автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок

На правах рукописи ДЕВЯНИН АЛЕКСЕЙ ВЯЧЕСЛАВОВИЧ Ъ^^шн

ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТРЕХКОНТУРЯЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК

Специальность: 05.14.14 - «Тепловые электрические станции, их

энергетические системы и агрегаты»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 3АП?Г.:3

Москва - 2009

003467671

Работа выполнена в Московском энергетическом институте (Техническом университете) на кафедре Тепловых электрических станций.

Научный руководитель: кандидат технических наук,

профессор Цанев Стефан Васильевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук

профессор Агабабов Владимир Сергеевич

кандидат технических наук Панин Виктор Васильевич

Ведущая организация: ОАО «Компания ЭМК-Инжиниринг»

Защита состоится « _13_ » мая 2009 г. в 16 час. 00 мин. в аудитории МАЗ на заседании диссертационного совета Д 212.157.07 при Московском энергетическом институте (Техническом университете) по адресу: г. Москва, ул. Красноказарменная, 17.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского энергетического института (Технического университета).

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью организации) просим направлять по адресу. 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, 14, Ученый Совет МЭИ (ТУ).

Автореферат разослан « апреля 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного

совета Д 212.157.07

к.т.н., профессор Лавыгин В.М.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

По данным за 2006 г. установленная мощность тепловых электрических станций составляла 131,9 млн. кВт, из них 64,4 млн. кВт - ТЭЦ. На ТЭЦ производится около 50% электроэнергии, вырабатываемой тепловыми станциями, и практически все крупные тепловые нагрузки покрываются ими.

К сожалению, в настоящее время термодинамическая эффективность многих ТЭЦ далека от расчетных показателей. Причиной этого является спад в промышленности, что вызвало снижение на 30-40% потребности в тепловой энергии по сравнению с 1990г. Определенную роль играет также локальный характер сетей теплоснабжения, исключающий возможность передачи избыточной тепловой мощности ТЭЦ. Многие теплофикационные энергоблоки, в силу отсутствия отопительной нагрузки, до 6 месяцев в году вынуждены работать в конденсационном режиме, что сильно снижает их термодинамическую эффективность и делает не конкурентоспособными по отношению к КЭС.

На ряду с этим, наблюдается практическое отсутствие внедрения передовых разработок энергетических технологий, что привело к существенному отставанию нашей энергетики от энергетики развитых стран. Начавшийся в России экономически рост неизбежно повлечет за собой увеличение спроса на электроэнергию, что еще больше усугубит существующую проблему. Несмотря на временный приостанов роста спроса на электроэнергию, связанный с наступившим в 2008 г. финансовым и экономическим мировым кризисом, тенденция к выбыванию изношенного оборудования существует, а, следовательно, проблема дефицита электроэнергии остается на повестке дня.

В связи с этим, в ходе выполнения инвестиционной программы РАО ЕЭС России были запланированы и реализуются ряд проектов строительства новых парогазовых установок. Основной прирост мощности ожидается с вводом 111У условной мощностью 400 и 450 МВт. Трудности при проектировании таких установок связаны с тем, что часть основного оборудования - газотурбинные установки и паротурбинные ус-

тановки с их вспомогательными системами, будут поставляться зарубежными фирмами, а остальное оборудование, в том числе котлы-утилизаторы, Российским Заказчикам необходимо выбрать самим. В отличии от блоков ПГУ-450, при сооружении которых в России уже накоплен большой опыт и выбор основных параметров не вызывает у проектировщиков больших затруднений, для конденсационных и теплофикационных ПГУ-400 с тремя контурами давления пара информация по обоснованию оптимальных параметров крайне ограничена.

В связи с этим изучение вопросов, связанных со структурой тепловой схемы и выбором оптимальных параметров трехконтурных ПГУ приобретает особую актуальность.

Цель работы.

1. На основании имеющихся в литературе данных и разработанных в МЭИ программ расчета тепловых схем и физических свойств рабочих сред ПГУ, усовершенствовать методику расчета и реализовать это в компьютерных программах расчёта тепловых схем трехконтурных ПГУ для достижения наилучшего соотношения получения достоверных расчетных показателей тепловой экономичности ПГУ и затрат времени.

2. Разработать методику и программу технико-экономического выбора оптимальных параметров пара трехконтурных ПГУ, позволяющую выбирать оптимальные параметры тепловой схемы (давление и температура пара высокого давления, давление и температура пара горячего промперегрева и др.).

3. На основе методических разработок и программ провести исследование и выполнить анализ степени влияния различных характеристик тепловой схемы на оптимальные параметры пара утилизационной части ПГУ и выбрать оптимальные параметры тепловой схемы ПГУ для заданных условий сооружения электростанции.

4. Провести исследования и оптимизацию структуры тепловой схемы теплофикационной ПГУ.

5. Провести сопоставление экономической эффективности инвестиций в строительство теплофикационных и конденсационных трехконтурных ПГУ при выбранных оптимальных параметрах.

6. В целях сокращения инвестиций, исследовать возможность применения в теплофикационной трехконтурной 111 У существующих паровых турбин Т-250-240.

Научная новизна работы.

1. Усовершенствована методика и алгоритм расчёта тепловых схем 111У с КУ трёх давлений. На основе методик и алгоритмов разработана программа для расчета тепловых схем парогазовых установок с котлами-утилизаторами на ЭВМ, позволяющая проводить точные термодинамические расчеты при минимальных затратах времени.

2. Разработан модифицированный метод базового варианта, позволяющий выбирать оптимальные параметры тепловых схем ill У.

3. Впервые проведена комплексная оптимизация основных параметров паросиловой части конденсационного трехконтурного парогазового энергоблока.

4. Впервые проведена технико-экономическая оптимизация теплофикационной установки трехконтурной ПТУ-ТЭЦ.

5. Разработана тепловая схема, выбраны параметры и технико-экономически обоснована целесообразность модернизации существующих паросиловых энергоблоков с паровыми турбинами Т-250/300-240 в теплофикационные 111 У.

Степень достоверности разработанных методик и программ обеспечивается применением широко используемых методик расчетов элементов тепловых схем ТЭС, апробированных математических методов моделирования, а также хорошей сходимостью результатов комплексной технико-экономической оптимизации конденсационных трехконтурных ПТУ с основными параметрами ПТУ фирм производителей основного оборудования, предложенных для установки на электростанциях России.

Практическая ценность работы.

1. Разработанные методики и полученные в работе результаты позволяют при разработке трехконтурных конденсационных и теплофикационных 111 У выбирать наиболее оптимальные параметры острого пара и пара горячего промперегрева, поверхности нагрева котлов-утилизаторов, размеры главных паропроводов, выхлопное сечение ЦНД паровых турбин с учетом типа газотурбинного оборудования, особенностей тепловой схемы, режима эксплуатации ПГУ, ставки дисконтирования,

прогнозируемых цен на газ, электроэнергию и тепло в период эксплуатации. Результаты работы могут быть рекомендованы заводам-производителям паротурбинного и котельного оборудования, проектным организациям, а также генеральным поставщикам ПТУ «под ключ».

2. Разработанное в работе предложение по модернизации блоков с паровой турбиной Т-250/300-240 в трехконтурные теплофикационные блоки ПТУ может быть использовано генерирующими компаниями, на ТЭЦ которых эксплуатируются паросиловые блоки с паровой турбиной Т-250/300-240 , для значительного снижения удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии и повышения доходности производства.

Апробация работы и публикации.

Результаты работы докладывались на следующих конференциях и семинарах: Материалы науч.-техн. конф. «Повышение экономичности, надежности и экологической безопасности» (2005 г., Москва); 12-ой Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2006 г., Москва); 3-ей Мезвд. школы-семинара молодых ученых и специалистов «Энергосбережение - теория и практика» (2006 г., Москва); 13-ой Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2007 г., Москва); 14-ой Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2008 г., Москва); 55-ой науч.-техн. Сессии по проблемам газовых турбин «Научные, теоретические и технические проблемы переноса передовых авиационных разработок в конструкции наземных и морских ГТУ» (2008 г., Рыбинск); научный семинар кафедры ТЭС МЭИ (2008 г., Москва); заседании кафедры ТЭС МЭИ (2009 г., Москва).

По результатам диссертации имеется 7 публикаций.

Структура и объем диссертации.

Работа состоит из введения, пяти глав, выводов по работе и списка использованной литературы. Содержание работы изложено на 178 страницах машинописного текста. Список литературы содержит 94 наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении рассмотрены существующие проблемы ТЭС и перспективы приме-

нения парогазовых технологий в теплоэнергетике России.

В первой главе проведен анализ термодинамических циклов конденсационных и теплофикационных трехконтурных ПГУ, который показал, что оптимальные начальные параметры рабочего тела паровой части конденсационной и теплофикационной ПГУ практически совпадают.

Выполнен обзор работ по методикам расчета и оптимизации тепловых схем парогазовых установок с котлами-утилизаторами. Анализ литературных данных показал, что в большинстве работ рассматривались одноконтурные и двухконтурные схемы ПГУ. Существующие в литературе на сегодняшний день рекомендации по выбору структуры и оптимальных параметров пара в утилизационной части ПГУ с КУ трех давлений ограниченные и требуют дополнительных исследований.

Проведенный обзор существующих схем трехконтурных парогазовых энергоблоков показал, что в утилизационной части ПГУ базирующихся на разных типах ГТУ наблюдается достаточно большой разброс параметров пара. Это относится также к ПГУ, сооруженным на базе одной и той же газотурбинной установки.

На сегодняшний день, трехконтурные ПГУ, построенные на базе ГТУ одного класса мощности, обладают практически равными показателями тепловой экономичности и схожими схемными решениями. Принимая во внимание, что тепловые схемы ПГУ ведущих мировых фирм GE и Siemens практически совпадают и большая часть энергоблоков ПГУ трех давлений, строительство которых запланировано в ходе выполнения инвестиционной программы РАО ЕЭС России, будет создаваться на базе ГТУ и ПТУ этих фирм, для последующего исследования была выбрана тепловая схема ПГУ приведенная на рис. 1.

Рис.1. Расчетная тепловая схема ПГУ: ГТУ - газотурбинная установка; ЭГ - электрогенератор; КУ - котёл-утилизатор; ПЕ - пароперегреватель; ИС - испаритель; ЭК - экономайзер; ГПК -газовый подогреватель конденсата; ВД - высокое давление; СД - среднее давление; НД - низкое давление; ПН - питательный насос; РН - насос рециркуляции; Д - деаэратор; ПТУ - паротурбинная установка; ЦВД - цилиндр высокого давления; ЦСД - цилиндр среднего давления; ЦНД - цилиндр низкого давления; К - конденсатор; СП - сетевой подогреватель.

По результатам анализа обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы основные задачи исследования.

Вторая глава посвящена усовершенствованию методических положений термодинамического расчёта тепловых схем трехконтурных ПГУ и разработке методики технико-экономической оптимизации параметров паросиловой части ПГУ.

Для повышения достоверности расчетов в разработанной методике впервые были учтены следующие факторы:

• изменение внутреннего относительного КПД ЦНД в зависимости от:

- влажности в последних ступенях;

- расхода и параметров пара;

- площади выхлопа ЦНД;

• протечки уплотнений ПТУ;

• изменение гидравлического сопротивления паропроводов КУ - ПТУ в зависимости от параметров и расхода пара;

• расчет теплофизических свойств газов в КУ на базе расчетного состава уходящих газов ГТУ согласно www.wsp.ru.

Компьютерная программа, разработанная автором, является продолжением разработанной в НИЛ МЭИ (ТУ) «ГТУ и ПГУ ТЭС» программы «Расчёт парогазовой установки с котлом-утилизатором». В программу внесен ряд изменений и доработок, изменен алгоритм расчета, что позволило повысить достоверность результатов расчетов. В результате, погрешность расчетов не превышала десятой доли процента.

Технико-экономическая оптимизация параметров проводилась при помощи разработанной автором методики Модифицированного Базового Варианта (МБВ), суть которого заключается в использовании чистого дисконтированного дохода в качестве критерия оптимизации при сравнении результатов вариантных расчетов с выбранным ранее Базовым вариантом.

Кроме того, в анализе потока наличных используются не абсолютные значения затрат и денежных поступлений исследуемых вариантов, а анализируются только разницы затрат и денежных поступлений исследуемых вариантов и Базовым вариантом. В этом случае отпадает необходимость рассчитывать для каждого варианта как стоимость всего ПГУ, так и полные денежные потоки при эксплуатации. Это позволило оптимизировать параметры, вклад которых в общие денежные потоки ПГУ незначителен и их влияние могло быть незамеченным из-за округлений в процессе расчетов.

Изменение чистого дисконтируемого дохода (ЧДЦ) проекта сооружения и эксплуатации ПГУ рассчитывается по формуле:

(1 + ставка дисконтиро вания )' (1)

где:

АЦЭ1, ДЦт , - разница денежных поступлений за продажу электроэнергии и тепла в ¡-год между исследуемым и Базовым вариантами, млн. руб; а,- - коэффициент амортизации в ¡-ый год эксплуатации; %; ЛК- дополнительные инвестиции по сравнению с Базовьм вариантом, млн .руб; Пр, НДС, Не, -налог на прибыль НДС, и налог на собственность, %; ЛК, - дополнительные инвестиции, НДС с которых возвращается государством в ьый год эксплуатации, млн.руб;

АКо,1 - остаточная стоимость дополнительных инвестиций в ¡-ый год эксплуатации, млн.руб.

Третья глава посвящена термодинамической оптимизации параметров тепловой схемы трехконтурной конденсационной ПГУ.

В силу того, что практически невозможно спрогнозировать не только тепловую нагрузку конкретной новой электростанции в зависимости от температуры наружного воздуха, но достаточно уверено предсказать тепловую нагрузку по годам для среднегодовой температуры, то единственным доступным достаточно хорошо прогнозируемым для тепловых расчетов режимом является конденсационный режим.

С учетом вышесказанного, наиболее приемлемым методом получения оптимальных параметров пароводяного цикла ПГУ является проведение оптимизационных расчетов паросиловой части ПГУ в конденсационном режиме при среднегодовой температуре. Параметры теплофикационной установки целесообразно выбрать на последнем этапе исследования путем оптимизационных расчетов совместно с оборудованием пароводяного цикла блока ПГУ, основные параметры которого были определены ранее при оптимизации конденсационного режима работы.

Критерием оптимизации служит электрическая мощность ПГУ нетто. Эффективность ПГУ с КУ обеспечивается рациональной организацией утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ. Очевидно, что при неизменной газотурбинной части, теплота отработавших в турбине газов будет практически неизменной при одной и той же температуре, давлении и относительной влажности наруж-

ного воздуха. Таким образом, максимальная электрическая мощность ПТУ нетто и соответственно максимум КПД парогазового цикла достигается при максимально возможной полезной работе утилизационной паросиловой части. Основными параметрами, определяющими термодинамическую эффективность парового цикла, являются начальные параметры пара - давление, температура. При росте давления в контурах КУ также возрастает энергопотребление насосного оборудования паросиловой части ПГУ, что оказывает непосредственное влияние на КПД нетто парогазовой установки.

При помощи многовариантных расчетов с использованием разработанного программного комплекса было проведено исследование характера и интенсивности изменения мощности ПГУ нетто в зависимости от параметров генерируемого в КУ пара

Приведенные на рис.2 зависимости показывают влияние изменения давления пара горячего промперегрева на прирост электрической мощности нетто ПГУ при различных давлениях пара в контуре В Д. График построен относительно мощности ПГУ при

давлениях пара перед цилиндрами высокого (контура ВД) и среднего давления (контура СД) ПТУ 10,0 и 2,2 МПа соответственно, температуре уходящих газов ГТУ - 570°С, температуре острого пара и промперегрева -545°С, давление пара в конденсаторе во всех случаях равно 4 кПа, площадь выхлопа ПТУ составляет 2x7,5м2.

Данные, приведенные на рис.2 показывают, что для каждого принятого значения давления пара ВД существуют оптимальные значения

3,0

3 1.0

¥

S

г Н

о

S 0,5

0,0

Рвд=16М1а

2,1 2.6 3,1 3,6 4,1

Давление пара промперегрева, МПа

Рис. 2. Влияние давления пара промперегрева на изменение электрической мощности ПГУ нетто при различных давлениях пат высокого давления.

давлений пара промперегрева. Рост же давления в первом контуре паросиловой части III У при оптимальном давлении последующего контура приводит к росту тепловой экономичности установки.

Скорость прироста тепловой эффективности трехконтурной 111У с ростом давления в первом контуре замедляется, что объясняется противоположно направленным влиянием на мощность 111У срабатываемого в ПТУ теплоперепада и генерируемого КУ расхода пара. Общий прирост электрической мощности с ростом давления в первом контуре при прочих равных условиях в исследованном диапазоне параметров не превышает 2.5 - 3 МВт.

Важными параметрами тепловой схемы ПТУ, влияющим на термодинамическую эффективность ПТУ, являются температуры острого пара и пара горячего промперегрева. Для исследуемой схемы, в которой промежуточный пароперегреватель установлен параллельно с перегревателем высокого давления, температура острого пара и пара промперегрева определяются температурой дымовых газов на выхлопе ГТУ и температурным напором.

Проведенные исследования показали, что рост температуры пара при оптимальном давлении промперегрева приводит к увеличению мощности ПТУ нетто, причем температуры пара высокого давления и пара горячего промперегрева не оказывают существенного влияния на выбор оптимального давления пара горячего промперегрева.

Также не оказывают существенного влияния на оптимальное термодинамическое значение давление контура СД внутренние относительные КПД цилиндров паровой турбины.

Исследования влияния отдельных характеристик тепловой схемы на изменение тепловой экономичности 111У показали, что одними из основных факторов, оказывающими влияние на мощность 111У нетто, являются площадь выхлопа ЦНД ПТУ и давление в конденсаторе (рк). Зависимости изменения электрической мощности 111 У нетто от указанных характеристик представлены на рис.3.

Рис. 3. Зависимость относительной мощности ПГУ нетто от рк при различных площадях выхлопа ЦНД.

Из графика следует, что:

- Каждой площади выхлопа ЦНД соответствует свое оптимальное значение рк. При заданной площади выхлопа ЦНД чрезмерное снижение вакуума ведет к снижению тепловой экономичности и может привести к «запиранию» ЦНД ПТУ (достижению критической скорости выхлопа пара), что является недопустимым режимом работы ПТУ.

- С повышением давления в конденсаторе при постоянном расходе пара в ЦНД выгоднее устанавливать ЦНД с меньшей площадью выхлопа, что повышает тепловую экономичность с одновременным уменьшением стоимости паровой турбины.

Проведенные термодинамические исследования не позволили однозначно выбрать все оптимальные параметры тепловой схемы ПГУ. В этой связи четвертая глава посвящена технико-экономическому выбору следующих основных параметров тепловой схемы трехконтурной конденсационной парогазовой установки:

- давления и температуры острого пара и пара горячего промперегрева;

- температурных напоров на холодном конце испарительных поверхностей Pinch Point (@ис) котла-утилизатора;

- недогревов питательной воды в экономайзерах (0Ж) до температуры насыщения в барабанах котла-утилизатора;

- диаметров трубопроводов острого пара и пара промперегрева.

Изменение вышеперечисленных параметров 111У приводит, с одной стороны к

изменению электрической мощности ПГУ, а с другой стороны, одновременно изменяются капитальные вложения в КУ, паропроводы и питательный насос. При этом, стоимости газотурбинной установки с ее вспомогательным оборудованием и паротурбинной установки, при неизменных рк и площади выхлопа ЦНД, в рассматриваемом диапазоне изменения параметров пара утилизационной части ПГУ не изменяются. Стоимость оставшегося оборудования, затраты на проектные изыскания, строительные работы и ряд других издержек остаются также неизменными или изменяются незначительно.

В результате проведенной пошаговой технико-экономической оптимизации отдельных параметров, в которой на следующем шаге исследования были использованы оптимальные параметры предыдущего шага, были получены оптимальные значения исследуемых параметров.

На рис.4 приведены изменения ЧДЦ в зависимости от давления пара промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД при различных давлениях острого пара для ПГУ на базе ГТУ типа SGT5-4000F производства фирмы Siemens при оптимальных параметрах тепловой схемы. Как хорошо видно из этого рисунка, существует экономический оптимум давлений пара

Давление пара промперегрева, МПа

Рис. 4. Влияние давления пара промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД на изменение ЧДЦ при различных давлениях папа высокого давления.

контура БД и контура СД, причем с ростом давления пара БД возрастают оптимальные значения давления пара промперегрева. Это связано с тем, что с ростом давления пара ВД оптимальное отношение скоростей прироста электрической мощности 111У нетто и дополнительных инвестиций в строительство 111 У смещаются в сторону более высокого давления пара промперегрева.

При сравнении оптимальных значений давлений контура СД полученных при наибольшем приросте ЧДЦ, с данными рис. 3 видно, что значения давления СД сместились влево на 3 - 5 бар в зависимости от давления острого пара.

Наибольший экономический эффект при заданных условиях принесет 111 У с давлением свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД 12 МПа и при давлении пара горячего промперегрева перед стопорными клапанами ЦСД 2,9 МПа. Эти параметры хорошо согласуются с предполагаемыми параметрами 111У на ТЭЦ Мосэнерго для аналогичных газовых турбин.

Проведенные исследования показали, что оптимальные параметры значительно зависят от температуры уходящих газов ГТУ, цен на оборудование, ставки дисконтирования, режима эксплуатации 111 У и цены на электроэнергию.

Пятая глава посвящена технико-экономической оптимизации параметров тепловой схемы трехконтурных теплофикационных 111 У.

В отличии от программы расчета ПТУ, использованной в предыдущих главах, в которых проводился фактически термодинамический расчет котла-утилизатора (за исключением расчетов по выбору диаметров трубопроводов) и паровой турбины (за исключением ЦНД), в настоящей главе все результаты расчетов выполнены с помощью программ, в которых моделируются работы котлов-утилизаторов и паровых турбин с заданной геометрией, подобранной по данным оптимального базового режима работы.

Впервые проведенная технико-экономическая оптимизация схемы теплофикационной установки трехконтурной ПТУ показала, что:

— экономически целесообразно оснащать каждый сетевой подогреватель собственным охладителем дренажа. Это позволит дополнительно получить в отопительный период 2,3 МВт электроэнергии, а в летний период - 0,26 МВт.

— экономически целесообразно применять газовый подогреватель конденсата с увеличенной поверхностью теплообмена для использования рециркуляции конденсата в целях дополнительного подогрева сетевой воды. Это позволит дополнительно получить в отопительный период ~13 Гкал/час тепла, а в летний период ~0,6 МВт электроэнергии. Основные показатели тепловой экономичности работы 111 У приведены в табл. 1.

Таблица 1.

Показатели тепловой экономичности ПТУ.

Температура наружного воздуха, иС -3,6 15 4,1

Электрическая мощность ПГУ брутто, МВт 365,8 391,5 4 Г/,6

Электрический КПД брутто, % 50,5 56,1 57,7

Тепловая мощность 111 У, Гкал/ч 237,2 41,8 -

Коэффициент использования тепла топлива, % 88,5 64,1 57,7

Анализ экономической эффективности инвестиций в строительство ПТУ показал, что комбинированная выработка тепла и электроэнергии теплофикационной ПТУ экономически почти в 2 раза выгоднее выработки электроэнергии конденсационной ПТУ.

В сложившихся экономических условиях особенно актуальным стал вопрос снижения капитальных затрат в строительство энергоустановок. Одним из вариантов снижения удельной стоимости энергоблока является модернизации существующих паросиловых энергоблоков с использованием парогазовой технологии, которая может осуществляться с последующим использованием части старого оборудования, путем сооружения во временном торце ТЭС газотурбинного отделения с котлами-утилизаторами, пар от которых будет направляться в существующую паровую турбину.

Среди паросиловых установок значительный интерес для реконструкции представляют теплофикационные газо-мазутные энергоблоки, включающие паровые турбины на сверхкритаческие начальные параметры пара Т-250/300-240 ТМЗ.

Исходя из особенностей тепловой схемы (наличие промежуточного перегрева пара), номинальных параметров и расходов пара данной турбоустановки, в работе была разработана схема перевода существующего паросилового энергоблока в 111У по

дубль-блочной схеме трех давлений пара с промежуточным перегревом. В состав парогазовой надстройки будут входить две ГТУ типа SGT5-4000F производства Siemens и два трехконтурных котла-утилизатора с промперегревом.

Основные показатели тепловой экономичности модернизированного парогазового энергоблока приведены в табл. 2.

Таблица 2.

Показатели тепловой экономичности ПТУ на базе паровой турбины Т-250/300-240.

Температура наружного воздуха, °С -3,6 15 4,1

Электрическая мощность 111 У брутто, МВт 756,4 757,7 783

Электрический КПД брутто, % 52.2 55.1 55.3

Тепловая мощность 111 У, Гкал/ч 379 64,7 -

Коэффициент использования тепла топлива, % 82,6 60,5 55,3

Таким образом, электрическая мощность блока на тепловом потреблении при этом возросла почти в 3 раза. Для повышения экономичности ПТУ, каждый сетевой подогреватель в тепловой схеме оборудуется охладителем дренажа, что позволяет увеличить тепловую мощность блока в зимнем режиме на ~ 37 Гкал.

Анализ экономической эффективности инвестиций показал, что модернизация существующих теплофикационных паросиловых энергоблоков с турбинами Т-250-240 по парогазовой технологии приводит к значительному увеличению Чистого Дисконтируемого Дохода, чем продолжение эксплуатации существующих энергоблоков.

ВЫВОДЫ

1. Усовершенствована и реализована в программах на персональном компьютере методика расчета тепловых схем трехконтурных парогазовых установок, позволяющая с высокой точностью и скоростью определять показатели тепловой экономичности 111'У.

2. Проведенные термодинамические исследования влияния отдельных параметров тепловой схемы на тепловую экономичность ПТУ показали, что оптимальное давление пара промежуточного перегрева в основном зависит от давления острого пара

3. Установлено, что площадь выхлопа ЦНД ПТУ следует выбирать в зависимости от давления пара в конденсаторе определенного для среднегодовой температуры наружного воздуха, при чем с ростом его значения, при постоянном расходе пара, целесообразно применять ЦНД с меньшей площадью выхлопа, что повышает тепловую экономичность с одновременным уменьшением стоимости паровой турбины. При этом скорость пара в последней ступени должна быть меньше критической при всех режимах работы ПТУ.

4. Разработана методика технико-экономического выбора оптимальных параметров пара трехконтурных 111У (давление и температура пара высокого давления, давление и температура пара горячего промперегрева и др.) при оптимальных поверхностях нагрева котла-утилизатора (газового подогревателя конденсата, экономайзеров, испарителей и пароперегревателей) и оптимальных диаметрах основных паропроводов для выбранной паровой турбины при различных режимах эксплуатации энергоблока.

5. Впервые проведенная комплексная технико-экономическая оптимизация при помощи предложенного в этой работе Модифицированного метода Базового варианта показала наличие технико-экономических оптимумов параметров тепловой схемы 111 У, при которых достигается максимум Чистого Дисконтируемого Дохода. К таким параметрам относятся:

- давление острого пара и пара промперегрева;

- температуры острого пара и пара промперегрева;

- температурные напоры на холодном конце испарительных поверхностей котла-утилизатора;

- недогревы питательной воды в экономайзерах до температуры насыщения в барабанах котла-утилизатора;

- диаметры трубопроводов острого пара и пара промперегрева.

6. Полученные в результате технико-экономической оптимизации параметры свежего пара и пара горячего промперегрева хорошо согласуются с имеющимися в распоряжении автора параметрами тепловых схем 111У зарубежных фирм-

производителей основного оборудования, предложенных в России для условий, аналогичным принятых в диссертационной работе.

7. Впервые проведенная технико-экономическая оптимизация схемы теплофикационной установки трехконтурной 111У показала:

— экономически целесообразно оснащать каждый сетевой подогреватель собственным охладителем дренажа;

— экономически целесообразно применять в котле-утилизаторе газовый подогреватель конденсата с увеличенной поверхностью теплообмена доя использования рециркуляции конденсата в целях получения дополнительной тепловой мощности.

8. Впервые проведенные исследования экономической эффективности инвестиций в строительство трехконтурных 111У с оптимальными параметрами показали, что при существовании возможности отпуска тепла на отопление или промышленные нужды целесообразно сооружать теплофикационную 111 У, которая при работе в базовом режиме позволит получить Чистый Дисконтируемый Доход почти в 2 раза превышающий ЧДД, который был бы получен при эксплуатации аналогичной конденсационной ПГУ в одинаковых условиях эксплуатации.

9. Проведенные расчеты разработанной автором тепловой схемы трехконтурной ПГУ на базе паровой турбины Т-250/300-240 показали техническую возможность модернизации существующих теплофикационных паросиловых энергоблоков по парогазовой технологии. При этом происходит значительное увеличение Чистого Дисконтируемого Дохода за расчетный период эксплуатации ПГУ, по сравнению с продолжением эксплуатации существующих паросиловых энергоблоков.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях:

1. Техническое перевооружение паросиловой теплоэлектроцентрали в парогазовую теплофикационную установку / Девянин A.B., Цанев C.B., Буров В.Д. // Вестник МЭИ, 2005, №2. с. 29 - 33.

2. Оптимизация параметров тепловых схем конденсационных и теплофикационных ПГУ с котлами-утилизаторами трех давлений / Девянин A.B.,

Цанев C.B., Буров В.Д. // Энергосбережение и водоподготовка. - 2009. - №1 -С. 23-27.

3. Техническое перевооружение и модернизация российских тепловых электростанций с использованием мирового опыта / Девянин A.B., Цанев C.B., Буров В.Д.. Девянин В.А. // Материалы науч.-техн. конф. «Повышение экономичности, надежности и экологической безопасности». МЭИ, 2005. с. 102-110.

4. Исследование характеристик парогазовой теплофикационной установки на базе паровой турбины Т-250/300-240 / Девянин A.B., Цанев C.B., Буров В.Д. // Тез. докл. XII Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». МЭИ, 2006. с. 185-187.

5. Проект парогазовой ТЭЦ с паровой турбиной Т-250/300-240 / Девянин A.B., Цанев СБ., Буров В.Д // Тез. докл. ХШ Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». МЭИ, 2007.

6. Разработка методики оптимизации параметров тепловой схемы парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами трех давлений / Девянин A.B., Цанев C.B. Тез. докл. XIV Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». МЭИ, 2008. с. 147.

7. Парогазовые установки с котлами-утилизаторами трех давлений / Девянин A.B., Сигидов Я.Ю., Буров В.Д., Цанев C.B., Старостин Д.НЛ Сборник трудов 3-й международной школы-семинара молодых ученых и специалистов «Энергосбережение-теория и практика». С. 104-110.

Подписано к печати ^1Л -

Печ. л. _Тираж \{Ю_Заказ

Типография МЭИ (ТУ), Красноказарменная, 13.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ ПО ОПТИМИЗАЦИИ

СТРУКТУРЫ И ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ С j

1.1. Актуальность развития энергетики на базе парогазовых технологий.

1.2. Термодинамические основы парогазовых циклов.

1.3. Обзор работ по исследованию и оптимизации энергетических показателей ПГУ с КУ.

1.4. Обзор существующих тепловых схем парогазовых установок с котлом-утилизатором трёх давлений.•.

1.4.1. ПГУ фирмы General Electric.

1.4.2. ПГУ фирмы Siemens.

1.4.3. ПГУ фирмы Alstom.

1.4.4. Мощные теплофикационные ПГУ в России.

1.4.5. Краткие выводы по тепловым схемам мощных ПГУ.

1.5. Выбор расчетной тепловой схемы ПГУ с КУ трёх давлений.

1.6. Постановка задачи и цели исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОПТИМИЗАЦИИ ПАРАМЕРТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ КОНДЕНСАЦИОННЫХ И ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТРЕХКОНТУРНЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК.

2.1. Основы технико-экономического выбора оптимальных параметров и оборудования тепловой схемы ПГУ.

2.2. Методики расчета тепловых схем и определения показателей тепловой экономичности трехконтурных ПГУ.

2.2.1. Расчёт тепловой схемы газотурбинной установки.

2.2.2. Расчёт котла-утилизатора.

2.2.3. Расчет потерь давления в паропроводах.

2.2.4. Расчёт тепловой схемы паротурбинной установки.

2.2.5. Расчет показателей тепловой экономичности ПГУ с котлами-утилизаторами.

2.2.6. Алгоритм расчета тепловой схемы трехкоптурной ПГУ.

2.2.7. Описание программы расчета.

2.3. Технико-экономическая оптимизация методом Модифицированного Базового Варианта.

2.3.1. Описание метода Модифицированного Базового Варианта.

2.3.2. Расчет доходов от продажи электроэнергии и тепла.

2.3.3 Оценка изменения стоимости строительства трехконтурных ПГУ.

2.4. Оценка эффективности инвестиций в строительство трехконтурных ПГУ.

ГЛАВА 3. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТРЕХКОНТУРНЫХ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК.

3.1. Термодинамическая оптимизация параметров тепловой схемы трехконтурных ПГУ.

3.2. Влияние давления в контурах ПГУ на показатели тепловой экономичности.

3.2.1. Конур высокого давления.

3.2.2. Контур среднего давления.

3.2.3. Контур низкого давления.

3.2'.4. Влияние давления контура ВД на оптимальное давление контура СД.

3.3. Влияние температура острого пара и пара промперегрева на тепловую экономичность ПГУ.

3.4. Влияние температурного напора на холодном конце испарительной поверхности на тепловую экономичность

3.5. Влияние недогрева питательной воды в экономайзерах до температуры насыщения в барабанах на тепловую экономичность ПГУ.

3.6. Влияние потерь давления в паропроводах на оптимальные параметры пара.

3.7. Влияние внутренних относительных КПД ПТУ на оптимальные параметры пара.

3.8. Влияние вакуума на оптимальные параметры пара.

3.9. Влияние площади выхлопа ЦНД на оптимальные параметры пара.

3.10. Выводы по Главе 3.

ГЛАВА 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТРЕХКОНТУРНЫХ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК.

4.1. Исходные данные.

4.2. Оптимизация давления в контурах ПГУ.

4.2.1. Контур среднего давления.

4.2.2. Контур высокого давления.

4.2.3. Оптимизация давления в контурах ВД и СД ПГУ.

4.3. Оптимизация температурных напоров в поверхностях нагрева КУ.

4.3.1. Температурный напор на горячем конце пароперегревателя ВД и промежуточного пароперегревателя.

4.3.2. Температурный напор на холодном конце испарителя.

4.3.3. Недогрев до температуры насыщения в экономайзерах котла-утилизатора.

4.4. Оптимизация диаметров паропроводов острого пара и промперегрева.

4.5. Влияние температуры уходящих газов газовой турбины на оптимальные значения давления и температуры острого пара и пара горячего промперегрева.

4.6. Выводы по Главе 4.

ГЛАВА 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТРЕХКОНТУРНЫХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК.

5.1. Методика расчета ПГУ с теплофикационной установкой.

5.1.1. Методика расчета ПГУ.

5.1.2. Методика расчета теплофикационной установки.

5.1.3. Расчет годовых показателей.

5.2. Оптимизация теплофикационной установки.

5.2.1. Оптимизация схемы теплофикационной установки.

5.2.2. Оптимизация режима работы теплофикационной установки.

5.3. Оптимизация работы ГПК.

5.4. Оценка эффективности инвестиций в строительство трехконтурных ПГУ.

5.5. Модернизация существующих паросиловых теплофикационных энергоблоков с использованием парогазовой технологии.

5.6. Выводы по Главе 5.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ.

По данным за 2006 г. [79] установленная мощность тепловых электрических станций составляла 131,9 млн. кВт, из них 64,4 млн. кВт — ТЭЦ [52]. Из этого следует, что электроэнергетика страны тесно связана с теплоснабжением. На ТЭЦ производится около 50% электроэнергии, вырабатываемой тепловыми станциями, и практически все крупные тепловые нагрузки покрываются ими.

Большая доля ТЭЦ в общей мощности тепловых электростанций определяется их высокой термодинамической эффективностью в расчетных условиях. К сожалению, в настоящее время термодинамическая эффективность многих ТЭЦ далека от расчетных показателей. Причиной этого является спад в промышленности, что вызвало снижение на 30-40% потребности в тепловой энергии по сравнению с 1990г. Определенную роль играет также локальный характер сетей теплоснабжения, исключающий возможность передачи избыточной тепловой мощности ТЭЦ. Многие теплофикационные энергоблоки, в силу отсутствия отопительной нагрузки, до 6 месяцев в году вынуждены работать в конденсационном режиме, что сильно снижает их термодинамическую эффективность и делает не конкурентоспособными по отношению к КЭС.

На ряду с этим, наблюдается практическое отсутствие внедрения передовых разработок энергетических технологий, что привело к существенному отставанию нашей энергетики от энергетики развитых стран. Начавшийся в России экономически рост неизбежно повлечет за собой увеличение спроса на электроэнергию, что еще больше усугубит существующую проблему. Несмотря на временный приостанов роста спроса на электроэнергию, связанный с наступившим в 2008 г. финансовым и экономическим мировым кризисом, тенденция к выбыванию изношенного оборудования существует, а, следовательно, проблема дефицита электроэнергии остается на повестке дня.

Анализ мировой энергетики показывает, что развитие теплоэнергетики на базе газотурбинных и парогазовых технологий служит общемировой тенденцией [46] и обеспечивает повышение эффективности тепловых электростанций и снижение их негативного воздействия на окружающую среду. Полномасштабное внедрение газотурбинных и парогазовых технологий в отечественную энергетику может служить одним из способов осуществления качественных изменений в энергетике и повысить общий уровень эффективности выработки электрической энергии.

Для преодоления проблемы дефицита электроэнергии и повышения ее выработки в ходе выполнения инвестиционной программы РАО ЕЭС России были запланированы и реализуются ряд проектов строительства новых парогазовых установок [39]. Основной прирост мощности ожидается с вводом ПГУ условной мощностью 400 и 450 МВт. Трудности при проектировании таких установок связаны с тем, что часть основного оборудования — газотурбинные установки и паротурбинные установки с их вспомогательными системами, будут поставляться зарубежными фирмами, а остальное оборудование, в том числе котлы-утилизаторы, Российским Заказчикам необходимо выбрать самим. В отличии от блоков ПГУ-450, при сооружении которых в России уже накоплен большой опыт [54, 55, 62] и выбор основных параметров не вызывает у проектировщиков больших затруднений, для конденсационных и теплофикационных ПГУ-400 с тремя контурами давления пара информация по обоснованию оптимальных параметров крайне ограничена.

В связи с этим изучение вопросов, связанных со структурой тепловой схемы и параметрами трехконтурных ПГУ приобретает особую актуальность. Данная работа посвящена оптимизации структуры тепловой схемы и параметров пара в утилизационной части трехконтурных парогазовых установок.

Научная новизна работы заключается в разработанной методике оптимизации параметров паросиловой части ПГУ.

В рамках выполненной работы проанализировано влияние различных параметров тепловой схемы ПГУ на оптимальные параметры пара и показатели экономичности установки, проведена оценка экономической эффективности предложенных оптимизационных решений, рассмотрены вопросы модернизации существующих паросиловых энергоблоков с использованием парогазовой технологии.

Достоверность результатов подтверждает хорошая сходимость оптимальных параметров ПГУ полученных по разработанной автором методике с аналогичными параметрами, приводимыми в предложениях на поставку оборудования фирмами производителями.

Работа выполнена под руководством кандидата технических наук, профессора кафедры ТЭС МЭИ (ТУ) Цанева Стефана Васильевича, которому автор выражает глубокую благодарность.

Автор выражает благодарность кандидату технических наук профессору кафедры ТЭС МЭИ (ТУ), Бурову Валерию Дмитриевичу за ценные замечания и советы при выполнении диссертационной работы.

Автор выражает признательность кандидату технических наук Девянину Вячеславу Алексеевичу за ценные советы и проведенные дискуссии при выполнении расчетов и написании диссертации.

Автор благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» за помощь и ценные замечания при выполнении работы, а так же сотрудников кафедры ТЭС МЭИ (ТУ) за ряд сделанных важных и полезных рекомендаций.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

По результатам проведенных- в диссертационной работе исследований можно сделать следующие выводы:

1. Усовершенствована и реализована в программах на персональном компьютере методика расчета тепловых схем трехконтурных парогазовых установок, позволяющая с высокой точностью и скоростью определять показатели тепловой экономичности ПГУ.

2. Проведенные термодинамические исследования влияния отдельных параметров тепловой схемы на тепловую экономичность ПГУ показали, что оптимальное давление пара промежуточного перегрева в основном зависит от давления острого пара и незначительно зависит от вакуума в конденсаторе и от температуры уходящих газов.

3. Установлено, что площадь выхлопа ЦНД ПТУ следует выбирать в зависимости от давления пара в конденсаторе определенного для среднегодовой температуры наружного воздуха, при чем с ростом его значения, при постоянном расходе пара, целесообразно применять ЦНД с меньшей площадью выхлопа, что повышает тепловую экономичность с одновременным уменьшением стоимости паровой турбины. При этом скорость пара в последней ступени должна быть меньше критической при всех режимах работы ПТУ.

4. Разработана методика технико-экономического выбора оптимальных параметров пара трехконтурных ПГУ (давление и температура пара высокого давления, давление и температура пара горячего промперегрева и др.) при оптимальных поверхностях нагрева котла-утилизатора (газового подогревателя конденсата, экономайзеров, испарителей и пароперегревателей) и оптимальных диаметрах основных паропроводов для выбранной паровой турбины при различных режимах эксплуатации энергоблока.

5. Впервые проведенная комплексная технико-экономическая оптимизация при помощи предложенного в этой работе Модифицированного метода Базового варианта показала наличие технико-экономических оптимумов параметров тепловой схемы ПГУ, при которых достигается максимум Чистого Дисконтируемого Дохода. К таким параметрам относятся:

- давление острого пара;

- давление пара промперегрева;

- температуры острого пара и пара промперегрева;

- температурные напоры на холодном конце испарительных поверхностей котла-утилизатора;

- недогревы питательной воды в экономайзерах до температуры насыщения в барабанах котла-утилизатора;

- диаметры трубопроводов острого пара и пара промперегрева.

6. Полученные в результате технико-экономической оптимизации параметры свежего пара и пара горячего промперегрева хорошо согласуются с имеющимися в распоряжении автора параметрами тепловых схем ПГУ зарубежных фирм-производителей основного оборудования, предложенных в России для условий, аналогичным принятых в диссертационной работе.

7. Впервые проведенная технико-экономическая оптимизация схемы теплофикационной установки трехконтурной ПГУ показала: экономически целесообразно оснащать каждый сетевой подогреватель собственным охладителем дренажа; экономически целесообразно применять в котле-утилизаторе газовый подогреватель конденсата с увеличенной поверхностью теплообмена для использования рециркуляции конденсата в целях получения дополнительной тепловой мощности.

8. Впервые проведенные исследования экономической эффективности инвестиций в строительство трехконтурных ПГУ с оптимальными параметрами показали, что при существовании возможности отпуска тепла на отопление или промышленные нужды целесообразно сооружать теплофикационную ПГУ, которая при работе в базовом режиме позволит получить Чистый Дисконтируемый Доход почти в 2 раза превышающий ЧДД, который был бы получен при эксплуатации аналогичной конденсационной ПГУ в одинаковых условиях эксплуатации.

9. Проведенные расчеты разработанной автором тепловой схемы трехконтурной ПГУ на базе паровой турбины Т-250/300-240 показали техническую возможность модернизации существующих теплофикационных паросиловых энергоблоков по парогазовой технологии. При этом происходит значительное увеличение Чистого Дисконтируемого Дохода за расчетный период эксплуатации ПГУ, по сравнению с продолжением эксплуатации существующих паросиловых энергоблоков.

1. Александров A.A., Григорьев Б.А. Таблица теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776-98 М.: Издательство МЭИ. 1999. -168 с.

2. Андрющенко А.И., Змачинский A.B., Понятов В.А. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС. М.: Высшая школа, 1974. - 280с.

3. Андрющенко А.И., Лапшов В.И. Парогазовые установки электростанций (термодинамический и технико-экономический анализы циклов и тепловых схем). Л.: Энергия. 1965 248 с.

4. Андрющенко А.И. Системная эффективность бинарных ПТУ-ТЭЦ// Теплоэнергетика, 2000, №12, стр. 11-15

5. Арсеньев Л.В., Рисс В., Черников В.А. Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами. Санкт-Петербург: Изд-во СПбГТУ, 1996.- 124с.

6. Арсеньев Л.В., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1982. - 247 с.

7. Аэродинамический расчет котельных агрегатов (нормативный метод). М.: Энергия, 1977 г.

8. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. Санкт-Петербург: Изд-во СПбГТУ, 1997. - 295с.

9. Березинец П.А., Васильев М.К., Костин Ю.А. Анализ схем бинарных 111 У на базе перспективной ГТУ// Теплоэнергетика, 2001. №5. - С. 18-31.

10. Березинец П.А., Васильев М.К., Ольховский Г.Г. Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности // Теплоэнергетика. — 1999. -№> 1.-С. 15-21.

11. Березинец П.А., Ольховский Г.Г. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий. // Теплоэнергетика. 2001. - №6. С. 11-20

12. Газотурбинные установки. Конструкции и расчёт: Справочное пособие/ Под общ.ред. JI.B. Арсеньева и В.Г. Тыришкина. — JL: Машиностроение, 1978.-232с.

13. Гидравлический расчет котельных агрегатов (нормативный метод). М.: Энергия, 1977 г.

14. Грибов В.Б., Комисарчик Т.Н., Прутковский E.H. Об оптимизации схем и параметров ПГУ с котлом-утилизатором// Энергетическое строительство, 1995. №3. — С.56-63.

15. Девянин A.B., Цанев C.B., Буров В.Д Техническое перевооружение паросиловой теплоэлектроцентрали в парогазовую теплофикационную установку // Вестник МЭИ, 2005, №2. с. 29-33.

16. Девянин A.B., Цанев C.B., Буров В.Д Проект парогазовой ТЭЦ с паровой турбиной Т-250/300-240 // Тез. докл. XIII Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». МЭИ, 2007.

17. Девянин A.B., Цанев C.B., Буров В.Д. Оптимизация параметров тепловых схем конденсационных и теплофикационных ПГУ с котлами-утилизаторами трех давлений // Энергосбережение и водоподготовка. — 2009.-№1 (39). С.31-36.

18. Демидов О.И., Корень В.М., Кутахов А.Г. Эффективность тепловых схем энергоблоков с турбинами Т-250/300-23,5, надстроенных газотурбинными установками. Электрические станции, 2002, №12

19. Дудко А.П. Разработка методических основ определения энергетических показателей парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами и исследование режимов их работы: Автореф. дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. — М., 2000. 20 с.

20. Дудолин A.A. Исследование влияния климатических условий и типа ГТУ на выбор структуры тепловых схем парогазовых ТЭЦ утилизационного типа: Дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. — М., 2004. 190 с.

21. Дудолин A.A., Буров В.Д., Дудко А.П. Особенности определения годовых показателей тепловой экономичности парогазовых теплоэлектроцентралей // Повышение эффективности работы энергетических систем. Труды ИГЭУ. Вып.6. — М.: Энергоатомиздат, 2003.-С. 29-36.

22. Дыбан Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики (обзор). Часть II. Энергетические газотурбинные установки// Промышленная теплотехника, 1994. №2

23. Дыбан Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики. Часть I. Энергетические газотурбинные установки// Промышленная теплотехника, 1994. №1. — С.66-83.

24. Зауэр А., Девянин В.А.: Техническое перевооружение и модернизация тепловых электростанций при использовании парогазовой технологии. Сборник докладов, посвященных 80-летию ВТИ, Москва, 08.10.2001.

25. Зорин М.Ю. Оптимизация профиля паротурбинной утилизационной подстройки к ГТУ: Автореф. дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. — Минск, 1990. 20 с.

26. Зысин В.А. Комбинированные парогазовые установки и циклы. M.-JL: Госэнергоиздат, 1962. - 186с.

27. Канаев A.A., Корнеев М.И. Парогазовые установки. Конструкции и расчёты. — Л.: Машиностроение, 1974. — 240с.

28. Каталог газотурбинного оборудования / Газотурбинные технологии. Специализированный информационно-аналитический журнал. М., 2008.-208 с.

29. Кашников С.П., Цыганков В.Н. Расчет котельных агрегатов в примерах и задачах. М.: Госэнергоиздат, 1951 -239 с.

30. Князев A.M., Ахрямкина Л.Д. Расчет тепловой схемы теплофикационной турбоустановки Т-250/300-240. Пособие по проектированию. Типография МЭИ, 1976.

31. Кудрявцев В.А., Демидович Б.П. Краткий курс высшей математики: Учебное пособие для вузов.- 7-е изд., испр. М: Наука. Гл.ред.физ.-мат.лит., 1989.-656 с.

32. Кучеров Ю.Н., Волков Э.П. Стратегическое направление и приоритеты развития энергетики // Эффективное оборудование и новые технологии- в российскую тепловую энергетику: сб. докл. под общ. ред. Г.Г. Ольховского. М.: АООТ «ВТИ». 2001.С.4-14.

33. Лебедев A.C., Буталов Г.Л. Создание оборудования для парогазовых блоков — одна из приоритетных задач машиностроителей // Теплоэнергетика, 2007, №4, стр. 42-45.

34. Лебедев A.C., Буталов Г.Л. Парогазовый бум в России нарастает // Газотурбинные технологии, 2008 №8 - С.6-7.

35. Лейзерович А.Ш. Одновальные парогазовые установки // Теплоэнергетика. 2000. - №12. - С. 67-73.

36. Манушин Э.А., Михальцев В.Е., Чернобровки А.П. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок. М.: Машиностроение. 1977.

37. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: (Вторая редакция) / Коссов В.В., Лившиц В.Н., Шахназаров А.Г. и др. М.: ОАО «НПО «Изд-во «Экономика»», 2000. - 241 с.

38. Мельников Ю.В., Мошкарин A.B. Оптимизация давлений в трёхконтурной утилизационной ПГУ // Повышение эффективности тепло-механического оборудования. Сборник докл. IV Российская науч. конф. 18-19 ноября 2005 г.-Иваново, 2005.- С. 7-10.

39. Мельников Ю.В., Мошкарин A.B., Шелигин Б.Л. Анализ характеристик энергоблока ПГУ-400 на частичных нагрузках // Газотурбинные технологии. 2008. - № 9. - С. 2-6.

40. Никитина И.К. Справочник по трубопроводам тепловых электрических станций. М.: Энергоатомиздат, 1983. 176 с.

41. Ольховский Г.Г. Газовые турбины и парогазовые установки за рубежом // Теплоэнергетика. 1999. - № 1. - С. 71 -81.

42. Ольховский Г.Г. Энергетические ГТУ за рубежом //Теплоэнергетика. 2004. №11.

43. Ольховский Г.Г. Развитие теплоэнергетических технологий. Газотурбинные и парогазовые установки // Развитие теплоэнергетики (Сб. научн. ст.). М.: АООТ «ВТИ». 1996. С. 59-64.

44. Ольховский Г.Г., Тумановский А.Г. Перспективы совершенствования тепловых электростанций // Электрические станции. 2000. №1. С.63-70.

45. Орлов К.А. Исследование схем парогазовых установок на основе разработанных прикладных программ по свойствам рабочих тел; Автореф. дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. — М., 2004. 20 с.

46. Осипов В.Н. Термодинамическая оптимизация схем и параметров бинарных парогазовых установок: Дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. -Саратов, 2001. 254 с.

47. Попырин J1.C., Дильиан М.Д., Бегляева Г.М. Эффективность технического перевооружения ТЭЦ на базе парогазовых установок// Теплоэнергетика, 2006, №2, стр. 34-39.

48. Радин Ю.А., Давыдов A.B., Чугин A.B. Определение допустимого регулировочного диапазона нагрузок энергоблока ПГУ-450Т при работе в конденсационном режиме // Теплоэнергетика, 2004 №5 - С.47-52.

49. Радин Ю.А., Рубашкин A.C. Математическое моделирование пусковых режимов энергоблока ПГУ-450 Калининградской ТЭЦ-2 // Теплоэнергетика, 2005, №10, стр. 61-64.

50. Радин Ю.А. Освоение первых отечественных бинарных установок // Теплоэнергетика, 2006, №7, стр. 4-13.

51. Расчёты показателей тепловых схем и элементов парогазовых и газотурбинных установок электростанций / Цанев С.В., Буров В.Д., Дорофеев С.Н. и др.; Под ред. Чижова В.В. -М.: Изд-во МЭИ, 2000. 72 с.

52. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Под ред. В.Я. Гиршфельда 3-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1987. - 328 с.

53. Сапрыкин Г.С., Шестобитов И.В., Ярмак JI.H. Экономически наивыгоднейшее газовое сопротивление в котле-утилизаторе бинарных

54. ПГУ// Парогазовые энергетические установки: Сб. науч. сообщ. -Саратов, 1968. С.48-60.

55. Сигидов Я.Ю. Оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами трех давлений: Дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук — М., 2006. 140 с.

56. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д. Анализ и оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных ПГУ с котлами-утилизаторами трёх давлений // Энергосбережение и водоподготовка. — 2006.-№1 (39). С.31-36.

57. СНиП 23-01-99. Строительная климатология.

58. СЦЕНАРНЫЕ УСЛОВИЯ РАЗВИТИЯ ЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ НА 2009 2020 ГОДЫ. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике, Москва, 2008.

59. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). М.: НПО ЦКТИ, 1998.

60. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / В.Д. Буров, Е.В. Дорохов, Д.П. Елизаров и др.; под ред. В.М. Лавыгина, A.C. Седлова, C.B. Цанева. М.: Изд-во МЭИ, 2005. - 454 с.

61. Технико-экономические основы выбора параметров конденсационных электрических станций / С.Я. Белинский, В.Я. Гиршфельд, A.M. Князев и др.; под ред. Л.С. Стермана. — М.: Изд-во «Высшая школа», 1970 — 280 с.

62. Торжков В.Е. Исследование и оптимизация характеристик парогазовых КЭС малой и средней мощности с одноконтурными котлами-утилизаторами: Автореф. дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. — М., 2002. 20 с.

63. Торжков В.Е.,. Буров В.Д, Цанев C.B., Зензин A.B. Эффективность технического перевооружения паротурбинных теплофикационных энергоустановок с использованием парогазовой технологии // Энергосбережение и водоподготовка. 2001. — № 1. - С. 4-10.

64. Торжков В.Е.,. Буров В.Д, Цанев C.B., Зензин A.B. Исследование и оптимизация начальных параметров пара в схемах парогазовых КЭС содноконтурными котлами-утилизаторами // Энергосбережение и водоподготовка. 2002. - № 2. - С. 46-52.

65. Трояновский Б.М. Парогазовые установки с паровыми турбинами трёх давлений// Теплоэнергетика, 1995. №1. - С.75-80.

66. Турбины тепловых и атомных электрических станций / А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний; Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. М.: Изд-во МЭИ, 2001. - 488 с.

67. Фаворский О.Н., Длугосельский В.И., Петреня Ю.Н. и др. Состояние и перспективы развития парогазовых установок в энергетике России // Теплоэнергетика. 2003. - №2. - С. 9-15.

68. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций. М.: Изд-во МЭИ, 2002 584 с.

69. Чернецкий Н.С. Выбор параметров пара для ПГУ с котлом-утилизатором// Теплоэнергетика, 1986. №3. - С. 14-18.

70. Щегляев A.B. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн.1. — 6-ое изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б.М. Троянвским. М.: Энергоатомиздат, 1993. — 384с.

71. Щегляев A.B. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн.2. 6-ое изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б.М. Троянвским. -М.: Энергоатомиздат, 1993. — 416с.

72. Экономика промышленности / Кожевников H.H., Басова Т.Ф., Чинакаева Н.С. и др.; Под. ред. А.И. Барановского, H.H. Кожевникова, Н.В. Пирадовой: В 3-т. М.: Изд-во МЭИ, 1998. - 3 т.

73. Hans Böhm. Fossi-Fired Power Plants // VGB Kraftwerkstechnik 74 1994 №3

74. L.O. Tomlinson and S. McCullough SINGLE-SHAFT COMBINED-CYCLE POWER GENERATION SYSTEM GE Power Systems, Schenectady, NY

75. L. Balling, J.S. Joyce, B. Rukes The New Generation of Advanced GUD Combined-Cycle Blocks — Supplement version with coloured illustration tj Power-Gen Europe, Amsterdam, May 16, 1995

76. Neue Massstabe inm GUD-Prozess Springer - VDI — Verlag GmbH & Co.KG, Düsseldorf 2005

77. R.K. Matta, J.D. Mercer, R.S. Tuthill Power Systems for the 21st Century "H" Gas Turbine Combined Cycles- GE Power Systems, Schenectady, NY

78. Tapada do Outeiro Brings V94.3A Combined-Cycle Efficiency to Portugal -Modern Power Systems, May 1996

79. The 1370 MW Didcot "B" Combined-Cycle (GUD) Power Station Power for Generation, 1997

80. The 347 MW King's Lynn Single-Shaft Combined-Cycle (GUD) Power Station with Air-Cooled Condenser- Power for Generation, 1997