры математической модели

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ТЭС ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ УГЛЕЙ НА ПРИМЕРЕ БЛАГОВЕЩЕНСКОЙ ТЭЦ.

4.1. Исходные данные для исследования.

4.2. Показатели энергетической эффективности котла Е 420-13,8 при работе на разных углях.

4.3. Определение затрат на покупку, складирование и подачу угля.

4.4. Определение затрат на ремонт основного и вспомогательного котельного оборудования.

4.5. Определение затрат на систему золошлакоудаления.

4.6. Определение платы за выбросы золы и окислов серы.

4.7. Определение равноэкономичных цен на угли.

Актуальность исследования

ТЭС на твердом топливе играют важную роль в обеспечении потребности восточных регионов нашей страны в электрической и тепловой энергии. Однако в последние 15-20 лет значительная часть этих ТЭС вынуждена сжигать непроектное топливо, а зачастую и топливо переменного состава. Это связано как с исчерпанием запасов ряда угольных месторождений, так и с переходом топливоснабжения электроэнергетики на рыночные отношения.

Перевод работы угольной ТЭС с одного вида топлива на другой часто приводит к существенному изменению эксплуатационных издержек в связи со следующим. Изменение химического состава горючей массы угля, а также его влажности и зольности приводит к изменению его теплотворной способности, объема продуктов сгорания, образующихся на единицу выделяемого тепла и концентрации золы в продуктах сгорания. В свою очередь это обуславливает изменение КПД котла, расхода электроэнергии на собственные нужды, объемов образующихся вредных выбросов и золы. Кроме того, могут значительно измениться абразивные свойства золы, ее температуры размягчения и плавления.

Все это приводит к изменению топливных издержек, затрат на золоудаление, издержек на ремонты котельного оборудования, связанных с эрозионным износом золой, платы за вредные выбросы и некоторых других затрат.

Следует отметить, что в последние годы, — в условиях рынка, появилась возможность выбирать наиболее эффективное топливо для электростанций, для чего следует оценить сравнительную эффективность использования углей с разными свойствами (теплотой сгорания, влажностью, зольностью, аб-разивностью угля и его золы и пр.) и экономическую целесообразность сжигания того или иного угля на конкретной ТЭС. В связи с этим актуальным является оценка равноэкономичных (с учетом как цены топлива, так и затрат на ТЭС) стоимостей различных видов углей. При определении затрат на ТЭС следует учесть влияния топлива на работу оборудования по всему топливному тракту: от разгрузки и складирования угля до уровня выбросов вредных веществ в атмосферу, транспортирования и хранения (или утилизации) зо-лошлаковых отходов.

Вопросам определения эквивалентных затрат на топливо посвящены работы Эдельмана В.И., Говсиевича Е.Р., Мельникова А.П., Гаврилова А.Ф., Гаврилова Е.И. и др. Однако предлагаемые методики по определению соотношения цен между топливными ресурсами, не в полной мере учитывают качество топлива (оценивается лишь его теплота сгорания), а также последствия от использования на ТЭС данного вида угля (не учитываются затраты, связанные с абразивным износом оборудования и работой котлоагрегатов при частичных нагрузках).

Без комплексного учета эффекта от перехода ТЭС с одного вида твердого топлива на другой невозможно принять обоснованные решения по организации рационального топливоснабжения угольных электростанций. Этим и обусловлена актуальность решаемой в диссертации задачи.

Целью настоящей диссертационной работы является:

- разработка комплексной методики определения эффективности работы ТЭС при использовании различных видов угля и оценки экономической целесообразности их использования;

- разработка математической модели парового котла, позволяющей определять его тепловую эффективность (КПД), затраты электроэнергии на собственные нужды, а также параметры, требуемые для расчета абразивного износа поверхностей нагрева (температуры и скорости продуктов сгорания, концентрации золы и др.) при работе котла на разных видах топлива и различных нагрузках;

- выполнение расчетов по комплексной оценке затрат, связанных с использованием различных видов углей, и определение равноэкономичной (по сравнению с проектным топливом) стоимости альтернативных углей на примере конкретной ТЭС.

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

1. Комплексная методика определения эффективности работы ТЭС при использовании различных видов углей и оценки экономической целесообразности их использования. Методика учитывает затраты от изменения состава сжигаемого топлива на эксплуатацию оборудования по всему топливному тракту.

2. Математическая модель парового котла, позволяющая проводить поверочные тепловой и аэродинамический расчеты при работе котла на разных видах топлива и различных нагрузках и определять золовой износ его поверхностей нагрева.

3. Результаты исследований по определению эксплуатационных затрат ТЭС с котлами Е 42 0-13,8 при сжигании углей четырех месторождений Дальнего Востока и равноэкономичных цен для этих углей.

Практическая ценность заключается в возможности использования разработанного методического подхода для оценки целесообразности перевода ТЭС с проектного угля на альтернативные, с учетом как цен углей, так и затрат, связанных с их использованием на электростанции.

Апробация работы:

Результаты диссертационного исследования опубликованы в 5 печатных работах и обсуждались:

- на IV семинаре вузов Сибири и Дальнего Востока по теплофизике и теплоэнергетике (Владивосток: ДВГТУ, 2005);

- на IV Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов» (Благовещенск: АмГУ, 2005);

- на Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» (Иркутск: ИрГТУ, 2007).

Структура и объем работы:

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложения. Общий объем составляет 141 стр., в том числе 12 рисунков и 32 таблицы, список литературы включает 104 наименования, приложение - 13 стр.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенные в рамках диссертации исследования позволяют получить следующие основные результаты.

1. Разработана комплексная методика определения эффективности работы ТЭС при использовании различных видов углей и оценки экономической целесообразности использования этих углей. Методика учитывает последствия от изменения состава сжигаемого угля на эксплуатацию оборудования по всему топливному тракту:

• на покупку и перевозку топлива;

• на разгрузку, складирование и подачу топлива;

• на ремонт систем разгрузки, складирования и подачи топлива;

• на ремонт основного и вспомогательного котельного оборудования;

• на золошлакоудаление;

• на ремонт систем золоулавливания и золошлакоудаления;

• на хранение золы и шлака;

• плата за выбросы золы;

• плата за выбросы

2. Создана математическая модель парового котла, позволяющая проводить поверочные тепловой и аэродинамический расчеты при его работе на разных видах топлива и различных нагрузках; в модели определяется абразивный износ конвективных поверхностей нагрева парогенератора; на основании этих расчетов определяется срок службы поверхностей нагрева при работе котлоагрегата на разных углях с учетом характерных режимов работы в расчетном периоде.

3. На основе разработанной методики и математической модели проведены исследования по определению удельных эксплуатационных затрат на топливоподачу, ремонт систем пылеприготовления и конвективных поверхностей нагрева котла, газоочистку и золошлакоудаление при использовании на Благовещенской ТЭЦ Райчихинского, Харанорского, Ерковецкого и Ур-гальского углей.

4. Определены с учетом эксплуатационных затрат равноэкономичные цены углей четырех месторождений для Благовещенской ТЭЦ.

5. Комплексная методика, разработанная в диссертации, может использоваться для оценки целесообразности перевода ТЭС с проектного угля на альтернативный.

1. Дьяков А.Ф. Перспективы использования угля в электроэнергетике России // Энергетик. - 1997. - № 3. - С. 2-4.

2. Роддатис К.Ф., Вдовченко B.C. Качество твердого топлива тепловых электростанций и его влияние на показатели паровых котлов // Электрические станции. 1982. - № 5. - С. 20-25.

3. Двойнишников В.А., Шумилов Т.И. Организация сжигания канско-ачинских углей в паровых котлах энергоблоков 300 МВт Рязанской ГРЭС // Теплоэнергетика. 1998. - № 6. - С. 2-7.

4. Топливно-энергетический комплекс России: Современное состояние и взгляд в будущее/ Г.В. Агафонов, Е.Д. Волкова, Н.И. Воропай и др. Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1999. — 312 с.

5. Отчет о научно-исследовательской работе: «Обоснование экономической целесообразности создания Амурской энергоугольной компании и основных показателей бизнес-плана ее развития». Москва, 2000 г.

6. Отчет о научно-исследовательской работе «Исследование возможности использования бородинского и переясловского углей на Благовещенской ТЭЦ». ОАО «СибВТИ», Красноярск, 2002.

7. Отчет о научно-исследовательской работе: «Услуги по разработке эффективной структуры ресурсов угля топливообеспечения ТЭС Дальнего Востока в условиях дефицита местных углей на 2003-2004 годы». НИИЭЭ, Москва, 2004.

8. Шумилов Т.И., Двойнишников В.А., Черняев В.И., Ларюшкин М.А. Организация сжигания подмосковного угля в котлах энергоблоков 300 МВт Рязанской ГРЭС // Вестник МЭИ. 1995. - № 3. - С. 36-41.123

9. Эдельман В.И., Говсиевич Е.Р., Мельников А.П., Кулаков A.B., Кузнецов В.А. О переводе ТЭС Урала, входящих в УралТЭК, с экибастузского на непроектные кузнецкие угли // Электрические станции. — 2001. — № 1. С. 2-5.

10. Карягин Ю.В., Кокушкин A.A., Князев A.B. Опыт сжигания непроектных марок отечественных углей на котлах ТЭС Свердловэнерго // Электрические станции. 1997. - № 6. - С. 2-9.

11. Гаврилов А.Ф., Гаврилов Е.И. Экологические аспекты замещения экибастузского угля кузнецкими углями на ТЭС России // Теплоэнергетика. 2004. -№ 12. - С. 23-28.

12. Обзор показателей топливоиспользования тепловых электростанций акционерных обществ энергетики и электрификации и акционерных обществ тепловых электростанций России за 2001 г. М.: СПО ОРГРЭС, 2002.

13. Казаков В.И., Боровинский Н.Г. Способы и оборудование для входного контроля качества твердого топлива // Электрические станции. 2006. - № 3. - С. 23-29.

14. Карагодин Г.М. Система оперативного контроля качества твердого топлива на электростанциях // Теплоэнергетика. 1998. — № 4. - С. 61-63.

15. Алехнович А.Н., Артемьева Н.В., Богомолов В.В. Шлакующие свойства углей и их учет при анализе возможности использования непроектного топлива//Электрические станции.-2006.-№ 3. С. 18-23.

16. Осинцев В.В., Кузнецов Г.Ф., Петров В.В., Сухарев М.П. Анализ эффективности сжигания природного газа и бурого угля ухудшенного качества на котлах БКЗ-210-140Ф Челябинской ТЭЦ-2 // Электрические станции. 2001. -№ 6. - С. 26-33.

17. Капельсон Л.М. Организация и проведение опытного сжигания непроектного топлива//Электрические станции. -2001. — № 5. С. 16-21.

18. Gebel К., Madlsperger G., Pfeffer S. Feuerungstechnische und nichkatalytische NOx-Minderung am Kessel des 160-MW-Krafhverkes Riedersbach II/ VDI Halle, Arbeitskreis «Energietechnik». Kolloquium am 22, September 1994 in Merseburg.

19. Conversion of Lignite-Fired Power Plants of Oberosterreichische Kraftwerke AG to Hard Coal Combustion / Guttenbrunner M., Madlsperger G., Pfeffer S., Steiner H. VGB Power Tech, 1998, № 6.

20. Серков Д.Е., Котлер B.P. Решение экологических проблем при переводе угольных электростанций с одного вида топлива на другое // Электрические станции. 2000. - № 3. - С. 69-74.

21. Правила технической эксплуатации электростанций и сетей РФ. М.: Энергия, 1995.

22. ГОСТ 10742 (CT СЭВ 752). Угли бурые, каменные, антрацит, горючие сланцы и угольные брикеты. Методы отбора и обработки проб для лабораторных испытаний.

23. РД 34.44.205-89. Методические указания по входному контролю качества твердого топлива, поступающего на электростанции, с использованием механических пробоотборников. М.: Союзтехэнерго, 1990.

24. РД 34.09.105-96. Методические указания по организации учета топлива на тепловых электростанциях. М.: Союзтехэнерго, 1996.

25. Вдовенко М.И. Минеральная часть энергетических углей. Алма-Ата: Наука, 1973. -256 с.

26. Вдовенко М.И., Баяхунов А.Я., Чурсина Н.Я. Загрязнение и износ поверхностей нагрева парогенераторов. Алма-Ата: Наука, 1978. - 134 с.

27. Залкинд И.Я., Вдовченко B.C., Дик Э.П. Зола и шлаки в котельных топках. -Москва: Энергоатомиздат, 1988. 80 с.

28. Вдовенко М.И., Бадакер B.C., Киселев Н.Б., Москаленко JI.B. Влияние минеральной части энергетических углей на работу котельного агрегата. -Алма-Ата: Наука, 1990. 148 с.

29. Заворин A.C. Проявление свойств минеральной части углей в паровых котлах. —Новосибирск: Издательство НГТУ, 1998. 221 с.

30. Братчиков В.Н. Влияние фракционного состава золы на абразивный износ конвективных поверхностей нагрева парогенераторов // Теплоэнергетика. 1971.-№ 3. - С. 91-92.

31. Попов А.Г. Золовое изнашивание трубчатых воздухоподогревателей // Теплоэнергетика. 1978. -№ 12. - С.17-19.

32. Попов А.Г. Определение коэффициента абразивности золы // Теплоэнергетика. 1981. - № 9. - С. 39-41.

33. Попов А.Г. Износ стали 20 золой экибастузского угля // Теплоэнергетика.- 1987.-№ 8.-С. 40-44.

34. Попов А.Г. Износостойкость труб поверхностей нагрева котлов // Теплоэнергетика. 1988.-№ 11.-С. 61-63.

35. Белов С.Ю., Васильев A.A. К методике абразивного износа котельных поверхностей нагрева // Теплоэнергетика. 1990. - № 4. - С. 55-57.

36. Белов С.Ю., Васильев В.В., Дектерев A.A., Ковалевский A.M., Сухбаатар О. Влияние неравномерности скорости газов, концентрации золы на абразивный износ пучков труб за поворотной камерой пылеугольного котла // Теплоэнергетика. 1992. - № 8. - С. 29-33.

37. Корсаков Ф.Ф. О возможностях создания котлоагрегатов для высокозольного топлива с абразивной золой и расчете движения золовых частиц по их конвективным шахтам // Электрические станции. — 1982. № 9. - С. 30-33.

38. Фомина В.Н., Тимофеева И.В. О золовом износе экономайзеров из труб с приваренным спирально-ленточным оребрением // Энергетик. 1988. - № 9.- С. 22-25.

39. Кузнецова Г.Н., Попов А.Г. Ресурс труб воздухоподогревателя по условиям золового износа // Электрические станции. — 1982. — № 7. С. 28-31.126

40. Путилов В.Я., Прохоров В.Б., Путилова И.В. Анализ абразивного износа трубопроводов при пневмотранспорте мелкодисперсных сыпучих материалов // Теплоэнергетика. 2003. - № 1. — С. 61-67.

41. Резник В.А., Прокофичев H.H., Александрович Е.И., Норицин Ю.Л., Аникеев А.И. Сравнение различных способов уменьшения скорости золового износа батарейных циклонов // Электрические станции. 1996. - № 8. — С. 2527.

42. Жангаскин К.К., Когай Г.Н. Численный анализ эрозионного износа при поперечном обтекании цилиндра газоабразивным потоком // Теплоэнергетика. 1999.-№ 4. - С. 57-59.

43. Горшков A.C. Экономия топлива на электростанциях и энергосистемах. М.: Энергия, 1967.- 132 с.

44. Горшков A.C., Иванова Г.И., Полферов К.Я., Немчинова A.C. О качестве энергетических углей // Электрические станции. 1970. -№ 1.-С.14-18.

45. Горшков A.C. Народнохозяйственный ущерб от ухудшения качества энергетических углей и эффективность их обогащения // Электрические станции. 1983. - № 9. - С.2-4.

46. Горшков A.C. Технико-экономические показатели тепловых электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1984. — 239 с.

47. Охотин В.И., Петров И.М., Хачан Г.А. Влияние повышения зольности энергетического топлива на надежность и экономичность тепловых электростанций // Теплоэнергетика. 1980. - № 8. - С. 11-17.

48. Белосельский Б.С., Барышев В.И. Низкосортные энергетические топлива. М.: Энергоатомиздат. 1989. 132 с.

49. Мадоян A.A. Повышение маневренности и эффективности использования тепловых электростанций. М.: Энергоатомиздат. 1987. 102 с.

50. Мадоян A.A., Балтян В.Н., Гречаный А.Н. Эффективное сжигание низкосортных углей в энергетических котлах: особенности подготовки и сжигания. М.: Энергоатомиздат. 1991. 197 с.

51. Немчинов В.П. Качество, эффективность, цена топлива. М.: Недра, 1983. 175 с.

52. Роддатис К.Ф., Шахсуваров К.В. О потерях в народном хозяйстве из-за пониженного качества углей для тепловых электростанций // Электрические станции. 1985.-№ 1.-С. 6-10.

53. Котлы большой мощности. Каталог-справочник К 69 № 13-6-74 с 142 и 114.-М.: НИИИнформтяжмаш, 1970-1975.

54. Губицкий Е.И., Последниченко Ю.Г. Влияние качества твердого топлива на работу системы золошлакоудаления ТЭС // Электрические станции. — 1982.-№9.-С. 20-21.

55. Яркин Е.В. Отражение уровня качества в ценах на твердые виды энергетического топлива // Электрические станции. — 1986. № 10. — С. 17-21.

56. Эдельман В.И., Говсиевич Е.Р. Определение соотношения эквивалентных затрат на топливные ресурсы при их использовании в качестве энергетического топлива // Электрические станции. 1997. - № 9. — С. 89-90.

57. Морозов В.В., Давыдов Я.С., Попов Г.Н., Говсиевич Е.Р. Особенности выбора электростанциями поставщиков твердого топлива // Вестник электроэнергетики, 1999. - № 1. - С. 43-47.

58. Стерман Г.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Т. Тепловые и атомные электрические станции. Учебник для вузов. М.: Изд-во МЭИ, 2000 — 405 с.

59. Левенталь Г.Б., Попырин Л.С. Оптимизация теплоэнергетических установок. М.: Энергия, 1970. - 352 с.

60. Методы математического моделирования и оптимизации теплоэнергетических установок. / Отв. ред. Левенталь Г.Б., Попырин Л.С. — М.: Наука, 1972.-224 с.

61. Мелентьев JI.A. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики. 2-е изд., доп. и перераб. - М.: Высш. школа, 1982. - 320 с.

62. Мелентьев JI.A. Системные исследования в энергетике. — М.: Наука, 1983. -456 с.

63. Попырин Л.С., Оптимизация теплосиловой части АЭС с водоохлаждае-мыми реакторами // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1972. - № 2. -С.140-149.

64. Математическое моделирование и комплексная оптимизация теплоэнергетических установок / Попырин Л.С. и др. // Системы энергетики: управление развитием и функционированием. Иркутск: СЭИ СО РАН СССР, 1986. -С. 36-38.

65. Попырин Л. С. Исследование энергетических объектов при неполной информации // Методы технико-экономических исследований энергетических установок в условиях неполной информации. М.: ЭНИН, 1987. - С. 5-21.

66. Попырин Л. С. Оптимизация энергетических объектов в условиях неполной исходной информации // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт, 1975. № 4. - С. 20-30.

67. Попырин Л. С., Клер А. М. , Самусев В. И. Оптимизация состава основного оборудования и тепловой схемы ТЭЦ // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1979. -№ 5.- С. 24-34.

68. Попырин Л. С., Самусев В. И., Эпелынтейн В. В. Автоматизация математического моделирования теплоэнергетических установок. М.: Наука, 1981. -236 с.

69. Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. — М.: Энергия, 1978.— 416 с.

70. Попырин Л.С., Щеглов А.Г. Эффективные типы парогазовых и газотурбинных установок для ТЭС // Электрические станции. № 7 — С.8-17.

71. Палагин A.A. Автоматизация проектирования теплосиловых схем турбо-установок. Киев: Наукова думка, 1983. - 160 с.

72. Палагин A.A. Логически-числовая модель турбоустановки // Проблемы машиностроения. 1975. - Вып.2. - С. 103-106.

73. Шубенко Шубин Л. А., Палагин А. А. Об автоматическом синтезировании оптимальных конструкций в турбостроении // Энергомашиностроение, 1970.-№ 4.-С. 45-51.

74. Шубенко-Шубин Л. А., Палагин А. А. Цели и основные принципы автоматизации проектирования турбин. Харьков: ШТМАШ, 1970. - 40 с.

75. Бубнов В. П., Курцман М. В. Выбор параметров АЭС с быстрым реактором в системе ядерной энергетике. — Минск: Наука и техника, 1988. 96 с.

76. Математическое моделирование и технико-экономические исследования энерготехнологических установок синтеза метанола / A.M. Клер, Э.А. Тюрина. Новосибирск: Наука. Сиб. предприятие РАН, 1998. - 172 с.

77. Методы оптимизации сложных энергетических установок / A.M. Клер, Н.П. Деканова, Т.П. Щеголева и др. Новосибирск: ВО «Наука». Сибирская издательская фирма, 1993. — 116 с.

78. Математическое моделирование и оптимизация в задачах оперативного управления тепловыми электростанциями / A.M. Клер, Н.П. Деканова, С.К. Скрипкин и др. Новосибирск: Наука, 1997 - 120 с.

79. Беляев Л. С. Решение сложных оптимизационных задач в условиях неопределенности. Новосибирск: Наука, 1978. - 128 с.

80. El-Masri М. A. A Modified high-efficiency gas turbine cycle // ASME Journal of Engineering for Gas Turbine and Power. 1988. - № 2. - P. 233 - 250.

81. El-Masri M. A. Gasean on Interactive Code for Thermal Analysis of Gos Turbine Systems // ASME Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 1988.-V0I.IIO.-P.2OI-207.

82. Grcovic V. Selection of optimal extraction for steam from a condensation-extraction turbine //Energy. 1990. - Vol. 15, N 5. - P. 459-465.

83. Frangoupoulos Christos A. Thermo-economic functional analysis and optimization//Energy, 1987.-Vol. 12. -№ 7.-P. 563-571.

84. Каплун С. M., Попырин JI. С., Иодидио Э. А., Зисман C.JI. Оптимизация низкопотенциального комплекса с водохранилищами охладителями для новых ГРЭС с блоками мощностью 500 МВт // Электрические станции. - 1971. -№ 1.-С. 26-28.

85. Методы математического моделирования и комплексной оптимизации при неопределенности исходной информации: Сб. работ / АН СССР Сиб. отд-ние. Сиб. энерг. инт-т; Под ред. Попырина JI.C. — Иркутск: Вост-Сиб. изд-во, 1977.-192 с.

86. Карпов В. Г.,Попырин JI. С.,Самусев В. И., Эпелыптейн В. В. Автоматизация построения программ для расчета схем теплоэнергетических установок // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1973. - № 1.- С. 129 - 137.

87. Оптимизация развития и функционирования автономных энергетических систем / A.M. Клер, Н.П. Деканова, Б.Г. Санеев и др. Новосибирск: Наука, 2001.- 144 с.

88. Теплосиловые системы: Оптимизационные исследования / A.M. Клер, Н.П. Деканова, Э.А. Тюрина и др. Новосибирск: Наука, 2005. - 236 с.

89. Инструкция по эксплуатации котлоагрегатов Е 420-13,8 (БКЗ 420-140), Благовещенск, 2006 40с.

90. Липов Ю.М., Третьяков Ю.М. Котельные установки и парогенераторы. — Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006. 592 с.

91. Резников М.И., Липов Ю.М, Паровые котлы тепловых электростанций: Учебник для вузов. — М.: Энергоиздат, 1981. — 240 с.

92. ГОСТ 21708-96. Топливо твердое минеральное. Метод определения коэффициента абразивности золы.

93. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод)/ Из-во НПО ЦКТИ, СПб, 1998.-256 с.

94. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод) / Под ред. С.И. Мочана. Изд 3-е. M-Л.: Энергия, 1977. 255 с.

95. Справочник по пыле- и золоулавливанию. Под общ. ред. A.A. Русанова. М.: Энергия, 1975. 296 с.

96. Гриценко М. В. Учет влияния абразивности твердого топлива на ремонтные издержки котельного оборудования ТЭС // Материалы IV семинара вузов Сибири и Дальнего Востока по теплофизике и теплоэнергетике, Владивосток, 2006.-С.118-121.

97. Гриценко М.В. Влияние абразивных свойств золы топлива на срок службы конвективных поверхностей нагрева парогенераторов // Вестник Амурского государственного университета, Благовещенск, 2008. № 41. - С. 98-101.