автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Повышение экономической эффективности и экологической безопасности тепловых электрических станций

РГБ ОД

1 2 СЕН Ж

На правах рукописи

ШУМИЛОВ Тпмофей Иванович

ПОВЫШЕНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ (НА ПРИМЕРЕ РЯЗАНСКОЙ ГРЭС)

Специальность 05.14.14 - Тепловые электрические станции

(тепловая часть)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Новомичуринск-2000

Работа выполнена в ОАО «Рязанская ГРЭС»

Научный консультант - доктор технических наук, профессор,

Двойнишников В. А.

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Елизаров Д.П.

- доктор технических наук, профессор Мадоян А.А.

- доктор технических наук, ст. научный сотрудник Мацнев В.В.

Ведущая организация - Ивановский государственный энергетический

университет.

Защита состоится 07.06.2000 г. в 14 ® часов в аудитории Б-205 на заседании диссертационного совета Д.053.16.01 при Московском энергетическом институте по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 17.

Ваши отзывы в количестве двух экземпляров, заверенные и скрепленные печатью учреждения, просим присылать по адресу: 111250, г. Москва, Е-250, ул. Красноказарменная, д. 14. Ученый Совет МЭИ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского энергетического института.

Автореферат разослан « 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

к.т.н., доцент В.Ф. Жидких

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы: Преобразования, проводимые в последнее десятилетие в России, привели к негативным явлениям в энергетике. По сути она, как и вся экономика страны, сегодня испытывает системный кризис. Длительное использование энергетики в качестве донора, большое налоговое бремя, неплатежи, спад промышленного производства, разуплотнение графика электрической нагрузки привели к: к сокращению потребления и производства электроэнергии и первичных энергоресурсов; дефициту инвестиций на обновление и модернизацию технологического оборудования; выводу значительной части установленной мощности в резерв; работе части оборудования в маневренном режиме, с ухудшенными технико-экономическими показателями; неоправданному росту удельного веса природного газа в структуре первичных энергоресурсов и увеличению числа котлов, работающих на непроектном топливе; снижению эффективности использования топлива.

Сложившаяся ситуация усложняется еще и тем, что к 2005 г. практически 50% энергоблоков исчерпают свой парковый ресурс. Поэтому, при сохранении существующего положения дел в энергетике, после 2005 г. из-за морального и физического износа большей части оборудования, вряд ли будут обеспечены в полном объеме потребности страны в электроэнергии. Требуется принятия кардинальных мер, направленных, прежде всего, на безотлагательное решение комплекса проблем, связанных с обновлением установленных на станциях мощностей, повышением экономической эффективности использования топлива и экологической безопасности тепловых станций.

Успех их решения во многом зависит от степени участия действующих тепловых станций в их решении. Причем, это участие должно быть определяющим, как на стадии формирования стратегии технической политики, так и ее реализации, включая создание нового оборудования.

Цель работы - разработка и обоснование стратегии технического перевооружения Рязанской ГРЭС, а также путей ее реализации с учетом работы станции в рыночных условиях.

Основное внимание в диссертационной работе уделено рассмотрению и решению следующих блоков основных задач.

1. Задачи, связанные с определением приоритетных направлений технического перевооружения Рязанской ГРЭС:

• анализ современных условий и технико-экономических показателей работы станции, ее очередей и блоков;

• отыскание резервов повышения уровня конкурентоспособности РГРЭС на рынке производителей электроэнергии.

2. Задачи, предопределенные необходимостью решения проблемы повышения экономической эффективности работы первой очереди Рязанской ГРЭС:

• разработка и обоснование концепции замещения мощностей пыле-угольных блоков, отработавших свой парковый ресурс;

• обоснование перевода первой очереди РГРЭС на сжигание березовских углей и критический анализ опыта сжигания последних в энергетических котлах;

• разработка исходных технических требований к созданию замещающего блока 300 МВт и его котла для первой очереди;

• разработка методологии и проведение анализа вариантов основных проектных решений по замещающему блоку и его котлу для обоснованного выбора наиболее рационального из них.

3. Задачи, появление которых вызвано необходимостью оперативного решения вопросов рационального использования установленных на станции энергоблоков с целью снижения затрат при покрытии графика электрической нагрузки:

• разработка основ и принципов построения интегрированной автоматизированной системы управления станцией;

• разработка алгоритмов построения имитационных моделей котла и его топочного устройства и создание диагностическо-прогнозирующей системы.

4. Задачи, непосредственно связанные с отысканием путей снижения экологического воздействия работы станции на окружающую среду:

• анализ экологических показателей котлов, характера и степени экологического воздействия РГРЭС на окружающую среду;

• разработка Программы технической политики станции в области ее экологической деятельности и способов снижения выбросов вредных веществ в атмосферу.

Научная новизна состоит в:

• формировании и реализации современного подхода к определению приоритетных направлений технического перевооружения Рязанской ГРЭС и разработке концепции замещения мощностей пылеугольных энергоблоков, базирующейся на определяющей роли экономических и экологических факторов функционирования тепловой электрической станции в рыночных условиях;

• обосновании основных положений концепции и исходных технических требований к созданию замещающего энергоблока и его котла для первой очереди Рязанской ГРЭС с переводом последней на сжигание березовских углей;

• разработке, с целью определения и принятия оптимальных проектных решений, методологии анализа вариантов основных технических решений по замещающему блоку и его котлу;

• обосновании экономической целесообразности применения частичного байпасирования ПВД с одновременной установкой в газоходе замещающего котла турбинного экономайзера;

• установлении возможных способов организации топочного процесса для обеспечения нормативных выбросов оксидов азота в замещающем котле при различных технологических схемах сжигания березовского угля;

• доказательстве целесообразности применения трубчатого воздухоподогревателя в котле замещающего энергоблока и определении допустимой доли подмосковного угля при сжигании его в смеси с березовским;

• разработке основных принципов создания интегрированной автоматизированной системы управления Рязанской ГРЭС, определении первоочередных задач и путей для ее реализации;

• формировании алгоритмов построения имитационных моделей паровых котлов и их топочных устройств и создания на их базе диагностическо-прогнозирующей системы паровых котлов для решения задач диагностирования и прогнозирования их работы;

• установлении характера и степени экологического воздействия Рязанской ГРЭС на окружающую среду, выявлении резервов снижения этого воздействия;

• разработке основ создания системы экологического мониторинга;

• разработке и промышленном опробовании малозатратной технологии снижения выбросов оксидов серы при сжигании высокосернистых углей;

• обосновании возможности обеспечения нормативного уровня выбросов оксидов азота в котлах ТГМП-204 с подовой компоновкой горелок путем организации ступенчатого сжигания природного газа с одновременным вводом газов рециркуляции в зону горения.

Достоверность и обоснованность результатов, полученных соискателем, обеспечены проведением расчетных и экспериментальных исследований в соответствии с действующими в России Стандартами, методиками и нормативными документами; сопоставлением их результатов с результатами других авторов, а также использованием при анализе только тех материалов и результатов, которые получены с применением современных признанных методов или прошедших экспертизу в ведущих научных и проектных организациях.

Практическая значимость работы заключается в:

• определении приоритетных направлений технического перевооружения Рязанской ГРЭС;

• разработке концепции замещения пылеугольных энергоблоков, отработавших свой парковый ресурс;

• разработке основных положений исходных технических требований к замещающему блоку 300 МВт и его котлу для Рязанской ГРЭС и путей их реализации;

• обосновании и осуществлении перевода котлов энергоблоков первой очереди на сжигание березовского угля;

• обоснованном выборе наиболее рациональных вариантов основных проектных решений по замещающему блоку и его котлу для последующей их реализации в техническом проекте;

• определении направления работ по повышению уровня программно-технической оснащенности руководящего и оперативного персонала станции при решении вопросов, связанных с обеспечением экономичности и надежной работы основного оборудования;

• разработке комплексной Программы технической политики РГРЭС в области экологической деятельности, предусматривающей, как конкретные пути снижения уровня ее экологического воздействия на окружающую среду, так и организацию постоянно действующего контроля за состоянием последней;

• разработке малозатратной технологии снижения выбросов оксидов серы при сжигании высокосернистых углей;

• определении способа организации топочного процесса в котлах ТГМП-204 с подовой компоновкой горелочных устройств, обеспечивающего нормативный уровень выбросов оксида азота.

Личный вклад автора в решение проблемы. Диссертационная работа является обобщением и развитием результатов, объединенных единым направлением ряда многолетних работ, проводившихся по инициативе, под руководством и при непосредственном участии автора. Автором предложен и осуществлен комплексный подход к решению актуальной проблемы обеспечения финансовой стабильности и экологической безопасности работы Рязанской ГРЭС в условиях свободного рынка энергопроизводителей и потребителей электроэнергии. Им проведен анализ технико-экономических показателей станции, выявлены определяющие факторы ее устойчивого функционирования, приоритетные направления технической политики РГРЭС, сформулированы и обоснованны основные положения: концепции замещения мощностей пылеугольных блоков и технических требований к созданию замещающего блока 300 МВт для РГРЭС и его котла; предложен, обоснован и реализован перевод энергоблоков первой очереди РГРЭС на сжигание березовского угля; сформулированы задачи и методология проведения анализа вариантов основных проектных решений по замещающему блоку и котлу; выполнено обобщение результатов этого анализа; даны рекомендации по выбору основных проектных решений по замещающему котлу. С непосредственным участием автора сформулированы общие принципы создания и реализации интегрированной автоматизированной системы управления ГРЭС; разработаны алгоритмы построения имитационных моделей паровых котлов и их топочных устройств; комплексная Программа технической политики станции в области экологической деятельности; разработана и опробована

малозатратная технология по снижению выбросов оксидов серы при сжигании высокосернистых углей; выполнено обобщение результатов расчетных исследований по организации топочного процесса в котлах блоков 800 МВт и предложены мероприятия по снижению выбросов оксидов азота.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на:

1. Второй научно-практической конференции "Человек, природа, здоровье". Рязань. 1997 г.

2. Международном научно-техническом семинаре "Проблемы передачи к обработки информации в информационно-вычислительных сетях". Москва. 1997 г. и Рязань 1999 г.

3. Научно-технических советах ОАО "Рязанская ГРЭС". Новомичу-оинск. 1997-1999 гг.

4. Совещаниях в РАО "ЕЭС России". Москва 1996 - 1999 гг.

5. Международных конференциях "Информатизация в энергетике, электротехнике и энергомашиностроении". Москва. 1998-1999 гг.

6. Международном научно-техническом семинаре "Проблемы передата, обработки информации в сетях и системах телекоммуникаций". Рязань. 1999 г.

7. Научно-технических советах ЗиО. Подольск 1997-1999 гг. и ТЭПа

Москва 1998-1999 гг.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 38 печатных работ, в том числе, получено 6 авторских свидетельств и патентов.

Автор защищает:

• результаты анализа технико-экономических показателей работы станции, ее очередей и энергоблоков и направления технического перевооружения РГРЭС, разработанные на их базе;

• концепцию замещения мощностей пылеугольных блоков, отработавших свой парковый ресурс;

• исходные технические требования к созданию замещающего блока 300 МВт для РГРЭС и его котла;

• обоснование перевода энергоблоков первой очереди на сжигание бе-эезовского угля;

• методологию анализа вариантов основных проектных решений по умещающему блоку и его котлу, результаты этого аналша;

• основные технические решения по замещающему блоку и его котлу, рекомендованные для реализации в техническом проекте;

• основные принципы построения и реализации интегрированной автоматизированной системы управления Рязанской ГРЭС;

• алгоритмы построения имитационных моделей паровых котлов и их топочных устройств и создание диагностическо-прогнозирующей системы таровых котлов;

• комплексную Программу технической политики станции в области ее экологической деятельности, разработанную на базе результатов исследований характера и степени влияния РГРЭС и экологических показателей ее котлов;

• малозатратную технологию по снижению выбросов оксидов серы при сжигании высокосернистого угля;

• результаты расчетных исследований по организации топочного процесса в котлах ТГМП-204 с подовой компоновкой горелочных устройств с целью обеспечения нормативных выбросов оксидов азота.

Структура и объем работы. Диссертационная работа изложена на 339 страницах, включает 319 страниц машинописного текста, иллюстрируется 58 рисунками, 39 таблицами и состоит из введения, трех разделов, девяти глав, каждая из которых заканчивается промежуточными выводами, основных выводов и списка использованной литературы из 193 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе дается краткая техническая характеристика Рязанской ГРЭС и современных условий ее функционирования. Приводятся результаты анализа технико-экономических показателей работы станции и ее очередей за последние годы. На их базе формулируются основные направления технического перевооружения станции и основные задачи диссертационной работы.

Отмечается, что: Рязанская ГРЭС является одной из крупнейших тепловых станций Европейской части России (установленная мощность 2800 МВт: 4 пылеугольных блока по 300 МВт - первая очередь и 2 газомазутных блока по 800 МВт - вторая очередь), занимающей стратегически выгодное положение; единственным источником финансирования деятельности РГРЭС после того, как она стала дочерним акционерным обществом и участником ФОРЭМа (1992 г.), является реализация продукции, в первую очередь, электроэнергии. Поэтому, экономическая целесообразность в последние годы стала определяющим фактором при решении всех вопросов на станции, в том числе и технических;

Указывается, что, с учетом перспектив развития рынка электроэнергии в России, конкурентоспособность и финансовая стабильность станции будут полностью определяться себестоимостью и величиной выработки электроэнергии.

Констатируется, что величина выработки электроэнергии на станции с 1990 года по 1996 года уменьшилась практически на 47%, а затем несколько поднялась, составив в 1998 году 57% от общей выработки 1991 года. Величина коэффициента использования установленной мощности энергоблоков первой очереди за рассматриваемый период работы станции равна 0,498; второй - 0,529, а средней нагрузки их блоков - 208 и 590 МВт соответственно. За-

грузка же очередей станции и их энергоблоков по отношению к величинам их установленной мощности достаточно равномерная.

Средние значения удельных расходов условного топлива по очередям для энергоблоков первой и второй очередей за рассматриваемый период составили: 374,7 и 333,7 г/кВт.ч, соответственно и 354,2 г/кВт.ч - в среднем по станции в целом. При этом, если величины удельных расходов топлива, теплоты пара в турбине, затраты на собственные нужды, КПД котлов для блоков 300 МВт монотонно возрастают с уменьшением нагрузки блока, то для блоков 800 МВт зависимости удельных расходов топлива и КПД котла от нагрузки имеют экстремум при нагрузке, равной 0,75 Ын. Причем, абсолютные значения КПД котлов второй очереди существенно выше, чем у котлов первой очереди (рис. 1 и рис. 2).

N. МВт

Рис. 1. Изменение основных технико-экономических показателей энер-

Рис. 2. Изменение основных технико-экономических показателей энергоблоков второй очереди от средней нагрузки.

Себестоимость 1 кВт.ч электроэнергии, вырабатываемой на блоках первой очереди, за последние 5 лет в 1,7 раза выше себестоимости второй очереди. В структуре затрат, определяющих величину себестоимости электроэнергии, наибольшая доля приходится на ее топливную составляющую. Для блоков первой очереди средняя величина этой составляющей по отношению к себестоимости товарной продукции равна 0,695. Для стации же в целом-0,73;

Работа энергоблоков очередей станции характеризуется разным уровнем их экологического воздействия на окружающую среду. В большей мере негативное влияние на окружающую среду оказывает работа энергоблоков первой очереди.

Результаты анализа технико-экономических показателей работы станции и ее энергоблоков позволили вскрыть резервы повышения уровня ее конкурентоспособности на рынке производителей электроэнергии и сформулировать направления стратегии ее технического перевооружения. Основные из них:

• повышение эффективности использования сжигаемого в котлах первой очереди топлива, как основного фактора снижения себестоимости вырабатываемой электроэнергии на станции;

• совершенствование системы управления производственными и технологическими процессами, как способа достижения минимальных затрат, с использованием всех возможностей станции, как при обеспечении работоспособности ее энергоблоков, так и покрытия ими заданного для нее графика электрической нагрузки;

• снижение величин газообразных, твердых и жидких вредных выбросов энергоблоками станции, определяющих суммарный уровень ее экологического воздействия на окружающую среду, с целью снятия всех ограничений со стороны природоохранных органов на основную деятельность Рязанской ГРЭС - производство электроэнергии;

Вторая, третья и четвертая главы диссертации, составляющие первый ее раздел, посвящены решению одной из первоочередных задач Рязанской ГРЭС - повышению экономической эффективности работы энергоблоков первой очереди.

В начале раздела отмечается неспособность энергоблоков 300 МВт Рязанской ГРЭС нести номинальную нагрузку [2], сравнительно низкий уровень технико-экономических показателей их работы, значительные временные затраты на ремонт, высокая себестоимость вырабатываемой на первой очереди электроэнергии. Обосновывается необходимость их замены новыми энергоблоками [16,4,3].

Во второй главе рассмотрены основные положения концепции замещения мощностей пылеугольных энергоблоков, отработавших свой парковый ресурс и аспекты топливной проблемы первой очереди Рязанской ГРЭС.

Сформулированы исходные требования к созданию для нее замещающего оборудования и намечены пути их реализации.

Отмечается наличие двух подходов к решению проблемы замещения мощностей энергоблоков. Первый из них - строительство следующей очереди станции с новым главным корпусом. Второй - использование существующего главного корпуса. Указывается, что наиболее рациональный из них может быть определен из решения оптимизационной задачи, которая базируется на совместном рассмотрении следующих концептуальных положений.

1. Уровень совершенства предлагаемой технологии производства электрической энергии в замещающем блоке с позиций:

• эффективности термодинамического цикла;

• ее соответствия современному уровню;

• возможности практической реализации в рассматриваемых конкретных условиях и в требуемые сроки.

2. Экологическая безопасность производства электрической энергии для окружающей среды и основные способы ее обеспечения.

3. Экономическая целесообразность предлагаемых проектных решений, включая, прежде всего, величину капитальных вложений, срок их окупаемости и предполагаемую себестоимость 1 кВт.ч вырабатываемой электроэнергии.

Для решения указанной задачи могут быть использованы современные, достаточно хорошо разработанные методы поиска оптимальных решений. Из-за неопределенностей в экономическом развитии России, значительных трудностей математического описания всех нюансов каждого из выделенных положений, в работе был использован несколько иной подход к решению рассматриваемой проблемы.

Он заключался, прежде всего, в определении и обосновании тех основных исходных требований к проектным решениям, которые должны быть приняты за основу при разработке основного оборудования. А затем уже, отыскание тех решений, которые наиболее полно отвечают сформулированным требованиям.

Реализация такого подхода в работе основывалась на всестороннем детальном анализе состояния разработок по каждому из названных выше фундаментальных положений.

Далее, в главе с использованием литературных источников, дается анализ современного состояния развития новых технологий производства электрической энергии, способов сжигания твердого топлива, тенденции повышения параметров пара, путей повышения экономичности работы котла, турбины и энергоблока в целом, способов обеспечения экологической его чистоты.

Отмечается, что, в силу жесткой и длительной по срокам ограниченности финансовых ресурсов в России, величина капитальных затрат в любом

случае будет выступать как ограничительный фактор. Поэтому, решения по наиболее рациональному варианту создания замещающих мощностей следует искать в области, близкой к минимальным значениям капитальных затрат.

Для сужения поиска вариантов создания замещающих мощностей оценены с позиции величины капитальных затрат два возможных, указанных выше подхода к решению рассматриваемой проблемы.

С учетом результатов этой оценки основные положения концепции замещения мощностей пылеугольных блоков [5], сводятся к следующим.

1. На ближайшие годы (до 2010 г.) наиболее предпочтительной технологией при создании замещающих мощностей блоков 150, 200 и 300 МВт, работающих на угле, остается технология, реализуемая в паротурбинных установках с факельным сжиганием топлива. Именно она и должна быть положена в основу разработки проекта замещающих мощностей.

2. Уровень параметров пара в замещающих блоках должен быть выбран после оценки технической возможности и экономической целесообразности их повышения.

3. Наиболее рациональным, с позиции снижения капитальных вложений, при создании замещающих мощностей является:

• замена основного оборудования, с установкой его в существующие ячейки главного корпуса;

• увеличение единичной мощности блока путем повышения тепловой мощности котла, применения нестандартных решений по тепловой схеме блока с одновременным повышением эффективности работы котла и турбины.

4. Экологическая безопасность работы замещающих мощностей должна быть обеспечена за счет применения отработанных внутритопочных способов снижения вредных газообразных выбросов и электрофильтров для снижения концентрации золы в дымовых газах.

Отмечается значимость решения топливной проблемы для энергоблоков первой очереди Рязанской ГРЭС. Обосновывается необходимость замены проектного топлива - подмосковного угля [15]. Ибо, несмотря на относительную близость месторождения, подмосковный уголь из-за резкого ухудшения качества в последние годы в пересчете на условное топливо оказался самым дорогим из всех сжигаемых на Рязанской ГРЭС марок угля. Доля его поставки на станцию сократилась со 100% в 1992 г. до 15 % в 1998 г.

Приводятся основные критерии, которыми руководствовалась станция при выборе нового угля для действующих и вновь создаваемых замещающих мощностей:

• долгосрочная обеспеченность электрических мощностей станции этим углем, определяемая величиной промышленных его запасов степенью развития инфраструктуры добычи и транспортировки, резервами мощности угольного бассейна и необходимостью дополнительных инвестиций;

• стабильность во времени характеристик и состава угля;

• стоимость и возможность транспортировки по железной дороге, а также длительность хранения на топливном складе; ___________

• работоспособность действующего котла и вспомогательного оборудования на выбранном угле и его совместимость с топливом уже сжигаемом на станции;

• содержание в нем азота и серы, во многом определяющее экологические показатели энергоблоков.

Наиболее полно указанным выше критериям, как показал проведенный в работе анализ, отвечают угли Березовского разреза Канско-Ачинского бассейна [15]. С одной стороны, канско-ачинские угли обладают значительно более низкими стоимостными показателями, чем угли Подмосковного бассейна, с другой стороны, Канско-Ачинский бассейн - практически единственный угольный бассейн, располагающий в настоящее время значительным резервом мощностей и не требующий дополнительных инвестиций для развития добычи.

Расчеты и практика показали, что замена подмосковного угля на березовский уголь дает снижение величины топливной составляющей в структуре себестоимости электроэнергии первой очереди РГРЭС на 24 руб/кВт.ч. в неденоминированных руб., что соответствует снижению тарифа почти на 10%.

В рамках диссертационной работы был проведен анализ всех имеющихся материалов по реальному и прогнозируемому составу и характеристикам березовского и определены его составы как расчетного (гарантийного), так и ухудшенного топлив при проектировании котла для замещающего блока.

В заключительной части главы приведены основные положения исход-пых требований к разработке замещающего оборудования для первой очереди, в частности к паровому котлу. Помимо традиционных и указанных выше положений, они предусматривают также:

• возможность проведения поэтапной реализации замены основного оборудования;

• повышения единичной мощности замещающего блока примерно на 10% за счет применения прогрессивных, апробированных решений по котлу, турбине и тепловой схеме блоках;

• выполнение вариантных разработок по компоновке котла, технологической схеме сжигания;

• ориентацию на использование в качестве основного топлива березовского угля, и обеспечение технической возможности работы замещающего энергоблока на смеси березовского угля с подмосковным;

• обоснование экономической целесообразности и технической возможности повышения уровня температуры перегрева острого пара и пара промперегрева до 565°С

• обеспечение условий работы блока на скользящем давлении;

• применение индивидуальной системы пылеприготовления прямого вдувания, с газовой сушкой, с использованием мельниц-вентиляторов в качестве размольных устройств;

• выполнение котла однокорпусным, подвешенным на собственном каркасе, газоплотным с работой на уравновешенной тяге;

• обеспечение за счет первичных топочных мероприятий нормативных выбросов оксидов азота (370 мг/нм3) и серы (700 мг/нм3), и применение эффективных средств очистки дымовых газов от золы (50мг/нм3).

Рекомендовано разработку проекта замещения мощностей первой очереди РГРЭС выполнить в два этапа. На первом из них, на базе комплексного анализа вариантов проектных решений по тепловой схеме блока и разработок котла, выполненных в соответствии с исходными требованиями, должны быть определены основные решения:

• по энергоблоку в целом (величина его мощности, основные технические решения по её обеспечению, параметры пара и паропроизводительность котла, необходимый объем, длительность и порядок реконструкции);

• по котлу и его вспомогательным системам (профиль котла, число и типоразмер мельниц-вентиляторов, технологическая схема сжигания и организация топочного процесса, конструктивные решения по поверхностям нагрева).

Указывается, что, при обосновании выбора технических решений, должны быть использованы экономические показатели, в том числе, требуемый объем капитальных затрат и себестоимость выработки 1 кВт.ч электроэнергии.

Второй этап — традиционный, включает в себя выполнение всех составляющих ТЭО (проекта) реконструкции.

В главе также обосновывается необходимость участия специалистов станции, имеющих 25-летний опыт эксплуатации блоков 300 МВт, на всех стадиях разработки замещающего блока.

В третьей главе рассмотрены особенности свойств березовского угля и проанализирован опыт его сжигания в энергетических котлах, в том числе и в котлах П-59 Рязанской ГРЭС [16].

Отмечается постоянство состава органической части березовского угля, а также и то, что химический состав золы, отличающейся высоким содержанием окиси кальция, как и её плавкостные характеристики зависят от зольности угля. При этом, минимальная температура плавления Хг имеет место при зольности Ал= 9-10%, а уменьшение, как и увеличение, зольности угля приводит к увеличению Хг-

Указывается, что при сжигании березовского угля в топках котлов происходит селективное перераспределение компонентов минеральной части. Летучая зола обогащена СаО, а шлак - 8Ю2 и А1203. Вследствие чего, темпе-

>атура плавления шлака и летучей золы весьма существенно отличается от шавкостных характеристик золы исходного топлива.

Высокотемпературная обработка золы березовских углей не снижает нлакугощих свойств топлива. Поэтому березовские угли целесообразно сжи-•ать в топках с твердым шлакоудалением.

Результаты критического анализа опыта работы котлов на березовском тле, выполненного в работе, сводятся к следующему:

• низкотемпературная технология сжигания березовского угля с применением эффективной комплексной очисткой топки и конвективных по-1ерхностей нагрева, в принципе способна обеспечить достаточно надежную >аботу котла;

• наиболее полно исследована технология сжигания в топках с тангеп-[иальным расположением прямоточных горелок и газовой сушкой топлива. 1роблемами, требующими решения в них, являются обеспечение устойчиво-ти воспламенения угольной пыли на выходе из горелочных устройств, дос-ижение нормативного уровня выбросов оксидов азота, очистка конвектив-[ых поверхностей нагрева;

• работоспособность котла на березовском угле, как это следует из шыта работы котлов П-59 Рязанской ГРЭС, может быть обеспечена и при стречной (встречно-смещенной) компоновке прямоточных горелок с воз-ушной сушкой топлива. При этом уровень температур в ядре горения и на ыходе из топки (как и в ряде случаев котлов с тангенциальным расположе-щем горелок) может достигать 1350-1450°С и 1120-1150°С соответственно;

• с позиции обеспечения условий взрывобезопасности и снижения ровня температур в ядре горения при сжигании березовского угля предпоч-ительным является применение газовой сушки топлива, что возможно как :ри использовании мельниц - вентиляторов, так и молотковых мельниц;

• при сжигании березовского угля, в отличие от сжигания других ви-,ов топлив, в большей степени прослеживается зависимость коэффициента епловой эффективности экранных поверхностей нагрева от температурных и аэродинамических условий протекания топочного процесса, а также ериодичности применения средств очистки. Этот факт следует учитывать :ри разработке замещающего котла;

• применение традиционной организации топочного процесса даже в лучае низкотемпературного сжигания березовского угля, не позволяет дос-ичь на выходе из котла нормативного уровня выброса оксида азота. Требу-тся применение внутритопочных методов снижения.

Четвертая глава диссертационной работы посвящена анализу тех про-ктных решений по замещающему блоку и его основному оборудованию, ко-орые предложены его разработчиками на первом этапе выполнения проектах работ по созданию оборудования для замещающего блока Рязанской РЭС.

Предметом анализа в этой главе работы были проектные решения по:

• способу увеличения установленной мощности замещающего блока;

• предложенным вариантам конструкции котла и турбины;

• организации топочного процесса в вариантах замещающего котла;

• целесообразности применения трубчатого воздухоподогревателя и надежности предлагаемой его конструкции при работе замещающего блока как на березовском угле, так и на смеси его с подмосковным углем.

• обеспечению условий работы котла на скользящем давлении при сниженных нагрузках.

Основная направленность проводимого анализа: во-первых, экспертиза обоснованности предложенных решений и, во-вторых, определение наиболее рационального из возможных вариантов решения с позиции наиболее полного удовлетворения их требованиям станции. В процессе проведения анализа проверялись как выполнение условий надежной и экологически чистой работы оборудования (блока в целом), так и степень экономической эффективности предлагаемых решений. В ряде случаев при проведении анализа дополнительно исследовались и возможные пути их обеспечения. Анализ проводился либо путем совместного рассмотрения результатов расчетов, выполненных различными организациями, либо с использованием имеющихся или специально созданных для этого программных систем.

Экономическая целесообразность применения байпаса ПВД в работе оценивалась по величине разности значений себестоимости электроэнергии полученной при реализации байпаса с долей ве и без него ве = О

Л8(0б)=56(0е)~80(и, = 0) (1)

Себестоимость электроэнергии представлялась в виде функции двух переменных: удельного расхода топлива (3 и величины капитальных затрат К

на один замещающий блок

---(2)

где Цт, Цш6 - стоимость одной тонны условного топлива и выплат за вредные выбросы;

а - доля расхода электроэнергии на собственные нужды;

«1 =(1 + «„р )'к+ О;

аш, а^, апр — средняя норма амортизационных отчислений, доли ремонтных и прочих годовых расходов;

8ЗП - годовые расходы на заработную плату;

Мн1,ту — установленная мощность блока и число часов его использования.

При равенстве капитальных затрат, долей расхода электроэнергии на собственные нужды, годовых расходов на зарплату и плату за вредные вы-

бросы в энергоблоке с байпасом и без него условие экономической целесообразности применения байпаса ПВД с учётом (1) и (2) выражается соотношением:

Рбн> и рон, 1Ч0Н - удельный расход топлива, мощность блока при наличии байпаса ПВД и без него соответственно.

Результаты проведенного рассмотрения сводятся к следующему [23]:

Проектирование блоков с частичным байпасом ПВД и нагревом байпа-сируемой среды в отдельной поверхности котла требует на стадии принятия основных проектных решений как по блоку в целом, так и по котлу и турбине в отдельности, проведения оптимизационных тепловых расчетов котла и тур-боустановки в целом с использованием в качестве целевой функции себестоимости 1 кВт.ч вырабатываемой электроэнергии.

Применение частичного байпасирования ПВД может приводить не только к повышению мощности блока при сохранении капитальных затрат, но и к уменьшению температуры газов на выходе из котла, а при определенных условиях и к снижению себестоимости вырабатываемой электроэнергии. Поэтому применение частичного байпасирования ПВД, когда оно не приводит к снижению надежности работы низкотемпературных поверхностей нагрева с точки зрения повышения эффективности работы электрофильтров и экономической целесообразности работы блока, следует считать оправданным.

Увеличение доли байпасирования ПВД приводит к увеличению абсолютного количества тепла в котле, необходимого для нагрева пара низкого давления. В то же время, относительная его величина, по отношению к общему тепловосприятшо в котле, уменьшается в связи со снижением энтальпии рабочей среды на входе в последний.

Наилучшие показатели по удельным расходам топлива из трех рассмотренных вариантов котлов для блока 300 МВт Рязанской ГРЭС имеет Т-образный котел со встречным расположением горелок с гхрц=0,08 и гГрц=0,25, при работе с турбиной К-330-240-2.

Минимальная величина удельного расхода топлива для замещающего блока Рязанской ГРЭС имеет место при относительной величине байпаса ПВД, равной вб = 06/0о=0,3 (рис. 3), а наименьшая себестоимость 1 кВт.ч электроэнергии при значении вб несколько большем 0,35.

. га • К Д\т»

А В, <-----1-------------

т -В -И 1 + АК

) ;

АР„<

Ю6-Ц,,

N

Д г/кВтм ! Ч,. ! КЦж/кВт.ч ! =545/545! С -н-О

\\ .Б.___________ ^=565/56

Ч / V, =54515^ с

--О- —'| МВт

100 200 300 400

Рис. 3. Влияние доли байпаса ПВД на показатели работы энергоблока (Т-образный котел без двусветного экрана, турбина К-330-240-2)

Одним из эффективных путей снижения удельного расхода топлива и соответственно повышения экономичности замещающего блока является повышение температур перегрева острого пара и пара промперегрева с 545 до 565°С (рис. 4).

Рис. 4. Зависимость удельного расхода топлива (без учета потерь на собственные нужды) и теплоты пара в турбине от нагрузки энергоблоков при разной температуре (545 и 565 °С) перегрева пара. (Вариант: Т-образный котел без двусветного экрана, турбина К-330-240-2)

Ни в одном из предложенных вариантов замещающего котла не обеспечены в полной мере условия по бесшлаковочной работе топки при сжигании березовского угля [20]:

• в варианте Т-образного котла с трехъярусной встречной компоновкой прямоточных горелок при стадийно-ступенчатом сжигании березовского

угля концентрация оксидов азота на выходе го котла вдвое меньше требуемой (187 мг/нм3), а величина температуры газов на выходе из топки - 1040°С, что также ниже рекомендуемой. _____________________

Что касается уровня максимальных температур газов в зоне активного горения, то он выше рекомендуемой величины (1250°С) и составляет 1338-1348°С. Такой уровень температур при концентрации ядра факела в центральной части топки, которое имеет место в рассматриваемой аэродинамической схеме сжигания, как следует из опыта работы котлов П-59, не приводит к интенсивному шлакованию экранов топки.

Однако, любое нарушение симметрии аэродинамической картины в топке, например, из-за отключения некоторого числа мельниц [24], неоднородность температурных полей по глубине и ширине топки, возникающие в этом случае, могут привести к появлению шлакования топочных экранов и снижению надежности работы труб НРЧ при выполнении последней в виде вертикальных панелей. Поэтому, в случае использования этого варианта как основного, требуется разработка дополнительных технических решений по ослаблению влияния отключения мельниц на надежность работы топки.

Реализация ступенчатого сжигания в топках П-образного и Т-образного вариантов замещающего котла с тангенциальной трехярусной компоновкой прямоточных горелок, для достижения требуемого уровня концентрации оксидов азота за котлом, приводит к росту вероятности шлакования топочных экранов из-за превышения величины максимальной температуры топочной среды в зоне активного горения, рекомендуемого для нее значения (1250 °С).

В указанных топках при сжигании березовского угля рекомендуемый уровень максимальных температур в принципе может быть получен за счет увеличения доли газов холодной рециркуляции, вводимых в зону активного горения. Однако, доля этих газов должна быть больше 0,2. Это нежелательно, поскольку заметно уменьшится КПД котла и не только из-за роста потерь тепла с уходящими газами, но и с механическим недожогом.

Одним из реальных путей обеспечения требуемого уровня температур в зоне активного горения и концентрации оксидов азота, в рассматриваемых вариантах топки П и Т-образного замещающего котла с тангенциальной компоновкой горелок является отказ от стадийно-ступенчатого сжигания и реализация стадийного сжигания при одновременной подаче большей части горячего воздуха в средний ярус (стадийно-нестехиометрическое сжигание).

При этом доля газов холодной рециркуляции в топке П-образного котла должна быть равной - 0,18, а в котле Т-образной компоновки с двусветным экраном — 0,15.

В варианте же Т-образного котла со встречной компоновкой горелок, с учетом опыта работы котлов П-59 Рязанской ГРЭС, требуемые условия по надежности, экологичности и экономичности могут быть обеспечены реализацией не только стадийно-ступенчатого (а3=а4=0,15; гхрц =0,08), но и ста-

дийно-нестехиометрического (аярш=1,3; аз=0Д5; г,фц =0,08) сжигания березовского угля.

Расчетные исследования подтвердили целесообразность установки в замещающем котле трубчатого воздухоподогревателя и предварительный подогрев воздуха до 55°С. Котел в случае с ТВП, при прочих равных условиях, имеет несколько больший КПД, чем с РВП, а предварительный нагрев воздуха до 55°С полностью устраняет коррозионное воздействие продуктов сгорания на металл труб ТВП при работе котла на березовском угле как расчетного, так в ухудшенного состава.

По условиям коррозийного воздействия [1] надежная работа ТВП замещающего котла при сжигании смеси березовского и подмосковного углей может быть обеспечена:

• в случае сжигания смеси углей (с расчетным составом каждого из них) и температурой предварительного подогрева воздуха равной 55°С при значениях весовой доли подмосковного угля не более 0,05-0,15. Меньшее значение относится к 50% нагрузке, а большее - к номинальной;

• при сжигании смеси углей ухудшенного качества в случае 50% нагрузки котла при весовой доле подмосковного угля менее чем 0,06 с одновременным предварительным подогревом воздуха, поступающего в нижнюю часть (1/3 высоты) последнего по ходу газов куба ТВП до 75°С.

При пониженных нагрузках замещающего блока нормальная работа котла, при всех предложенных вариантах его выполнения, может быть обеспечена только при давлении перегретого пара за котлом Рпе = 25 МПа. При переходе на режим скользящего давления имеет место ряд моментов ставящих под сомнение возможность его практической реализации, а именно:

• недостаточный уровень недогрева воды на входе в трубы экранов

НРЧ;

• наличие перегрева среды в пределах экранов НРЧ, (варианты котла с Т-образной компоновкой);

• практически трудно разрешимую для всех вариантов котлов задачу организации равномерной раздачи двухфазной среды при паросодержании х=23-89% из верхних коллекторов НРЧ1 и НРЧ2 соответственно по трубам НРЧ2 иНРЧЗ.

Отмеченные выше моменты указывают на необходимость проведения дополнительных проработок, цель которых - отыскание возможных схемных и конструктивных решений по поверхностям нагрева и экранам НРЧ. При их проведении должны быть рассмотрены следующие вопросы: снижения температуры среды на входе в экраны НРЧ 1'„рч и возможность обеспечения работы котла на скользящих параметрах при выполнении экранов НРЧ в виде спирально-ленточной навивки.

Второй раздел работы, включающий в себя пятую и шестую главы. посвящен рассмотрению вопросов, непосредственно связанных с развитием

системы управления ГРЭС на основе использования новых информационных технологий.

Указывается, что одним из возможных путей повышения эффективности станции является более рациональное использование установленного на ней оборудования при выработке электрической энергии.

Особо актуальной эта проблема стала для Рязанской ГРЭС в последние годы, когда ее энергоблоки стали работать в условиях существенно отличных от проектных:

• работа станции в целом и ее энергоблоков на сниженных нагрузках;

• перевод котлов энергоблоков 300 МВт на сжигание непроектных углей их смесей;

• неудовлетворительное техническое состояние основного оборудования первой очереди станции, в первую очередь котлов;

• ужесточение требований к экологической безопасности работы станции.

Отмеченные выше обстоятельства, с учетом функционирования станции в условиях не полностью сложившегося рынка электроэнергии, и предопределили необходимость отыскания способов и методов решения задач, возникающих в процессе эксплуатации оборудования станции.

Наиболее характерные из них для Рязанской ГРЭС сводятся к следующему:

• задачи по обеспечению минимальной себестоимости производства электроэнергии как за счет перераспределения нагрузки между очередями и блоками с учетом фактического их технического состояния, наличия и стоимости видов и марок топлива, так и совершенствования технологических процессов этого производства, снижения затрат на собственные нужды;

• комплекс задач, связанных с обеспечением надежности и экономичности работы энергоблоков 300 МВт при сжигании в них непроектных топ-лив;

• задачи по отысканию режимных условий для снижения уровня вредных выбросов при производстве электроэнергии на энергоблоках первой и второй очередей станции.

Сложность задач, необходимость оперативного отыскания их решений, при быстром изменении условий работы оборудования станции, обязательность увязки этих решений с экономическими и экологическими показателями станции, требуют разработки новых современных подходов, как к самому решению указанных выше задач, так и способу реализации этого решения.

На современном этапе развития науки и техники решение перечисленных задач должно базироваться на использовании новых информационных технологий, ориентированных на применение самого широкого спектра технических средств и, прежде всего, электронных вычислительных машин и средств коммуникаций. '

В настоящее время на ГРЭС автоматизировано значительное число процессов, среди которых, в первую очередь, можно выделить технологические. Однако, при автономном функционировании, они не обеспечивают существенных сдвигов в работе станции. Дальнейшее повышение эффективности связано с их интеграцией и созданием комплексной интегрированной системы её управления (ИАСУ).

Рассмотрению основных аспектов реализации ИАСУ ГРЭС и посвящена шгоиущава диссертации [12,13,14].

В начале главы указывается основное назначение ИАСУ станции, как инструмента проведения единой технической, экономической и экологической политики, способной обеспечить:

• оперативность принятия решений по задачам, возникающим во всех сферах деятельности станции;

• обоснованность принимаемых решений с позиции экономической целесообразности, при обязательном соблюдении всех требований по обеспечению надёжности и экологической безопасности работы оборудования;

• максимальное использование всех имеющихся на станции резервов и ресурсов для снижения затрат при производстве тепловой и электрической энергии, в том числе и технического перевооружения станции.

Отмечаются возникшие в настоящее время предпосылки для ее создания. Анализируется сложившаяся структура управления станцией, типовые задачи управления, а также взаимосвязь видов деятельности станции и функций управления. Акцентируется внимание на первоочередных проблемах, которые требуют своего решения при создании ИАСУ станции в случае сохранения иерархической системы построения управления:

Отмечается, что базообразующими системами ИАСУ станции являются автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) и автоматизированная система организационно-экономического управления (АСЭУ). Существование их обусловлено наличием принципиально различных объектов и средств управления при реализации задач производства электроэнергии. Рассмотрены особенности каждой из названных систем. Указывается на неразрывную связь их между собой, объединяющую роль при этой единой информационной базы их функционирования, а также и то, что АСУ ТП, кроме выполнения своей основной функции, играет роль генератора первичной, достоверной информации для организационно-экономической системы управления. Рассмотрена структура действующей в настоящее время системы контроля и управления энергоблоками. Делается вывод, что существующий уровень автоматизации не удовлетворяет современным нуждам и требуется существенная модернизация. Указываются основные пути развития АСУ ТП Рязанской ГРЭС.

Констатируется отставание автоматизации экономического управления от управления технологическими процессами, называются основные причи-

ны этого: отсутствие как экономико-математических моделей, так и критериев оптимальности управления. Отмечается, что действующая в настоящее время на Рязанской ГРЭС система экономического управления, относится к категории неавтоматизированных или точнее имеющих характер «островной» автоматизации.

Указывается, что одной из задач совершенствования системы управления является создание АСЭУ ГРЭС. Рассматриваются различные аспекты этой задачи начиная от целей АСЭУ, до тех признаков, которые должны быть ей присущи. На базе этого рассмотрения, формулируются основные требования, которые должны быть выполнены при ее создании.

Должен быть разработан единый критерий оптимальности (целевая функция управления) для станции в целом. Таким критерием, как указывается, должна быть минимальная себестоимость электроэнергии или максимальная прибыль.

Система экономического управления должна быть устойчива к случайным возмущениям со стороны внешней среды. Иными словами, АСЭУ должна автоматически определять новую оптимальную стратегию при любом изменении внешних условий, в первую очередь при изменении стоимости топлива, материалов, спроса на энергию и др.

При создании АСЭУ должны быть определены конкретные способы воздействия на экономику (прямые и соответствующие им обратные связи) и выявлены наиболее эффективные из них. При этом, важно установить точные количественные соотношения между изменениями, происходящими в объекте управления, и степенью, а также способом воздействия на него. Последнее наиболее важно в АСЭУ, ибо оно всецело определяет эффект управления. Подчеркивается, что в АСЭУ, в отличие от АСУТП, эта задача является более сложной. Человек в системе управления должен иметь наиболее рациональные, отработанные способы и методы получения необходимой информации для воздействия на объект управления. Только в этом случае система управления может считаться замкнутой.

При разработке АСЭУ должен быть определен оптимальный комплекс вычислительных устройств, систем автоматики и средств связи, а также их взаимодействие с человеком. Основные задачи, требующие решения при этом, - определение оптимального объема информации, доставляемой человеку, и оптимальных способов ее подачи. Одним из важных звеньев является разработка методов эффективного контроля достоверности исходной информации и получаемых результатов.

Предложена принципиальная схема АСЭУ ТЭС и рассмотрены методологические основы создания указанной системы.

Обоснована целесообразность создания и включения в ИАСУ ГРЭС системы управления надежностью (СУН). Отмечается необходимость коренной перестройки существующей системы обеспечения эксплуатационной надежности, с расширением использования:

• средств технической диагностики, обеспечивающих контроль фактического и прогнозирование будущего состояния электрооборудования;

• экспертных систем (ЭС) для контроля и оценки условий эксплуатации энергоборудования;

• базы данных, хранящей факты и причины происходящих технологических нарушений как на своей станции, так и на других, с целью построения программы принятия более эффективных мер, направленных на повышение надежности;

• информационной системы поддержки принятия решений по устранению аварийных ситуаций.

В главе также рассмотрены вопросы, связанные с перепроектированием существующей системы управления надежностью, с разработкой ее новой структуры. Считается, что современная СУН ГРЭС должна состоять из следующих четырех связанных между собой подсистем:

• сбора информации и контроля за рациональной эксплуатацией объектов;

• анализа, диагностики и прогноза;

• принятия решений по управлению эксплуатационной надежностью;

• непосредственного воздействия на объект управления.

Последовательно рассмотрена каждая из названных подсистем, включая и те задачи, которые они призваны решать, их информационная база, состав и условия функционирования, в том числе и взаимодействие между подсистемами.

Особо отмечается необходимость и важность создания информационной системы поддержки принятия решений (СППР) по проблемам обеспечения надежности энергооборудования, ориентированной на участие человека в принятии окончательного решения.

При этом, человеко-машинная процедура принятия решений с помощью СППР представляется в виде циклического процесса взаимодействия человека и компьютера. Цикл состоит из фазы анализа и постановки задачи для компьютера, выполняемой лицом, принимающим решение (ЛПР), и фазы оптимизации (поиска решения и выполнения его характеристик), реализуемой компьютером.

В конце главы рассмотрен цикл вопросов, непосредственно связанных с созданием ИАСУ Рязанской ГРЭС. Предлагается и обосновывается поэтапный принцип ее реализации в следующей последовательности:

• модернизации локальных АСУ 111 отдельных энергоблоков и ЦЩУ;

• создание сетевой инфраструктуры, которая позволит обеспечить создание единой информационной среды станции, как базы для реализации интегрированной системы управления (ИАСУ);

• создание автоматизированной системы организационно-экономического управления и СУН;

• объединение созданных систем в единую интегрированную систему управления станцией (ИАСУ).

Конкретизируются задачи каждого выделенного этапа, с учетом функционирования модернизируемых или вновь создаваемых систем, в условиях единой интегрированной системы управления станцией.

В шестой главе рассмотрен комплекс вопросов, связанных с созданием диагностическо-прогнозирующей системы паровых котлов (ДПС ПК) [19,21].

Отмечается, что разработка ДПС ПК непосредственно связана с созданием программной базы АСЭУ станции. Она предназначена для решения широкого круга задач, в том числе и определения оптимальных, с позиции экономической целесообразности для станции, условий эксплуатации паровых котлов.

Разработка ДПС ПК должна вестись в предположении, что система должна:

• функционировать как автономно, так и в составе ИАСУ;

• ориентирована на пользователей, обладающих достаточными знаниями конструкции и правил технической эксплуатации паровых котлов и его вспомогательного оборудования, а также начальными навыками работы на компьютерах;

• по запросу пользователей Системой, на основе выходной численной информации, формировать логически обоснованные выводы и заключения относительно возможных причин или последствий обрабатываемой эксплуатационной ситуации.

ДПС ПК должна функционировать в следующих режимах:

• диагностика работы котла и его основных элементов при заданных входных и выходных условиях его функционирования.

• определение характера и степени влияния величины одного из исходных (входных или выходных) параметров на работоспособность, эффективность и экологичность котла, изменение параметров рабочей среды и продуктов сгорания в его основных элементах.

Перечень частных задач, реализуемых с помощью Системы, может быть достаточно широким, в том числе такие, как:

• определение диапазона изменения нагрузки котла при сохранении выходных параметров пара без изменения организации топочного режима;

• влияние величины присосов в топочной камере и газоходах на работоспособность и эффективность работы котла;

• влияние марки состава и характеристик топлива, тонины его помола на работу котла;

• влияние избытка и распределения по горелкам организованно вводимого воздуха на экологические и экономические показатели работы котла;

• определение области значений варьируемых режимных параметров, в которой показатели работы котла будут отвечать заданным требованиям по

экономичности, экологической безопасности, надежности и диапазону регулирования паропроизводительности;

• определение наилучшего (оптимального) режима работы котла по указанному признаку (целевой функции или группе признаков) при фиксированных выходных параметрах рабочей среды;

• определение возможных причин отклонения показателей работы котла, от проектных.

С учетом режимов функционирования, перечня задач, решение которых должна обеспечить ДПС ПК, разработана ее принципиальная функционально-структурная схема. Дано описание алгоритма функционирования ди-агностическо-прогнозирующей системы.

Отмечается, что назначение, область использования и круг задач, решение которых должна обеспечить ДПС ПК, предопределяют определенные требования к имитационной модели котла. Указывается на нецелесообразность использования моделей аппроксимативного типа. Предлагается новый подход к формированию математической модели котла и его топочного устройства. В качестве базы создания математической модели рекомендуется использовать апробированные нормативные расчетные методики, применяемые при проектировании паровых котлов. Реализация их для конкретного котла (с представлением последнего в виде структурно-функциональной схемы, с детализацией конструктивного исполнения всех элементов) с одновременным использованием детализированной математической модели топочного процесса (имитационной модели топки), учитывающей все нюансы протекания процессов горения топлива, теплообмена и образования оксидов азота в топке, даст возможность получить полноценную его имитационную модель.

Такая модель котла в полной мере отражает особенности протекания в нём процессов теплообмена, увязывает интенсивность их протекания с конструктивным исполнением его элементов.

Она позволит:

• проводить детальные исследования по оценке влияния различных эксплуатационных факторов на ход протекания топочного процесса, интенсивности теплообмена в поверхностях нагрева котла, в том числе для условий его работы, отличных от проектных;

• получать достаточно полную и качественную информацию относительно изменения параметров сред по газовому и пароводяному трактам, эффективности и работоспособности топки и котла в целом.

Выделение в имитационной модели котла инвариантной и вариантной компонент позволит, за счет настройки последней на конкретный котёл, использовать модель в целом, без каких-либо существенных доработок, для любых котлов, отличающихся между собой как организацией сжигания топлива, так и проектным или конструктивным исполнением.

Учитывая, с одной стороны, определяющую роль в работе котла его топочного устройства, а с другой стороны, недостаточность проработки вопросов моделирования топочных процессов, основное внимание далее уделено вопросу создания имитационной модели топки.

Формулируются общие принципы построения имитационной модели топки. Излагается цель и сущность предлагаемой схематизации топочного процесса. Указывается, что общую физическую картину топочного процесса при факельном сжигании целесообразно представить в виде некоторой совокупности «активных» и «пассивных» зон, областей (индивидуального развития и совместного движения струй) и типовых элементов топочного объема.

В каждом выделенном элементе топочного объёма процесс выгорания лолидесперсной пыли представляется в виде горения некоторого числа (до 1000) монодисперсных фракций пф. Время воспламенения твк и выгорание

коксовых частиц каждой 1 фракции при этом описываются следующими уравнениями:

•5'-2 ГОЖ

. О,

т„ =1,12-10'°-КВ1

Т3

ра,сур,

йт~ 1-А" '

К -а N11 Б

где а = --'- ' ; К = К е КТч'; а = -- л' —.

К, + аД1 ' " д' 5,

Для описания процессов генерации термического разложения и восстановления оксидов азота в рассматриваемом элементе исследованы известные в литературе расчётные соотношения.

Расчёт теплообмена в топочной камере основывался на подходах, используемых в нормативных методах теплового расчёта топки (интегральном и позонном). Математическое описание топочного процесса в каждой из выделенных зон топки строилось на использовании уравнения энергии, устанавливающего взаимосвязь между тепловыделением и теплообменом. При этом, в отличии от нормативного позонного метода расчёта, выгорание топлива в выделенных зонах не считалось известной величиной, а определялось в процессе расчёта.

В конце главы отмечается, что разработанные в работе подходы были реализованы в МЭИ на кафедре Парогенераторостроения при разработке ди-агпостическо-прогнозирующих систем паровых котлов и их топочных устройств для вариантов замещающего энергоблока 300 МВт и котла ТГМП-204 блоков 800 МВт Рязанской ГРЭС.

Третий раздел посвящен разработке, обоснованию и реализации концепции технической политики Рязанской ГРЭС в области обеспечения ее экологической безопасности.

В седьмой главе рассматриваются характер, уровень и массштабы зоны экологического воздействия Рязанской ГРЭС. Отмечается, что основным источником загрязнения окружающей среды являются паровые котлы [8,9,11]. В их топках при сжигании топлива образуется целый ряд вредных веществ. Наиболее значимые из них это - оксиды азота, оксиды серы и зола.

Рассмотрены среднемесячные экологические показатели работы энергоблоков 300 и 800 МВт за 1998 год, в том числе и приведенной концентрации оксидов азота в их уходящих дымовых газах при разных нагрузках и сжигаемых топливах.

Констатируется, что наибольшие отклонения от нормативных показателей в 1998 году имели:

• котлы второй очереди - по удельным выбросам оксидов азота, а в случае сжигания мазута и по оксидам серы;

• котлы первой очереди - по выбросам золы и оксидов серы.

С позиции возможных источников загрязнения природной среды экологически опасными химическими элементами анализируются результаты исследований, выполненных ИМГРЭ-МОМГЭ и ВТИ, микроэлементного состава сжигаемых в котлах первой очереди Рязанской ГРЭС углей и их золы.

Констатируется, что с 1993 года величина суммарных выбросов в атмосферу загрязняющих веществ РГРЭС уменьшились в 2,6 раза. Это связано со снижением выработки электроэнергии и изменением структуры топливного баланса станции — увеличением в нем долей природного газа и углей Канско-Ачинского угольного бассейна.

Увеличение доли углей Канско-Ачинского бассейна в топливном балансе привело к существенному изменению структуры выбросов в атмосферу: уменьшилась доля сернистого ангидрида и золы, увеличилась доля окислов азота и углерода.

Удельные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу на единицу произведенной в последние три года продукции также снизились. В 1997 году это снижение было достигнуто за счет увеличения в структуре топливного баланса станции доли канско-ачинских углей, в 1998 году - из-за увеличения доли второй очереди, относительно более экологически «чистой», в выработке электроэнергии.

Отмечается, что пространственное распределение загрязнений и координаты точки их максимума от года к году изменяются незначительно. Координаты точек максимума находятся на северо-востоке на расстоянии 8-10 км от труб Рязанской ГРЭС.

Величина максимума среднегодовых приземных концентраций (БОг+ИОл) за рассматриваемый период изменялась в диапазоне 0,00464 (1974 г.) до 0,00966 (1983 г.) мг/м3, а золы с 0,00063 (1974 г.) до 0,00146 (1980 г.) мг/м3. Резкое увеличение максимума приземных концентраций (БОг+ИОх) в 1982 году - 0,00858 мг/м3 связано с вводом в эксплуатацию кот-

лов второй очереди. Сравнение максимальных значений приземных концентраций с величинами ПДК для них (ПДК для двуокиси азота - 0,04 мг/м1, а золы - 0,15мг/м3), показывает, что уровень среднегодовых приземных концентраций газообразных и золовых выбросов значительно ниже ПДК. Наибольшее значение приземных концентраций газообразных веществ - 0,24 ПДК было в 1983 году, а золовых выбросов - 0,097 ПДК-в 1980г.

Максимальная плотность выпадения золы на подстилающую поверхность за 1998 г. оценивается величиной 316 кг/км2. За 20-летнюю работу РГРЭС в зоне максимальных концентраций выпало на почву около 6 т золы на 1 км2 (6 г на 1 м2), что представляется величиной весьма незначительной.

Таким образом, приземные концентрации летучей золы, оксидов серы и азота, полученные в результате выбросов РГРЭС не превышают современных, достаточно жестких санитарно-гигиенических нормативов [17].

Отмечается, что по инициативе и при участии станции рядом специализированных организаций был выполнен большой цикл натурных исследований, направленных на изучение состояния почв, почвенного покрова, водных и наземных систем в районе расположения РГРЭС после более чем 20-летней ее эксплуатации.

Постановка таких исследований была вызвана стремлением станции к получению достоверной информации для обоснованного подхода к формированию технической политики в области ее экологической деятельности.

Дается краткий анализ результатов проведенных исследований [9,10,11]. Указывается, что концентрация микроэлементов и железа в почвах района расположения Рязанской ГРЭС довольно однородна. Для большинства определенных в почвах химических элементов наблюдаемые концентрации являются природными. Имеет место различие в значениях концентраций фтора и в меньшей степени цинка, с повышением их содержания в верхнем горизонте почвы.

Концентрации железа, меди и циркония в золе и почве практически

одинаковы. Относительно почв в золе РГРЭС повышены содержания свинца, цинка, ртути. Поэтому, при загрязнении почвенного покрова летучей золой можно ожидать повышения в нём концентрации цинка, свинца и ртути относительно железа.

Дифференцированно распределены в почвах ртуть и фтор. Точки их максимальных концентраций в почвах не совпадают. Однако, они сконцентрированы в одних и тех же участках. Различие между максимальными концентрациями и минимальными составляет для фтора — 2,5 раза, а для ртути -около 10 раз. Появление их в почве связано с газообразными выбросами РГРЭС.

В целом же состояние почвенного покрова на небольшой части г. Пронска и г. Новомичуринска соответствует слабому уровню загрязнений.

Наблюдается изменяемость водной экосистемы на Пронском водохранилище. На реке Проня и водохранилище создаются большие биомассы при

небольшом количестве массовых видов зообентоса. В то же время река Про-ня (вне водохранилища) находится в состоянии , характерном для многих рек, которые не расположены вблизи ТЭС.

Водные системы в районе расположения РГРЭС эфтрофицированы и причиной этому явлению могут быть биогены (в основном фосфор и азот), которые могут поступать как из очистных сооружений РГРЭС [7], так и с речным стоком (с водой реки Проня) и накапливаться в водохранилище. Доказательством того, что водохранилище постепенно загрязнялось в основном благодаря речному стоку, а не выпускам с ГРЭС, является тот факт, что весь бассейн реки Проня в исследованном районе, в том числе и до водохранилища, характеризуются загрязнением биогенной природы.

Результаты выполненных исследований состояния экосистемы показали что пока в районе расположения РГРЭС визуально не наблюдается диагностируемых негативных ее изменений.

В восьмой главе обосновывается экологическая целесообразность перевода первой очереди РГРЭС на сжигание березовского угля. Отмечается, что при разработке блоков 300 МВт, в силу отсутствия природоохранного законодательства, не были предусмотрены меры, кроме установки электрофильтров, для обеспечения экологической чистоты их работы. В результате, после ввода в эксплуатацию, РГРЭС стала одним из самых крупных источников вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу. Внедряемый в последние годы принцип платности природопользования, а также возникшие проблемы с обеспечением первой очереди подмосковным углем, предопределили необходимость перевода ее на сжигание другой марки топлива. Этот перевод увязывался станцией и с решением проблемы повышения экологической чистоты работы энергоблоков 300 МВт.

После сравнительных оценок, в качестве замещающего топлива был выбран березовский уголь. Его использование, как показали предварительные расчеты, позволит снизить: среднегодовые приземные концентрации загрязняющих веществ, при наиболее реальных эксплуатационных нагрузках, по группе (БОг+МЭх) и по золе в долях ПДК до 0,05 и 0,00013 соответственно, а выпадение золы на поверхность почвы до 50 кг/км2.год.

Расчетные же значения максимально-разовых концентраций для золы составляют 0,21 ПДК мр (с учетом фонового загрязнения 0,2 ПДК мр); сернистого ангидрида - 0,09 ПДК мр (с учетом фонового загрязнения 0,04 ПДК мр), группы суммации (802+М0х) и мазутная доля) - 0,7 ( в том числе фоновое загрязнение 0,22).

Указывается, что с заменой угля на РГРЭС снизится и острота проблемы захоронения золошлаковых отходов, ибо при сжигании березовского угля количество образующихся золошлаковых отходов уменьшится в 8-10 раз, а следовательно возрастает и срок эксплуатации имеющегося золоотвала. Строящейся 3-ей секции, рассчитанной на 15 лет работы станции на подмосковном угле, с переводом на сжигание березовского угля хватит не менее чем

на 100 лет. К тому же, благодаря высоким вяжущим свойствам золы березовского угля, золоотвал перестанет быть источником интенсивного пыления даже без применения каких-либо средств пылеподавления. Это подтверждается опытом эксплуатации всех станций, работающих на углях Канско-Ачинского басейна.

Дополнительное уменьшение затрат на содержание золоотвала может быть получено и за счет применения самих золошлаковых материалов, а не грунта, для строительства оградительных дамб золоотвала.

Уменьшение выхода золошлаковых материалов приведет и к снижению затрат энергии на перекачку золошлаковой пульпы на золоотвал и оборотной воды с золоотвала на электростанцию. Снизятся размеры платежей станции за загрязнение природной среды.

Таким образом, переход первой очереди Рязанской ГРЭС на сжигание березовского угля приведет не только к улучшению экологической обстановки в районе расположения электростанции, но и к некоторому уменьшению себестоимости вырабатываемой электроэнергии.

Этот вывод подтверждается не только расчетами, но и опытом уже начатого процесса замены топлива на Рязанской ГРЭС.

Девятая глава посвящена разработке технических и технологических решений по снижению экологического воздействия Рязанской ГРЭС на окружающую среду [11,17,26].

Дается обоснование малозатратной технологии снижения выбросов оксидов серы при сжигании высокосернистых углей [18], приводятся результаты расчетных исследований по снижению уровней выбросов оксидов азота котлами блоков 800 МВт [22], рассматриваются пути повышения эффективности работы электрофильтров, формулируются основные положения по созданию системы экологического мониторинга.

Постулируется основной принцип, положенный в основу всей деятельности РГРЭС в области обеспечения ее экологической безопасности, - создание при минимальных капитальных и текущих затратах таких условий ее функционирования, при которых отсутствуют какие-либо экологические ограничения по основной ее деятельности.

В соответствии с ним и учетом результатов исследований экологических показателей котлов, характера и степени воздействия РГРЭС на окружающую среду была разработана Программа технической политики станции по ее экологической деятельности. Она включает несколько подпрограмм, основные из которых:

• снижение выбросов вредных веществ в атмосферу;

• охрана и рациональное использование водных ресурсов;

• ликвидация, реконструкция, строительство мест захоронения отходов, утилизация отходов;

• создание систем мониторинга влияния РГРЭС на окружающую среДУВ каждой из них определен не только комплекс первоочередных задач,

но и предложены основные пути их решения.

Так, основной задачей, решаемой первой подпрограммой, является снижение объемов вредных выбросов от основного производства РГРЭС. Путь ее решения - снижение удельных выбросов загрязняющих веществ энергоблоками станции и, в первую очередь, пылеугольными энергоблоками 300 МВт, поскольку объем их выбросов составляет более 70 % объема всех выбросов станции. Предлагается поэтапное решение этой проблемы.

На первом этапе, который уже реализуется, это:

• перевод первой очереди, вначале на сжигание смеси подмосковного угля с углями Канско-Ачинского бассейна (с большей долей последних), а затем только березовского угля;

• отработка и внедрение на котлах П-59 малозатратной технологии связывания серы при сжигании высокосернистых подмосковных углей [18,24];

• повышение эффективности работы установленных на блоках электрофильтров, с целью снижения выбросов золы.

Второй этап связан с заменой основного оборудования, в первую очередь паровых котлов, на новые с экологическими показателями, которые соответствуют современным нормативным требованиям.

В рамках этой подпрограммы также предусматривается резкое снижение удельных выбросов оксидов азота котлами ТГМП-204 при их работе на газе путем разработки и внедрения внутритопочных технологических методов подавления оксидов азота [22 ].

Основными задачами подпрограммы «Охрана и рациональное использование водных ресурсов» являются: снижение объемов потребления природной воды; уменьшение объемов загрязняющих веществ, сбрасываемых со сточными водами; экологическая реабилитация Новомичуринского водохранилища.

Снижение объемов водопотребления планируется в основном за счет перехода на сухое удаление золы в энергоблоках первой очереди, а уменьшение объемов загрязняющих веществ, сбрасываемых со сточными водами, путем реконструкции системы аэрации и очистных сооружений биологической очистки в г.Новомичуринске и профилактория, строительства очистных сооружений ливневого поверхностного стока с территории станции.

Экологическая реабилитация Новомичуринского водохранилища [7] планируется путем его зарыбления и удаления донных отложений.

Подчеркивается, что отличительной особенностью разработанного и апробированного в данной работе комбинированного способа снижения выбросов оксидов серы является то, что в его основе лежит сочетание процес-

сов десульфуризации продуктов сгорания и корректировки содержания серы, вводимой в топку вместе с топливом. Это достигается тем, что вместо обычно применяемых балластирующих и теплопотребляющих присадок ( типа извести или известняка) в объем топки совместно с высокосернистым топливом вводятся карбонатосодержащие горючие сланцы и бурые угли. Последние могут вводиться в объем топки как в виде предварительно подготовленной смеси с основным топливом, так и раздельно. Применение такого рода добавок, кроме связывания диоксида серы, позволяет:

• регулировать, при необходимости, содержание серы в исходной топливной смеси;

• поддерживать теплоту сгорания топливной смеси на уровне близком

к теплоте сгорания проектного топлива;

• обеспечить снижение выбросов оксидов серы без существенной реконструкции топочного устройства и вспомогательного оборудования и дополнительных потерь и затрат, характерных для других способов.

Большой выход летучих в сланцах и бурых углях способствует повышению устойчивости воспламенения пыли угольной смеси, а значительное содержание карбонатов в золе создает хорошие предпосылки для высокой степени очистки дымовых газов от диоксида серы.

Однако, при совмещении протекания процессов горения и десульфуризации, эффективность последнего во многом будет зависеть как от температурного уровня в зоне его протекания, так и полноты разложения карбонатов.

Опытно-промышленная апробация предложенной технологии проведена на котле П-59 Рязанской ГРЭС [18]. Основным топливом служил высокосернистый подмосковный бурый уголь, а в качестве добавки использовались горючие сланцы Ленинградского месторождения и ирша-бородинский бурый уголь. Добавка в топку котла подавалась вместе с основным топливом, после предварительного тщательного их перемешивания.

Результаты опытов показали (рис. 5), что увеличение доли горючих сланцев в смеси, при неизменном соотношении подмосковного угля с ирша-бородинским, приводит к возрастанию степени связывания серы по сравнению со сжиганием только подмосковного угля с 0,1 до 0,71. Это дает возможность обеспечить нормативный уровень выбросов оксидов серы при довольно больших удельных вводах ее в топку. Рассмотрены и технико-экономические аспекты применения предлагаемой технологии. Показано, что ее использование обеспечит экономию затрат и снижение себестоимости отпускаемой электроэнергии.

Указывается, что применение в котлах ТГМП-204 блоков 800 МВт РГРЭС подовой двухрядовой компоновки вихревых горелок вместо встречной трехъярусной на боковых стенах, имеющей место в серийных котлах, позволило успешно решить проблему повышения надежности работы экранных поверхностей нагрева. За счет изменения аэродинамической картины течения

газов в топочном объеме, снижения величин падающих лучистых потоков практически устранена сероводородная коррозия топочных экранов. Однако, уровень концентрации оксидов азота в дымовых газах при сжигании природного газа остался весьма высоким, более 1300 мг/нм3, что более чем на порядок превышает нормативный (125 мг/нм3).

кг/тут

БОх

г/МДж

20 -

1,0 (2,0)

(2,8) °*МВт

Рис. 5. Удельные выбросы диоксида серы в зависимости от удельного ввода серы в котел и степени связывания серы (т)5)при сжигании опытных смесей топлив: □ , •, х, о - данные, соответственно в сериях I, II, III, IV опытных режимов.

Отмеченное выше обстоятельство и предопределило постановку задачи по отысканию эффективных путей совершенствования организации топочного процесса в направлении снижения уровня выбросов токсичных оксидов азота.

Решение этой задачи осуществлялось с помощью диагностическо-прогнозирующей системы топки, являющейся составной частью ДПС ПК [19, 22].

Исследования велись по двум направлениям. В первом, изучалась степень и характер влияния на топочный процесс традиционных способов воздействия на образование оксидов азота, непосредственно связанных с изме-

нением начальных условий формирования факела, а именно: коэффициента крутки вихревых горелок; начальной полноты смешения газа с воздухом; доли и температуры газов рециркуляции, вводимых в объем топки через горе-лочные устройства; величины избытка воздуха на выходе из топки.

Во втором исследовалась эффективность организации двухступенчатого сжигания в зависимости от доли третичного воздуха (аз) и места расположения сопел его ввода относительно пода топки (Ъ) (рис. 6).

Рис. 6. Влияние высоты расположения сопл третичного воздуха относительно пода топки при ступенчатом сжигании на характерные параметры топочного процесса в котле ТГМП-204 с подовой компоновкой горелок (Б=Он; грц=0; ат"=1,025) для различных долей третичного воздуха.

Основные их результаты сводятся к следующему:

• в котле ТГМП - 204 с подовой компоновкой горелок традиционные способы воздействия на топочный процесс с целью снижения образования оксидов азота, связанные с изменением начальных условий формирования факела, малоэффективны;

• нормативный уровень выбросов оксидов азота за котлом может быть обеспечен только при определенных условиях реализации двухступенчатого сжигания (а3 = 0,1; 2>15 м) с одновременным вводом газов рециркуляции в количестве грц > 0,05 в горелочные устройства.

Эти результаты и явились базой для разработки технических предложений по реконструкции котлов № 5 и № 6 Рязанской ГРЭС, с целью снижения выбросов оксидов азота.

Одной из проблем, стоящей перед РГРЭС и требующей своего решения, является снижение уровня выбросов золы в атмосферу. Установленные на энергоблоках первой очереди 3-х-польные электрофильтры (ЭФ) из-за своей низкой эффективности (их КПД даже при низких нагрузках блоков составляет 96-98%) не способны, даже при переводе котлов на сжигание только березовского угля, обеспечить нормативный уровень содержания золы в уходящих газах (50 мг/нм3).

Все предпринятые станцией меры по улучшению работы ЭФ: внедрение CAO ЭФ (блок № 1), установка дополнительного 4-го поля (блок № 4), не позволили существенно улучшить их работу. Поэтому был разработан комплекс технических решений направленных на повышение эффективности золоулавливания:

• увеличение поверхности осаждения за счет увеличения высоты пластин;

• понижение температуры уходящих газов за котлом;

• оптимизация режимов регенерации электродов;

• модернизация системы встряхивания электродов;

• переход на импульсные агрегаты питания ЭФ;

• реализация системы пневмозолоудаления с контролем уровня золы в бункерах и с автоматическим опорожнением бункеров;

• пересмотр конфигурации (профиля) переходных газоходов с целью получения более равномерного распределения скорости потока;

• выполнение антикоррозионной защиты внутренних поверхностей корпусов.

Выполнение указанного комплекса решений должно повысить степень золоулавливания до 99,6 - 99,7 %.

Однако, из-за неудовлетворительного технического состояния электрофильтров, выявленного после детальной ревизии, станция была вынуждена отказаться от их реализации и принять более кардинальное решение -пойти на полную замену электрофильтров.

Разработанные же станцией технические решения должны быть учтены при разработке новых ЭФ.

В конце главы рассмотрен комплекс вопросов, связанных с созданием системы экологического мониторинга (ЭМ) [6,11,17,26]. Формулируются задачи, которые должна решать указанная система, требования к ЭМ и база, на которой она должна строится. Указывается, какие работы предварительно следует выполнить для успешной реализации системы экологического мониторинга.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Выполненный комплекс исследований позволил сформулировать совокупность положений, составляющих основу направления, связанного с решением важной народно-хозяйственной задачи по повышению экономической эффективности и экологической безопасности работы действующих ТЭС.

2. Показано, что для обеспечения нормального функционирования и устойчивого финансового положения ТЭС в условиях формирующегося в России рынка электроэнергии стратегия технической политики тепловой электрической станции должна быть ориентирована на снижение себестоимости 1 кВт.ч электроэнергии и уровня экологического воздействия ее производства на окружающую среду. Определены и обоснованы приоритетные направления технического перевооружения Рязанской ГРЭС.

3. Разработана и обоснована концепция замещения мощностей пыле-угольных блоков, отработавших свой парковый ресурс. Основные положения которой сводятся к:

• сохранению главного корпуса, а на ближайшие 10-15 лет и паротурбинной технологии производства электроэнергии, факельного сжигания топлива; замене основного оборудования;

• увеличению экономической эффективности и единичной мощности блока за счет повышения параметров пара, использования прогрессивных проектных решений по котлу, турбине и тепловой схеме энергоблока;

• применению отработанных внутритопочных способов и современных конструкций электрофильтров для обеспечения нормативных выбросов газообразных и твердых вредных веществ.

4. Доказана экономическая и экологическая целесообразность перевода энергоблоков первой очереди РГРЭС на сжигание березовского угля и определен наиболее вероятный его состав для разработки котла замещающего блока.

Длительной эксплуатацией четырех котлов П-59 РГРЭС и исследованиями их топочного процесса подтверждена возможность бесшлаковочной работы топки при размещении на противоположных ее сторонах прямоточных горелок на березовском угле с температурным уровнем газов в зоне активного горения на 100-150 °С выше рекомендуемого "Нормативным методом".

Апробированная схема сжигания березовского угля одновременно со схемой низкотемпературного его сжигания при тангенциальной компоновке прямоточных горелок рекомендована к реализации при проработке возможных вариантов для замещающего блока.

5. Разработаны технические требования к реконструкции первой очереди РГРЭС и котлу замещающего блока, которые предусматривают:

• поэтапность выполнения реконструкции, увеличение единичной мощности замещающего блока при сохранении строительной части главного корпуса и существующих ячеек под основное оборудование;

• применение газовой сушки топлива и мельниц-вентеляторов для его размола;

• необходимость вариантных проработок по компоновке котла, технологической схеме сжигания, параметрам пара;

• замену электрофильтров и использование внутритопочных мероприятий для обеспечения нормативных выбросов вредных веществ.

6. Предложена и реализована методология анализа вариантов проектных решений по энергоблоку в целом, его котлу и организации топочного процесса в нем, базирующаяся на использовании компьютерных программных систем, в том числе диагностическо-прогнозирующей системе парового котла.

Анализ вариантных проектных решений по замещающему блоку для РГРЭС и его котлу показал, что:

• при проектировании блоков с частичным байпасированием ПВД, на стадии принятия основных проектных решений, необходимо проведение оптимизационных тепловых расчетов котла и турбины с использованием в качестве целевой функции себестоимости производства 1 кВт.ч электроэнергии;

• байпасирование ПВД с 6„= 0,3 и нагревом байпасируемой среды в отдельной поверхности нагрева котла, когда оно не приводит к снижению надежности работы низкотемпературных поверхностей нагрева, с позиции повышения мощности блока и эффективности работы электрофильтров, следует признать оправданным;

• во всех предложенных вариантах замещающего котла не в полной мере обеспечены условия бесшлаковочной работы топки, а также надежной работы металла труб НРЧ в случае работы энергоблока на скользящем давлении;

• установка ТВП в замещающем котле с предварительным нагревом воздуха до 55 °С позволяет несколько повысить КПД котла, по сравнению с применением РВП, при полном устранении коррозионного воздействия продуктов сгорания на металл труб при работе котла на березовском угле;

• к реализации следует принять вариант замещающего блока с Т-образной компоновкой котла, с температурой перегрева пара 565 °С, турбиной К-330-240-2 и с величиной доли байпаса ПВД, равной 0,3 с трехъярусным встречным расположением прямоточных горелок в топке котла и стадийно-ступенчатой схемой организации сжигания, с размещением газохода газов рециркуляции в конвективных шахтах котла.

7. Обоснована целесообразность создания интегрированной автоматизированной системы управления РГРЭС. Сформулированы основные требования к ней.

Выполнен анализ современного состояния базообразующих ее систем и эсновные направления их развития, показана необходимость определяющей эоли в ИАСУ ГРЭС системы экономического управления. Разработана струк-гура АСЭУ, определено место и роль в ней человека.

Предложен поэтапный путь реализации ИАСУ РГРЭС.

8. Предложен и реализован подход к созданию диагностическо-прогнозирующей системы паровых котлов, базирующийся на использовании з ней в качестве объекта исследования их имитационной модели, позволяющей решать широкий спектр задач по диагностированию и прогнозированию заботы парового котла.

Сформулированы цели и области использования диагностическо-прогнозирующей системы паровых котлов. Определен и классифицирован комплекс типовых задач, которые могут быть решены с ее помощью. Разра-эотан алгоритм построения имитационных моделей парового котла и его то-гочного устройства.

9. Разработаны основные положения Программы технической политики РГРЭС в области ее экологической деятельности, включающей в себя разработку и реализацию способов снижения выбросов вредных веществ, охрану и рациональное использование водных ресурсов, ликвидацию, реконструкцию и строительство мест захоронения отходов, их утилизацию, создание системы экологического мониторинга.

10. Установлено, что, несмотря на то, что приземные концентрации летучей золы, оксидов серы и азота от выбросов РГРЭС в районе ее размещены ниже санитарно-гигиенических нормативов, имеются резервы их снижения, поскольку экологические показатели котлов энергоблоков выше нормативных. Наиболее высокий уровень концентраций оксидов азота в дымовых -азах, в несколько раз превышающих нормативный, имеют котлы энергоблоков 800 МВт при работе на газе, а оксидов серы и золы - энергоблоки 300 ШЗт при сжигании подмосковного угля или смеси его с берёзовским.

11. Разработан и апробирован на котле П-59 РГРЭС комбинированный налозатратный способ снижения выбросов оксидов серы при сжигании высокосернистых углей, в основе которого лежит сочетание процессов десуль-|>уризации продуктов сгорания в топке и корректировки содержания количества серы, вводимой в топку, реализуемых путем добавления к основному топливу сланцев или бурых углей с большим содержанием карбонатов.

Показано, что в котлах с подовой компоновкой горелок традиционные способы воздействия на топочный процесс с целью снижения выхода оксидов азота, связанные с изменением начальных условий формирования факела, малоэффективны. Нормативный уровень оксидов азота в колах ТГМП-204

может быть обеспечен реализацией ступенчатого сжигания с одновременным вводом газов рециркуляции в зону горения.

Основные результаты диссертации опубликованы в работах:

1. Панченко В.Ф., Фомина В.Н., Шумилов Т.И. Некоторые итоги эксплуатации трубчатых подогревателей котлов П-59 на подмосковном угле // Энергетик. - 1979. -№4. - С.6-8

2. Г.Т. Левит, С.Е. Дмитриев, В.А. Сандлер, Ф.М. Векслер, В.Ф. Панченко, Т.И. Шумилов и др. Организация режима работы топки при сжигании шлакующих топлив // Теплоэнергетика. - 1978. -№11.- С.21-27.

3. В.Ф .Панченко, Т.И.Шумилов, Г.Г.Зароченцев, Р.У.Юсупов Опыт освоения средств очистки поверхностей нагрева котлов П-59 при сжигании подмосковного угля // Электрические станции. - 1981. - № 2. - С.23 -26.

4. 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.

5. Шумилов Т.И. Разработка и обоснование концепции модернизации котлов П-59 на базе опыта их эксплуатации на Рязанской ГРЭС. Автореферат дис. на соискание ученой степени канд. техн. наук. - М., 1995. - 20 с.

6. Гаврилов Е.И., Земчихин Н.Н., Шумилов Т.И. Пространственно-временное распределение выбросов в атмосферу Рязанской ГРЭС // Теплоэнергетика. - 1992. - № 5. - С.18-24.

7. Шумилов Т.И., Гаврилов Е.И., Сердюков В.А. Влияние Рязанской ГРЭС на гидробиологический режим реки Прони и Новомичуринского водохранилища // Состояние и экологические проблемы в электроэнергетике. На-учн.-техн.сборник. Новомичуринск. 1997. С.44-51.

8. Шумилов Т.И., Белов В.В., Середенко В.И. Проблемы выбора и обработки информации по охране окружающей среды // Проблемы передачи и обработки информации в информационно-вычислительных сетях. Тез. докл. 7-го Междунар. научн.-техн. семинара. 29 сентября - 2 октября 1997 г. - М., 1997.-С.73-76.

9. Шумилов Т.И., Белов В.В., Васильев С.В. Прогнозирование экологических процессов // Человек, экология, здоровье. Тез. докл. 2-ой научн.-практ. конф. ноябрь 1997 г. - Рязань, 1997. - С. 45-47.

10. Шумилов Т.И., Середенко В.И. О внедрении экологически чистых энергосберегающих технологий на ОАО "Рязанская ГРЭС" // Человек, экология, здоровье. Тез. докл. 2-ой научн.-практ. конф. 20-21 ноябрь 1997 г. -Рязань, 1997.-С. 22-26.

11. Шумилов Т.И. Технические средства и методы решения экологических проблем в энергетике.— Рязань, 1998. - 308 с.

12. Шумилов Т.И. Типы производственных процессов и распределения заданий между производственными линиями // Проблемы передачи и об-

эаботки информации в сетях и системах телекоммуникаций. Тез. докл. 8-го Международного научно-технического семинара, 27-29 сентября 1999, - Ря-¡ань. 1999.-С. 59-62

13. Шумилов Т.И. Пути повышения экономичности энергопроизвод-угва // Математическое и программное обеспечение вычислительных систем. У1ежвуз. сб. научи, трудов. / Под ред. Л.П.Коричнева. М. Мин. образования 3оссии. Рязань. РГРТА. 1999. - С. 160-163.

14. Шумилов Т.И. Интеграция системы управления производством ia ОАО «Рязанская ГРЭС» // Математическое и программное обеспечение шчислительных систем. Межвуз. сб. научн. трудов. / Под ред. Т.П.Коричнева. М. Мин. образования России. Рязань. РГРТА. 1999. -:. 173-176.

15. Шумилов Т.И., Морозов В.В., Давыдов Я.С., Попов Г.Н., Говсие-5ич Е.Р. Обоснование целесообразности перехода Рязанской ГРЭС на ис-юльзование канско-ачинских углей // Электрические станции. - 1998. -Уа 12. - С.14 -18.

16. Двойнишников В.А., Шумилов Т.И. К вопросу перевода котлов 1-ой очереди Рязанской ГРЭС на сжигание канско-ачинских углей // Тепло-

шергетика. - 1998. - № 6. - С. 2-7.

17. Гаврилов Е.И., Гуглина Jl.JL, Шумилов Т.И. и др. Экологический мониторинг Рязанской ГРЭС // Теплоэнергетика. - 1999. - № 5.- С.44 -53.

18. Дедовец В.А., Шумилов Т.И. и др. Испытание малозатратной самоокупаемой технологии сероочистки продуктов сгорания твердых топлив /Энергетик. - 1999.-№2.-С. 9-11.

19. Двойнишников В.А., Шумилов Т.И., Князьков В.П. К вопросу юздания диагностическо-прогнозирующей системы парового котла ТГМП->04 Рязанской ГРЭС // Информатизация в энергетике, электротехнике и энер-"омашиностроении. Тез. докл. Международной конференции. — М.: МЭИ. 1998.

20. Двойнишников В.А., Шумилов Т.И. Организация топочного провеса в замещающем котле блока 300 МВт первой очереди Рязанской ГРЭС / Вестник МЭИ. - 1999. - № 3.

21. Двойнишников В.А., Шумилов Т.И., Князьков В.П. Диагностиче-:ко- прогнозирующая система топки парового котла ТГМП-204 // Информатизация в энергетике, электротехнике и энергомашиностроении - Тез. докл. Международной конференции М.: МЭИ. 1999.

22. Двойнишников В.А., Шумилов Т.И., Князьков В.П. Применение щагностическо-прогнозирующей системы для обоснования технических ре-пений по совершенствованию топочного процесса в котлах ТГМП-204 /Информатизация в энергетике, электротехнике и энергомашиностроение Тез. докл. Международной конференции -М.:МЭИ. 1998.

23. Двойнишников В.А., Шумилов Т.И. Целесообразность применения байпасирования подогревателей высокого давления в блоках 300 МВт Рязанской ГРЭС II Вестник МЭИ - 1999. - № 4.

24. Дедовец В.А., Шумилов Т.И. Способ десульфуризации продуктов сгорания при сжигании в топке котла или печи высокосернистых топлив / Патент 2079543, RU, МПК 6 С 1 OL 10/04, 9/10. // Открытия. Изобретения. -1997.-№4.

25. Ягунина JI.A., Шумилов Т.И., Курочкин A.A. Использование золы ТЭС для производства огнеупорных изделий // «Природоохранные технологии ТЭС». Сб. научных статей. -М.: ВТИ. 1996.

26. Шумилов Т.И. Повышение уровня экологической безопасности Рязанской ГРЭС // Научно-технический сборник. - Рязань. 1999. - 87 с.

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ -ОСНОВОПОЛАГАЮЩИЙ КРИТЕРИЙ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СТРАТЕГИИ ТЕХНИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ РЯЗАНСКОЙ ГРЭС.

1.1. Рязанская ГРЭС. Современные условия ее функционирования.

1.2. Технико-экономические показатели работы и основные направления технического перевооружения Рязанской ГРЭС.

Раздел первый. ЗАМЕНА ЭНЕРГОБЛОКОВ ПЕРВОЙ ОЧЕРЕДИ

ОДНА ИЗ ПЕРВООЧЕРЕДНЫХ ЗАДАЧ РГРЭС.

Глава 2. КОНЦЕПЦИЯ ЗАМЕЩЕНИЯ МОЩНОСТЕЙ ПЕРВОЙ ОЧЕРЕДИ РЯЗАНСКОЙ ГРЭС.

2.1. Основные положения концепции замещения мощностей пылеугольных энергоблоков, отработавших свой парковый ресурс.

2.2. Аспекты топливной проблемы первой очереди РГРЭС.

2.3. Основные положения исходных требований к разработке замещающего оборудования для первой очереди РГРЭС.

Пути их реализации.

Глава 3. ОСОБЕННОСТИ СВОЙСТВ И СЖИГАНИЯ БЕРЕЗОВСКОГО УГЛЯ В ТОПКАХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОТЛОВ.

3.1. Свойства березовского угля и поведение его минеральной части в топочных устройствах.

3.2. Особенности сжигания березовского угля в топочных устройствах энергетических котлов.

3.3. Опыт сжигания березовского угля в котлах П-59 РГРЭС.

3.4. Экологическая чистота и интенсивность теплообмена в топках, работающих на березовском угле.

Глава 4. АНАЛИЗ ВАРИАНТОВ ОСНОВНЫХ ПРОЕКТНЫХ

РЕШЕНИЙ ПО ЗАМЕЩАЮЩЕМУ БЛОКУ.

4.1. Оценка целесообразности применения байпасирования ПВД и предложенных вариантов проектных решений по замещающему блоку.

4.2. Исследования организации топочного процесса в топках замещающего котла.

4.3. Анализ проектных решений по воздухоподогревателю.

4.4. Обеспечение условий работы замещающего котла на скользящем давлении при пониженных нагрузках энергоблока.

Раздел второй. РАЗВИТИЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ГРЭС

НА ОСНОВЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НОВЫХ ИНФОРМАЦИОННЫХ

ТЕХНОЛОГИЙ.

Глава 5. ИНТЕГРИРОВАННАЯ АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ

СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ГРЭС.

5.1. Структура управления ГРЭС. Цель и задачи ИАСУ ГРЭС.

5.2. Структура и основные требования к ИАСУ ГРЭС.

АСЭУ - как базообразующая система управления станцией.

5.3. Система управления надежностью энергооборудования на Рязанской ГРЭС.

5.4. Основные проблемы и этапы создания ИАСУ Рязанской ГРЭС.

Глава 6. ДИАГНОСТИЧЕСКО-ПРОГНОЗИРУЮЩАЯ СИСТЕМА ПАРОВЫХ КОТЛОВ.

6.1. Назначение, область применения, режимы работы.

6.2. Структурно-функциональная схема ДПС ПК, её функциональные блоки и информационное обеспечение.

6.3. Имитационные модели котла и топочного устройства.

Раздел третий. ПОВЫШЕНИЕ УРОВНЯ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ

БЕЗОПАСНОСТИ РЯЗАНСКОЙ ГРЭС.

Глава 7. ХАРАКТЕР, УРОВЕНЬ И МАСШТАБЫ ЗОНЫ ЭКОЛОГИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ РГРЭС.

7.1. Экологические показатели работы котлов энергоблоков

300 и 800 МВт РГРЭС.

7.2. Валовые выбросы РГРЭС, среднегодовые и сезонные концентрации загрязняющих веществ в районе ее расположения.

7.3. Результаты исследований экологического воздействия

Рязанской ГРЭС на окружающую среду.

Глава 8. ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ ПЕРЕВОДА

ПЕРВОЙ ОЧЕРЕДИ РГРЭС НА СЖИГАНИЕ БЕРЕЗОВСКОГО УГЛЯ.

Глава 9. ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ЭКОЛОГИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ РГРЭС НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ.

9.1. Основные положения технической политики станции в области обеспечения ее экологической безопасности.

9.2. Малозатратная технология снижения выбросов оксидов серы при сжигании высокосернистых углей.

9.3. Снижение уровня выбросов оксидов азота котлами энергоблоков второй очереди РГРЭС.

9.4. Повышение эффективности работы электрофильтров (ЭФ).

9.5. Основные исходные положения по созданию системы экологического мониторинга.

Как известно, экономическая безопасность страны в первую очередь определяется состоянием ее энергетики, являющейся базовой отраслью экономики.

Экономические преобразования, проводимые в последнее десятилетие в России, привели к негативным явлениям в ее топливно-энергетическом комплексе. По сути дела он, как и вся экономика страны, сегодня испытывает системный кризис. Длительное использование энергетики в качестве донора экономики, большое налоговое бремя, неплатежи, одновременно со спадом промышленного производства, разуплотнением графика нагрузки привели к:

• сокращению потребления и производства электроэнергии и первичных энергоресурсов;

• дефициту инвестиций на обновление и модернизацию технологического оборудования;

• необходимости вывода значительной части (30-40%) установленной мощности в резерв, работе части оборудования в маневренном режиме, с ухудшенными технико-экономическими показателями;

• неоправданному росту удельного веса природного газа в структуре первичных энергоресурсов и увеличению числа котлов, работающих на непроектном топливе;

• снижению эффективности использования топлива.

Сложившаяся ситуация усложняется еще и тем, что к 2005 году практически 50% энергоблоков, суммарной установленной мощностью 65 млн.кВт, исчерпают свой парковый ресурс.

Поэтому, при сохранении существующего положения дел в энергетике, после 2005 года из-за морального и физического износа большей части оборудования вряд ли могут быть обеспечены в полном объеме потребности страны в электроэнергии. Требуется принятие кардинальных мер, направленных, прежде всего, на безотлагательное решение комплекса проблем, связанных с обновлением установленных на станциях мощностей, повышением экономической эффективности использования топлива и экологической безопасности тепловых электростанций [1].

Ограниченность финансовых возможностей предопределяет и основные пути решения поставленных проблем. Это - модернизация основного оборудования или замещение мощностей, полностью исчерпавших свой парковый ресурс, либо расширение действующих станций с установкой оборудования нового поколения.

Успех решения указанных выше проблем во многом зависит от степени заинтересованности участия действующих тепловых электростанций в их решении. Это участие должно быть определяющим как на стадии формирования стратегии технической политики станции, так и ее реализации, включая создание нового оборудования.

В первую очередь, это относится к наиболее крупным тепловым станциям, обладающим финансовой самостоятельностью и участвующим в оптовом рынке производителей и потребителей электрической энергии в качестве самостоятельных их субъектов. К ним относится и Рязанская ГРЭС.

Именно, указанные выше обстоятельства и предопределили появление данной диссертационной работы. Цель которой - разработка и обоснование стратегии технического перевооружения Рязанской ГРЭС, а также путей ее реализации с учетом работы станции в рыночных условиях. Основное внимание в диссертационной работе уделено рассмотрению и решению следующих блоков основных задач.

1. Задачи, связанные с определением приоритетных направлений технического перевооружения Рязанской ГРЭС:

• анализ современных условий и технико-экономических показателей работы станции, ее очередей и блоков;

• отыскание резервов повышения уровня конкурентоспособности РГРЭС на рынке производителей электроэнергии.

2. Задачи, предопределенные необходимостью решения проблемы повышения экономической эффективности работы первой очереди Рязанской ГРЭС:

• разработка и обоснование концепции замещения мощностей пыле-угольных блоков, отработавших свой парковый ресурс;

• обоснование перевода первой очереди РГРЭС на сжигание березовских углей и критический анализ опыта сжигания последних в энергетических котлах;

• разработка исходных технических требований к созданию замещающего блока 300 МВт и его котла для первой очереди;

• разработка методологии и проведение анализа вариантов основных проектных решений по замещающему блоку и его котлу для обоснованного выбора наиболее рационального из них.

3. Задачи, появление которых вызвано необходимостью оперативного решения вопросов рационального использования установленных на станции энергоблоков с целью снижения затрат при покрытии графика электрической нагрузки:

• разработка основ и принципов построения интегрированной автоматизированной системы управления станцией;

• разработка алгоритмов построения имитационных моделей котла и его топочного устройства и создание диагностическо-прогнозирующей системы.

4. Задачи, непосредственно связанные с отысканием путей снижения экологического воздействия работы станции на окружающую среду:

• анализ экологических показателей котлов, характера и степени экологического воздействия РГРЭС на окружающую среду;

• разработка Программы технической политики станции в области ее экологической деятельности и способов снижения выбросов вредных веществ в атмосферу.

Научная новизна работы состоит в:

• формировании и реализации современного подхода к определению приоритетных направлений технического перевооружения Рязанской ГРЭС и разработке концепции замещения мощностей пылеугольных энергоблоков, базирующейся на определяющей роли экономических и экологических факторов функционирования тепловой электрической станции в рыночных условиях;

• обосновании основных положений концепции и исходных технических требований к созданию замещающего энергоблока и его котла для первой очереди Рязанской ГРЭС с переводом последней на сжигание березовских углей;

• разработке, с целью определения и принятия оптимальных проектных решений, методологии анализа вариантов основных технических решений по замещающему блоку и его котлу;

• обосновании экономической целесообразности применения частичного байпасирования ПВД с одновременной установкой в газоходе замещающего котла турбинного экономайзера;

• установлении возможных способов организации топочного процесса для обеспечения нормативных выбросов оксидов азота в замещающем котле при различных технологических схемах сжигания березовского угля;

• доказательстве целесообразности применения трубчатого воздухоподогревателя в котле замещающего энергоблока и определении допустимой доли подмосковного угля при сжигании его в смеси с березовским;

• разработке основных принципов создания интегрированной автоматизированной системы управления Рязанской ГРЭС, определении первоочередных задач и путей для ее реализации;

• формировании алгоритмов построения имитационных моделей паровых котлов и их топочных устройств и создания на их базе диагностическо-прогнозирующей системы паровых котлов для решения задач диагностирования и прогнозирования их работы;

• установлении характера и степени экологического воздействия Рязанской ГРЭС на окружающую среду, выявлении резервов снижения этого воздействия;

• разработке основ создания системы экологического мониторинга;

• разработке и промышленном опробовании малозатратной технологии снижения выбросов оксидов серы при сжигании высокосернистых углей;

• обосновании возможности обеспечения нормативного уровня выбросов оксидов азота в котлах ТГМП-204 с подовой компоновкой горелок путем организации ступенчатого сжигания природного газа с одновременным вводом газов рециркуляции в зону горения.

Достоверность и обоснованность результатов, полученных соискателем, обеспечены проведением расчетных и экспериментальных исследований в соответствии с действующими в России Стандартами, методиками и нормативными документами; сопоставлением результатов с результатами других авторов, а также использованием при анализе только тех материалов и результатов, которые получены с применением современных признанных методов или прошедших экспертизу в ведущих научных и проектных организациях.

Практическая значимость работы заключается в:

• определении приоритетных направлений технического перевооружения Рязанской ГРЭС;

• разработке концепции замещения пылеугольных энергоблоков, отработавших свой парковый ресурс;

• разработке основных положений исходных технических требований к замещающему блоку 300 МВт и его котлу для Рязанской ГРЭС и путей их реализации;

• обосновании и осуществлении перевода котлов энергоблоков первой очереди на сжигание березовского угля;

• обоснованном выборе наиболее рациональных вариантов основных проектных решений по замещающему блоку и его котлу для последующей их реализации в техническом проекте;

• определении направления работ по повышению уровня программно-технической оснащенности руководящего и оперативного персонала станции при решении вопросов, связанных с обеспечением экономичности и надежной работы основного оборудования;

• разработке комплексной Программы технической политики РГРЭС в области экологической деятельности, предусматривающей, как конкретные пути снижения уровня ее экологического воздействия на окружающую среду, так и организацию постоянно действующего контроля за состоянием последней;

• разработке малозатратной технологии снижения выбросов оксидов серы при сжигании высокосернистых углей;

• определении способа организации топочного процесса в котлах ТГМП-204 с подовой компоновкой горелочных устройств, обеспечивающего нормативный уровень выбросов оксида азота.

Личный вклад автора в решение проблемы. Диссертационная работа является обобщением и развитием результатов, объединенных единым направлением ряда многолетних работ, проводившихся по инициативе, под руководством и при непосредственном участии автора. Автором предложен и осуществлен комплексный подход к решению актуальной проблемы обеспечения финансовой стабильности и экологической безопасности работы Рязанской ГРЭС в условиях свободного рынка энергопроизводителей и потребителей электроэнергии. Им проведен анализ технико-экономических показателей станции, выявлены определяющие факторы ее устойчивого функционирования, приоритетные направления технической политики РГРЭС, сформулированы и обоснованны основные положения: концепции замещения мощностей пыле-угольных блоков и технических требований к созданию замещающего блока 300 МВт для РГРЭС и его котла; предложен, обоснован и реализован перевод энергоблоков первой очереди РГРЭС на сжигание березовского угля; сформулированы задачи и методология проведения анализа вариантов основных проектных решений по замещающему блоку и котлу; выполнено обобщение результатов этого анализа; даны рекомендации по выбору основных проектных решений по замещающему котлу. С непосредственным участием автора сформулированы общие принципы создания и реализации интегрированной автоматизированной системы управления ГРЭС; разработаны алгоритмы построения имитационных моделей паровых котлов и их топочных устройств; комплексная Программа технической политики станции в области экологической деятельности; разработана и опробована малозатратная технология по снижению выбросов оксидов серы при сжигании высокосернистых углей; выполнено обобщение результатов расчетных исследований по организации топочного процесса в котлах блоков 800 МВт и предложены мероприятия по снижению выбросов оксидов азота.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на:

1. Второй научно-практической конференции "Человек, природа, здоровье". Рязань. 1997 г.

2. Международном научно-техническом семинаре "Проблемы передачи и обработки информации в информационно-вычислительных сетях". Москва. 1997 г. и Рязань 1999 г.

3. Научно-технических советах ОАО "Рязанская ГРЭС". Новомичуринск. 1997-1999 гг.

4. Совещаниях в РАО "ЕЭС России". Москва 1996 - 1999 гг.

5. Международных конференциях "Информатизация в энергетике, электротехнике и энергомашиностроении". Москва. 1998-1999 гг.

6. Международном научно-техническом семинаре "Проблемы передачи, обработки информации в сетях и системах телекоммуникаций". Рязань. 1999 г.

7. Научно-технических советах ЗиО. Подольск 1997-1999 гг. и ТЭПа Москва 1998-1999 гг.

Автор защищает:

• результаты анализа технико-экономических показателей работы станции, ее очередей и энергоблоков и направления технического перевооружения РГРЭС, разработанные на их базе;

• концепцию замещения мощностей пылеугольных блоков, отработавших свой парковый ресурс;

• исходные технические требования к созданию замещающего блока 300 МВт для РГРЭС и его котла;

• обоснование перевода энергоблоков первой очереди на сжигание березовского угля;

• методологию анализа вариантов основных проектных решений по замещающему блоку и его котлу, результаты этого анализа;

• основные технические решения по замещающему блоку и его котлу, рекомендованные для реализации в техническом проекте;

• основные принципы построения и реализации интегрированной автоматизированной системы управления Рязанской ГРЭС;

• алгоритмы построения имитационных моделей паровых котлов и их топочных устройств и создание диагностическо-прогнозирующей системы паровых котлов;

• комплексную Программу технической политики станции в области ее экологической деятельности, разработанную на базе результатов исследований характера и степени влияния РГРЭС и экологических показателей ее котлов;

• малозатратную технологию по снижению выбросов оксидов серы при сжигании высокосернистого угля;

• результаты расчетных исследований по организации топочного процесса в котлах ТГМП-204 с подовой компоновкой горелочных устройств с целью обеспечения нормативных выбросов оксидов азота.

13

В диссертационной работе представлена лишь та часть работ, проводимых на РГРЭС, в которых автор принимал непосредственное участие.

Искреннюю признательность автор выражает всем сотрудникам РГРЭС, а также тем сотрудникам ОРГРЭС, МЭИ, РГРТА, ЭНИНа и др., принимавшим участие в ее выполнении.

Автор благодарен также Авдакушину А.Б. и Середенко В.И. за оказанную помощь в оформлении работы.

Особая признательность автора научному консультанту-профессору, док. тех. наук Двойнишникову В.А., оказывавшему диссертанту постоянную методическую, консультативную и практическую помощь на всех этапах выполнения диссертационной работы.

1. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ -ОСНОВОПОЛАГАЮЩИЙ КРИТЕРИЙ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СТРАТЕГИИ ТЕХНИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ РЯЗАНСКОЙ ГРЭС.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Выполненный комплекс исследований позволил сформулировать совокупность положений фундаментально-прикладного характера, составляющих основу направления, связанного с решением важной народно-хозяйственной задачи по повышению экономической эффективности и экологической безопасности работы действующих ТЭС.

2. Показано, что для обеспечения нормального функционирования и устойчивого финансового положения ТЭС в условиях формирующегося в России рынка электроэнергии стратегия технической политики тепловой электрической станции должна быть ориентирована на снижение себестоимости 1 кВт.ч электроэнергии и уровня экологического воздействия ее производства на окружающую среду. Определены и обоснованы приоритетные направления технического перевооружения Рязанской ГРЭС.

3. Разработана и обоснована концепция замещения мощностей пыле-угольных блоков, отработавших свой парковый ресурс. Основные положения которой сводятся к:

• сохранению главного корпуса, а на ближайшие 10-15 лет и паротурбинной технологии производства электроэнергии, факельного сжигания топлива; замене основного оборудования;

• увеличению экономической эффективности и единичной мощности блока за счет повышения параметров пара, использования прогрессивных проектных решений по котлу, турбине и тепловой схеме энергоблока;

• применению отработанных внутритопочных способов и современных конструкций электрофильтров для обеспечения нормативных выбросов газообразных и твердых вредных веществ.

4. Доказана экономическая и экологическая целесообразность перевода энергоблоков первой очереди РГРЭС на сжигание березовского угля и определен наиболее вероятный его состав для разработки котла замещающего блока.

Длительной эксплуатацией четырех котлов П-59 РГРЭС и исследованиями их топочного процесса подтверждена возможность бесшлаковочной работы топки при размещении на противоположных ее сторонах прямоточных горелок на березовском угле с температурным уровнем газов в зоне активного горения на 100-150 °С выше рекомендуемого "Нормативным методом".

Апробированная схема сжигания березовского угля одновременно со схемой низкотемпературного его сжигания при тангенциальной компоновке прямоточных горелок рекомендована к реализации при проработке возможных вариантов для замещающего блока.

5. Разработаны технические требования к реконструкции первой очереди РГРЭС и котлу замещающего блока, которые предусматривают:

• поэтапность выполнения реконструкции, увеличение единичной мощности замещающего блока при сохранении строительной части главного корпуса и существующих ячеек под основное оборудование;

• применение газовой сушки топлива и мельниц-вентеляторов для его размола;

• необходимость вариантных проработок по компоновке котла, технологической схеме сжигания, параметрам пара;

• замену электрофильтров и использование внутритопочных мероприятий для обеспечения нормативных выбросов вредных веществ.

6. Предложена и реализована методология анализа вариантов проектных решений по энергоблоку в целом, его котлу и организации топочного процесса в нем, базирующаяся на использовании компьютерных программных систем, в том числе диагностическо-прогнозирующей системе парового котла.

Анализ вариантных проектных решений по замещающему блоку для РГРЭС и его котлу показал, что:

• при проектировании блоков с частичным байпасированием ПВД, на стадии принятия основных проектных решений, необходимо проведение оптимизационных тепловых расчетов котла и турбины с использованием в качестве целевой функции себестоимости производства 1 кВт.ч электроэнергии;

• байпасирование ПВД с С(= 0,3 и нагревом байпасируемой среды в отдельной поверхности нагрева котла, когда оно не приводит к снижению надежности работы низкотемпературных поверхностей нагрева, с позиции повышения мощности блока и эффективности работы электрофильтров, следует признать оправданным;

• во всех предложенных вариантах замещающего котла не в полной мере обеспечены условия бесшлаковочной работы топки, а также надежной работы металла труб НРЧ в случае работы энергоблока на скользящем давлении;

• установка ТВП в замещающем котле с предварительным нагревом воздуха до 55 0 С позволяет несколько повысить КПД котла, по сравнению с применением РВП, при полном устранении коррозионного воздействия продуктов сгорания на металл труб при работе котла на березовском угле;

• к реализации следует принять вариант замещающего блока с Т-образной компоновкой котла, с температурой перегрева пара 565°С, турбиной К-3 30-240-2 и с величиной доли байпаса ПВД, равной 0,3 с трехъярусным встречным расположением прямоточных горелок в топке котла и стадийно-ступенчатой схемой организации сжигания, с размещением газохода газов рециркуляции в конвективных шахтах котла.

7. Обоснована целесообразность создания интегрированной автоматизированной системы управления РГРЭС. Сформулированы основные требования к ней.

Выполнен анализ современного состояния базообразующих ее систем и основные направления их развития, показана необходимость определяющей роли в ПАСУ ГРЭС системы экономического управления. Разработана структура АСЭУ, определено место и роль в ней человека.

Предложен поэтапный путь реализации ПАСУ РГРЭС.

8. Предложен и реализован подход к созданию диагностическо-прогнозирующей системы паровых котлов, базирующийся на использовании в ней в качестве объекта исследования их имитационной модели, позволяющей решать широкий спектр задач по диагностированию и прогнозированию работы парового котла.

Сформулированы цели и области использования диагностическо-прогнозирующей системы паровых котлов. Определен и классифицирован комплекс типовых задач, которые могут быть решены с ее помощью. Разработан алгоритм построения имитационных моделей парового котла и его топочного устройства.

9. Разработаны основные положения Программы технической политики РГРЭС в области ее экологической деятельности, включающей в себя разработку и реализацию способов снижения выбросов вредных веществ, охрану и рациональное использование водных ресурсов, ликвидацию, реконструкцию и строительство мест захоронения отходов, их утилизацию, создание системы экологического мониторинга.

10. Установлено, что, несмотря на то, что приземные концентрации летучей золы, оксидов серы и азота от выбросов РГРЭС в районе ее размещения ниже санитарно-гигиенических нормативов, имеются резервы их снижения, поскольку экологические показатели котлов энергоблоков выше нормативных. Наиболее высокий уровень концентраций оксидов азота в дымовых газах, в несколько раз превышающих нормативный, имеют котлы энергоблоков 800 МВт при работе на газе, а оксидов серы и золы - энергоблоки 300 МВт при сжигании подмосковного угля или смеси его с берёзовским.

11. Разработан и апробирован на котле П-59 РГРЭС комбинированный малозатратный способ снижения выбросов оксидов серы при сжигании высокосернистых углей, в основе которого лежит сочетание процессов десульфури-зации продуктов сгорания в топке и корректировки содержания количества се

319 ры, вводимой в топку, реализуемых путем добавления к основному топливу сланцев или бурых углей с большим содержанием карбонатов.

Показано, что в котлах с подовой компоновкой горелок традиционные способы воздействия на топочный процесс с целью снижения выхода оксидов азота, связанные с изменением начальных условий формирования факела, малоэффективны. Нормативный уровень оксидов азота в колах ТГМП-204 может быть обеспечен реализацией ступенчатого сжигания с одновременным вводом газов рециркуляции в зону горения.

1. Дьяков А.Ф., Нечаев В.В., Ольховский Г.Г. Техническое перевооружение действующих ГРЭС. // Теплоэнергетика. — 1997. № 7. С. 24-29.

2. Годовые отчеты ОАО «Рязанская ГРЭС». Основная деятельность. -1990-1998 г.г.

3. Ягунина Л.А., Шумилов Т.П., Курочкин A.A. Использование золы ТЭС для производства огнеупорных изделий: //Сб. тр. «Природоохранные технологии ТЭС» М.: ВТИ, 1996.

4. Шумилов Т.И. Пути повышения экономичности энергопроизводства. // Межвуз. сб. научн. тр. «Математическое и программное обеспечение вычислительных систем». Под. ред. Коричнева Л.П. Минобр. России. Рязань. РГРТА, 1999.-С. 160-163.

5. Ольховский Г.Г. Развитие теплоэнергетических технологий. Газотурбинные и парогазовые установки. Сб. научных статей /Под ред. Тумановского А. Г. и Котлера В. Р. М.: ВТИ. 1996. - С. 85-95.

6. Дьяков А.Ф., Попырин Л.С., Фаворский О.Н. Перспективные направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике России //Теплоэнергетика 1998. - № 2. - С. 59-64.

7. Безлепкин В.П. Парогазовые установки со сбросом газов в котел. -Л.: Машиностроение. 1984.

8. Ольховский Г.Г., Чернецкий Н.С., Беризенец П.А. и др. Модернизация энергетических блоков путем их надстройки газовыми турбинами // Теплоэнергетика. 1990. -№ 3. - С. 9-18.

9. Буров В.Д., Конакотин Б.В., Цанев C.B. и др. Энергетические показатели парогазовых установок сбросного типа с пылеугольными паровыми котлами // Энергосбережение и водоподготовка. 1998. - № 2. - С. 3-10.

10. Газовые турбины в электроэнергетике // Теплоэнергетика. -1996. № 4. - С.2-11.

11. Бруммель X., Шеттле Ю. "Вторая весна" электростанций // Power journal. 1998.-№3.-С. 11-15.

12. GT26 Kicks off New Zealand Combined Cycle Program // Turbomachinery International. 1998. - № 3-4. - P. 31-34.n

13. Brandauer M., Scherer V., Scheffknecht G., Braasch H. GT26 repowers , Rheinhafen // Modern Power System. 1996. - № 5. - P. 39-48.

14. Salta combined cycle plant: built for export // Modern Power System. -1996.-№8.-P. 43-48.

15. Ольховский Г.Г., Березинец П.А. Парогазовые установки с газификацией угля в потоке // Энергохозяйство за рубежом. 1991. - № 5. - С. 1-10.

16. Березинец П.А., Горин П.И., Нестеров Ю.В. и др. Перспективные парогазовые установки с газификацией канско-ачинского угля для экологически чистой Березовской ГРЭС // Теплоэнергетика. 1991. - № 6. — С. 18-24.

17. Шакарян Р.Ю., Березинец П.А., Петросян P.A. и др. Парогазовая установка с котлом ЦКС под давлением // Теплоэнергетика.— № 6. С. 24-29.

18. Лыско В.В., Моисеев В.И., Шварц А.Л. и др. Паротурбинные пыле-угольные энергоблоки нового поколения // Теплоэнергетика. 1996. - № 7. — С.16-23.

19. Трухний А.Д., Трояновский Б.М. Паротурбинные энергоблоки нового поколения // Энергетик. 1998. - № 2. - С. 9-13.

20. Овчар В.Г., Чубарь Л.С., Гордеев В.В. и др. Некоторые вопросы повышения эффективности паровых котлов и тепловых электростанций // Теплоэнергетика. 1995. - № 8. - С. 2-8.

21. Трояновский Б.М. Пути повышения экономичности паровых турбин // Теплоэнергетика. 1990. - № 5. - С. 9-13.

22. Трухний А.Д., Калашников A.A., Костюк А.Г. и др. Турбоустанов-ки для технического перевооружения угольных энергоблоков с паровыми турбинами К-300-23,5 // Теплоэнергетика. 1977. - № 7. - С. 2-10.

23. Липец А.У. Энергоблок тепловой электростанции // A.C. 1224417 СССР.

24. Дьяков А.Ф., Нечаев В.В., Ольховский Г.Г. Техническое перевооружение действующих ГРЭС // Теплоэнергетика. 1997. — №7. - С. 24-29.

25. Materials of conference "Fossil-Fired Power Plants with Advanced Design Parameters" // Denmark. 1993.

26. Havenaar R., Kotschenreuther H. Das Kraftwerk Hemweq 8 // VGB KWT. 1995. - № 5.-P. 407-411.

27. The Thermal and Nuclear Power. 1995. - № 7.

28. Kjaer S. Die Zukunftigen 400-ELSAM-blocke in Aalborg und Skerber // VGB KWT. 1993. - № 11. p. 903-907.

29. Сивачев K.A., Годик И.Б., Наймарк Б.А. и др. Надстроечный энергоблок СКР-100 на 300 кгс/см2, 650°С на Каширской ГРЭС // Теплоэнергетика. 1973. -№ 6. - С. 8-12.

30. Глебов В.П., Чугаева А.Н., Минаев Е.В. и др. Концепция нормирования выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от котельных установок ТЭС // Сб. научных статей под ред. Тумановского А. Г. и Котлера В. Р. -М.:ВТИ. 1996.-С. 85-95.

31. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ в атмосферу промышленными предприятиями.// ГОСТ 172302-78.

32. Кропп Л.И., Чеканов Г.С., Ходаков Ю.С. и др. Развитие технологий очистки дымовых газов ТЭС // Теплоэнергетика. 1991. — № 6. - С. 48-52.

33. Ольховский Г.Г., Тумановский А.Г., Глебов В.П. и др. Перспективные воздухоохранные технологии в энергетике. Природоохранные технологии

34. ТЭС // Сб. научных статей под ред. Тумановского А. Г. и Котлера В. Р. — М.: ВТИ. 1996.-С. 85-95.

35. Котлер В.Р., Бабий В.И. Технологические методы подавления оксидов азота на пылеугольных котлах. Природоохранные технологии ТЭС // Сб. научных статей под ред. Тумановского А. Г. и Котлера В. Р. М.: ВТИ. 1996. -С. 85-95.

36. Бабий В.И., Котлер В.Р., Вербовецкий Э.Х. Механизм образования и способы подавления оксидов азота в пылеугольных котлах // Энергетик. -1996. -№ 6.-С. 8-13.

37. Енякин Ю.П., Котлер В.Р., Бабий В.И. и др. Работы ВТИ по снижению выбросов оксидов азота технологическими методами // Теплоэнергетика. -1991.-№ 6.-С. 33-38.

38. Ходаков Ю.С., Кузьмин A.M., Ширшова Л.И. и др. Технологии очистки дымовых газов от оксидов азота. Природоохранные технологии ТЭС // Сб. научных статей под ред. Тумановского А. Г. и Котлера В. Р. М.: ВТИ. 1996.-С. 85-95.

39. Ходаков Ю.С., Аничков С.Н., Зенин К.А. Методы удаления оксидов азота из дымовых газов ТЭС // Энергетическое хозяйство за рубежом. -1991. -№3.- С. 14-20.

40. Симачев В.Ю., Новоселов С.С., Светличный В.А. и др. Исследование озоно-аммиачного метода одновременной очистки дымовых газов от S02 и NOx при сжигании донецких углей // Теплоэнергетика. 1988. - № 3. - С. 9-12.

41. Цедров Б.В., Пронин М.С., Новиков А.И. и др. Безреагентная де-сульфатизация газов при энергетическом использовании канско-ачинских углей // Российский химический журнал. 1994. - № 3. - С. 71-76.

42. Пронин М.С., Процайлб М.Я., Иванников В.М. и др. Разработка и экспериментальная проверка новой технологии и оборудования экологически чистой ТЭС на канско-ачинских углях // Теплоэнергетика. 1995. - № 2. -С. 12-16.

43. Алехнович А.Н., Петросян P.A., Шмигалов И.Н. Экологически чистая ТЭС на каменном угле с блоками 500 МВт. Природоохранные технологии ТЭС // Сб. научных статей под ред. Тумановского А. Г. и Котлера В. Р. -М.: ВТИ. 1996.-С. 85-95.

44. Бизнес-план инвестиционного проекта реконструкции 1-ой очереди ОАО "Рязанская ГРЭС" с заменой котельных агрегатов. Новомичуринск. 1998.

45. 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. - №2. - С.36-41.

46. Шумилов Т.И., Морозов В.В. и др. Обоснованиие целесообразности перехода Рязанской ГРЭС на использование канско-ачинских углей. // Электрические станции. 1998. - №12. — С.14 -18.

47. Роддатис К.Ф., Полтарецкий А.Н. Справочник по котельным установкам малой мощности. М.:Энергоатомиздат. 1989.

48. Тепловые и атомные электростанции. Справочник под ред. Григорьева В.А. и Зорина В.М. М.: Энергоатомиздат. 1988 г.

49. Григорьев К.Н. Технические характеристики и элементарный состав горючей массы углей Канско- Ачинского бассейна (Березовское)., Канско-Ачинский угольный бассейн., М.:Недра., 1968 г.

50. Качественная характеристика отгружаемых углей АО «Разрез Березовский-1».//ТУ 12.36.241-91.

51. Результаты испытаний проб березовского угля, выполненные Испытательной лабораторией ОАО «Сиб ВТИ».// Отчет №10 от 18.11.97 г.

52. Теоретические основы теплотехники. Теплотехнический эксперимент. Справочник под ред. Григорьеав В. А. и Зорина В.М. -М.: Энергоатомиздат. 1988 г.

53. Справочник по котельным установкам. Топливо, топливоприготов-ление. Топки и топочные процессы. Под общей ред. Неуймина М.Н. и Добря-кова Т.С. — М.:Машиностроение. 1993 г.

54. Шумилов Т.И. Разработка и обоснование концепции модернизации котлов П-59 на базе опыта их эксплуатации на Рязанской ГРЭС. Автореферат дис. на соискание ученой степени канд. техн. наук. М., 1995. - 20 с.

55. Исходные технические требования к котельной установке энергоблоков 300 МВт реконструируемой первой очереди Рязанской ГРЭС. // Утв. РАО «ЕЭС России» 19.05.98.

56. Пугач Л.И. Топливный режим электростанций Сибири и пути повышения эффективности использования углей.

57. Процайло М. А. Исследование качества и совершенствования методов сжигания угля Канско-Ачинского бассейна. // Диссертация на соискание ученой степени д. т. н. Москва. 1985.

58. Процайло М. Я. Об особенностях структуры минеральной массы канско-ачинских углей и механизме шлакования поверхностей нагрева. // Теплоэнергетика. 1985. - №11

59. Процайло М. Я. Пути совершенствования технологии сжигания канско-ачинских углей. // В кн.: Оборудование ГРЭС и передача электроэнергии КАТЭКа. Красноярск. Изд. Красноярского ун-та. 1983.

60. Маршак Ю. Л., Залкинд И. Я., Бабий В. И. и др. Опытное сжигание малозольного березовского угля на стендах с жидким шлакоудалением. // В кн.: Вопросы сжигания канско-ачинских углей в мощных парогенераторах. Крас-ноярскэнерго. 1973. С. 96-113.

61. Маршак Ю. Л., Дик Э. П., Бабий В. И. и др. Опытное сжигание малозольного березовского угля на стендах ВТИ с твердым шлакоудалением. // В кн.: Вопросы сжигания канско-ачинских углей в мощных парогенераторах. Красноярскэнерго. 1973.-С. 113-123.

62. Маршак Ю. Л., Дик Э. П., Бабий В. И. и др. Результаты опытного сжигания ирша-бородинского угля в топочной камере с твердым шлакоудале-нием // Теплоэнергетика. 1976. - №5. - С. 47-51.

63. Маслов В. Е., Сальков П. Г., Процайло М. Я. и др. Опыт сжигания бурых углей в шахтно мельничной топке с жидким шлакоудалением. // Теплоэнергетика. - 1963. - №2. - С. 15-19.

64. Пронин М. С., Процайло М. Я., Маршак Ю. Л. и др. Опытное сжигание березовского угля в полуоткрытой вихревой топке с жидким шлакоудалением. // Теплоэнергетика. 1982. - №5. - С. 24-28.

65. Сморгунов М. П., Срывков С. В., Процайло М. Я. Способ работы котельного агрегата.// А. с. 846924 (СССР)

66. Котлер В. Р., Сучков С. И., Срывков С. В., Процайло М. Я. Исследование сжигания угля в реконструированном котле ПК-10Ш Красноярской ТЭЦ-1. // В кн.: Проблемы развития канско-ачинского топливно энергетического комплекса. Красноярск. 1976. - С. 23-26.

67. Маршак Ю. Л., Гончаров А. И., Процайло М. Я. и др. Опытное сжигание березовского угля. // Теплоэнергетика. 1978. - №8. - С. 9-14.

68. Маршак Ю. Л., Срывков С. В., Сучков С. И., Процайло М. Я. Опытное сжигание березовского угля. // Электрические станции. 1981. -№3,- С. 16-19.

69. Маршак Ю. Л., Козлов С. Г. Шлакование топочных камер при сжигании березовского угля. // Теплоэнергетика. 1980. - №1. - С. 16-22.

70. Процайло М. Я., Маршак Ю. Л., Пронин М. С. и др. Освоение и исследование опытно промышленного котла БКЗ-500-140-1 с тангенциальной топкой для низкотемпературного сжигания канско-ачинских углей. // Теплоэнергетика. - 1988. - №1. - С. 5-12.

71. Процайло М. Я., Маршак Ю. Л., Пронин М. С. и др. Первые итоги освоения и исследований головного котла П-67 энергоблоков 800 МВт Березовской ГРЭС-1. // Проблемы использования канско-ачинских углей в энергетике. Красноярск. 1981. С. 22-26.

72. Котлер В. Р., Суровицкий В. Д., Сучков С. И., Лобов В. Д. Влияние топочного режима и конструктивных особенностей котельных агрегатов на образование окислов азота при сжигании каменных и бурых углей. // Труды ВТИ. вып. 15. 1978.-С. 99-107.

73. Прошкин А. В., Процайло М. Я., Журавлев Ю. А., Мечев В. В. Исследование лучистого теплообмена в топке котла при вводе дымовых газов в ядро горения. // Электрические станции. 1983. - №2. - С. 11-14.

74. Процайло М. Я., Журавлев Ю. А., Карпов С. Г. Исследование запальным методом влияния режимных параметров на теплообмен в топке котла П-67. // Теплоэнергетика. 1983. - №4. - С. 13-16.

75. Процайло М. Я., Журавлев Ю. А., Ослонович В. А. исследование особенностей теплообмена в топке котла Е-500 на основе математического моделирования. // Теплоэнергетика. 1985. - №1. - С. 17-21.

76. Процайло М. Я., Маслов В. Е., Карасина Э. С. Особенность горения и теплообмена при сжигании высоковлажных углей по схеме с прямым вдуванием и газовой сушкой. // Теплоэнергетика. 1973. — №3. - С. 79-81.

77. Васильев В. В., Белов С. Ю., Майданик М. Н. Тепловая эффективность поверхностей нагрева котла П-67 блока 800 МВт Березовской ГРЭС-1 в условиях комплексной очистки. // Электрические станции. 1993. - №10. -С. 5-10.

78. Мансуров В. И., Аксенов А. В. О надежности транспортирования канско-ачинских углей на расстояние свыше 3000 км. // Теплоэнергетика. -1996,-№9.-С. 44-48.

79. Левит Г. Т., Дмитриев С. Е., Сандлер В. А., Шумилов Т.И. и др. Организация режима работы топки при сжигании шлакующих топлив // Теплоэнергетика. 1978. - №11. - С. 21-27.

80. Пронин М. С., Мещеряков В. Г., Козлов С. Г. и др. Освоение технологии сжигания канско-ачинских углей в камерных топках и перспективы ее дальнейшего применения. // Теплоэнергетика. 1996. - №9. - С. 7-13.

81. Двойнишников В.А., Шумилов Т.И. К вопросу о переводе котлов первой очереди Рязанской ГРЭС на сжигание канско-ачинских уг-лей.//Теплоэнергетика. 1998. -№ 6.

82. Рязанская ГРЭС (1-я очередь). Разработка и обоснование основных технических решений по котельной установке с П-образным котлом Пп-1070-25-545-БТ. АО ЗиО. 1998.

83. Рязанская ГРЭС (1-я очередь). Основные технические решения по котельной установке с Т-образным котлом Пп-1070-25-545-БТ. МЭИ. 1998.

84. Двойнишников В.А., Шумилов Т.И. Оценка экономической целесообразности применения байпаса ПВД с последующим нагревом байпасируе-мой среды в котле, применительно к реконструируемым блокам первой очереди Рязанской ГРЭС.//Технический отчет. МЭИ. 1999.

85. Двойнишников В.А., Шумилов Т.И. Целесообразность применения байпасирования подогревателей высокого давления в блоках 300 МВт Рязанской ГРЭС.//Вестник МЭИ. 1998. - № 4.

86. Двойнишников В.А., Шумилов Т.И. Организация топочного процесса в замещающем котле для блоков первой очереди Рязанской ГРЭС. // Технический отчет. МЭИ. 1998.

87. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. Под ред. Кузнецова Н.В., Митора В.В. и др. М.:Энергия. 1973. - С.296.

88. Двойнишников В.А., Шумилов Т.И. Организация топочного процесса в замещающем котле для блоков 300 МВт первой очереди Рязанской ГРЭС. // Вестник МЭИ. 1999. - № 3.

89. Кирюшкин В.А., Шумилов Т.И., Середенко В.И. Программа исследования окружающей среды на Рязанской ГРЭС. В сб. «Социально-гигиенические аспекты охраны здоровья населения.// Материалы межрегиональной науч.-практич. конф. Рязань. 1997. С. 126-128.

90. Котельные и турбинные установки энергоблоков мощностью 500 и 800 МВт под ред. Дорощука В.Е., Рубина В.Б. М.: Энергия. 1981.

91. Котлы большой мощности. Отраслевой каталог. НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ. М.:ВНИТЭМР. 1985. - С. 124.

92. Selected Contribution on Power Station Technologi. Babcock. //Essen. 1980.-P.374.

93. Deutsche Babcock Tupenblatter. Data Sheets . 1984.

94. Липов B.H., Самойлов Ю.Ф., Виленский T.B. Компоновка и тепловой расчет парового котла. М.:Энергоатомиздат. 1998.

95. Панченко В.Ф., Фомина В.Н., Шумилов Т.И. Некоторые итоги эксплуатации трубчатых воздухоподогревателей котлов П-59 на подмосковном угле.// Энергетик. 1979. - № 4. - С.6-8.

96. Программа поэлементного теплового расчета воздухоподогревателя. АО ЦКБ Энергоремонт. М., 1995. - С.28.

97. Гаврилов А.Ф., Малкин Б.М. Загрязнение и очистка поверхностей нагрева котельных установок. М.:Энергия. 1980. - С.328.

98. Эпик И.П. Влияние минеральной части сланцев на условия работы котлоагрегатов. Таллин. Эстонгосиздат. 1961.

99. Отс A.A., Гаврилов А.Ф., Райдман P.P. Исследование загрязнений низкотемпературных поверхностей нагрева при сжигании сланцев.// Теплоэнергетика. 1972. - № 11. -С.41-42.

100. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод) 2-е издание. -С-Пб.: НПО ЦКТИ. 1998. 200 с.

101. Двойнишников В.А., Шумилов Т.И. Проектные и технические решения по обеспечению возможности работы замещающего котла блока 300 МВт Рязанской ГРЭС на скользящих параметрах при сниженных нагруз-ках.//Технический отчет. МЭИ. 1998.

102. Мочан С.И., Ицковский H.A. Зарубежные котлы большой мощности (Основные технические характеристики и показатели). JI.: НПО ЦКТИ. 1991.

103. Selected Contribution on Power Station Technologi. Babcock. Vulkan -Verlad. Dr. W.Classen. //Essen. 1980.

104. Вир С. Мозг фирмы. Пер. с англ. М.: Радио и связь. 1993. 416 с.

105. Гуревич, В.А. Грузман. Проблемы разработки и внедрения интегрированных систем управления предприятиями. Материалы конференции "Интегрированные системы управления предприятиями". 16-18 октября 1996. -М.: ИПУ- С. 16-26.

106. Рубан В .Я., Дрогаль Т.Г. Интеграция АСУ на основе баз данных. К. Техника. 1988.- 192 с.

107. Хутский Г.И. Приспосабливающиеся системы автоматического управления для тепловых электрических станций. Минск. Наука и техника. 1968.

108. Опыт разработки и внедрения интегрированных систем управления тепловыми электростанциями. Тезисы докладов всесоюзной конференции.-М.: ЦНИИТЭИ. 1978.

109. Автоматизированные системы управления тепловыми электростанциями (АСУ ТЭС). Тезисы докладов всесоюзной конференции. -М.: ЦНИИТЭИ. 1973.

110. Трапезников В.А. Автоматическое управление и экономика// Автоматика и телемеханика. 1966. № 1.

111. Автоматизированные информационные технологии в экономике: Учебник. Под ред. Титоренко Г.А. М.: Компьютер. ЮНИТИ. 1998. - 400 с.

112. Лугинский Я.Н., Семёнов В.А. Информационно вычислительные системы в диспетчерском управлении. - М.:Энергия. 1975.

113. Клыков Ю.И. Ситуационное управление большими системами. -М.: Энергия. 1974.

114. Автоматизированное управление современным предприятием. Л.: Машиностроение. Ленинград, отд-ние. 1988. - 168 с.

115. Александров В.В. и др. .Информационное обеспечение интегрированных производственных комплексов. Л.:. Машиностроение. 1986. - 185 с.

116. Советов Б.Я., Цехановский В.В. Автоматизированное управление современным предприятием. Л.: Машиностроение. 1988. - 168 с.

117. Системы автоматического управления крупными энергоблоками тепловых электростанций. М.:ЦНИИТЭИ. 1968.

118. Калянов Г.Н. Консалтинговое проектирование при автоматизации предприятий. -М.:СИНТЕГ. 1997.

119. Трахтенгерц Э.А. Компьютерная поддержка принятия решений. -М.: СИНТЕГ. 1998.

120. Управление по результатам: Пер. с финск. Общ. ред. Я.А. Леймана. М.: Прогресс. 1988. - 320 с.

121. Шумилов Т.И. Типы производственных процессов и распределение заданий между производственными линиями. Международный научно-технический семинар "Проблемы передачи и обработки информации в сетях и системах телекоммуникаций". Рязань. 1999.

122. Ойхман Е.Г., Попов Э.В. Реинжиниринг бизнеса: реинжиниринг организаций и информационные технологии. М.: ЮНИТИ. 1997.

123. Виттих В.А. Согласованная инженерная деятельность. Состояние, проблемы, перспективы. // Проблемы машиностроения и надёжность машин. -1997.-№1.

124. Попков В. И., Демирчян К. С. Проблемы диагностики и прогнозирования надежности энергетического оборудования. // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт 1979. - № 6. - С.3-11.

125. Волков Е. Б., Судаков Р. С., Сырицын Т. А. Основы теории надежности ракетных двигателей. М.Машиностроение. 1974. - 399 с.

126. Иванов В. М. О методике выбора числа контролируемых параметров для сложного динамического объекта. В кн. Гибридные вычислительные машины. Киев. Наук. Думка. 1977. С. 239-245.

127. Пархоменко П.П., Карибский В.В., Согомонян Е.С., Халчев В.Ф.Основы технической диагностики М.:Энергия. 1976. - 464 с.

128. Евланов Б. Т. Контроль динамических систем. М.:Наука. 1975. —424 с.

129. Дедков В. К. Северцев Н. А. Основные вопросы эксплуатации сложных систем. М.:Высш. Школа. 1976. - 406 с.

130. Северцев H.A. Надёжность сложных систем в эксплуатации и отработке: Учеб. пособие для вузов. М.:Высш. шк.1989. - 432 с.

131. Хенли Э. Дж., Кумомато X. Надёжность технических систем и оценка риска: Пер. с англ. Сыромятникова B.C. — М.¡Машиностроение. 1984. -528 с.

132. Общие технические требования к программно-техническим комплексам для АСУТП тепловых станций. РД 34.35.127 93. - М.:СПО ОРГРЭС. 1995.- 11 с.

133. Алиев P.A., Кривошеев В.П., Либерзон М.И. Оптимальная координация решений в двухуровневых системах управления.// Изв. АН СССР. Сер. Техническая кибернетика. 1988. - №2. - С.72-79.

134. Каган Г.М., Золотухин В.И.Тепловой расчет котельных агрегатов для ЕС ЭВМ. // Руководящие указания. Выпуск 53. Л. ЦКТИ. 1987.

135. Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды (нормы расчета на прочность ) ОСТ 108.031.08.85 ОСТ 108.031.10.85. - М.: Минэнер-гомаш СССР. 1987.

136. Гидравлический расчет котельных агрегатов: нормативный метод. // Под ред. Локшина В.А., Петерсона Д.Ф., Шварца А.Л. М.: Энергия. 1976.

137. Аэродинамический расчет котельных агрегатов: нормативный метод. Под ред. Мочана С.И. М.: Энергия. 1977.

138. Николаев В.И., Брук В.М. Системотехника: методы и приложения. -Л.: Машиностроение. 1985.

139. Вермишев Ю.Х. Методы автоматического поиска решение при проектировании сложных технических систем. — М.:Радио и связь. 1982.

140. Коллинз Г., Блэй Дж. Структурные методы разработки систем: от стратегического планирования до тестирования. М.: Финансы и статистика. 1986.

141. Андрющенко А.И., Аминов Р.З. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций. -М.: Высшая школа. 1983.

142. Реклейтис Г.,Рейвиндран А., Регсдел К. Оптимизация в технике. В 2-х кн. -М.: МИР. 1986.

143. Гилл Ф., Мюррей У. Райт М. Практическая оптимизация. -М.: МИР. 1985.

144. Хорафас Д., Легг С. Конструкторские базы данных. М.: Машиностроение. 1990.

145. Шагалова С.Д., Шницер И.Н. Сжигание твердого топлива в топках парогенераторов. -М.-Л.:. Энергия. 1976.

146. Бабий В.И., Куваев Ю.Ф. Горение угольной пыли и расчет пыле-угольного факела. -М.: Энергоатомиздат. 1986.

147. Титов С.П., Бабий В.И., Барабаш В.М. Исследование образования Nox из азота топлива при горении пыли каменных углей.// Теплоэнергетика. -1980. -№ 3. С.64-67.

148. Безрешнов А.Н., Липов Ю.М., Шлейфер Б.М. Расчет паровых котлов в примерах и задачах. -М.: Энергоатомиздат. 1991.

149. Двойнишников В.А., Князьков В.П. и др. Разработка экспертно-диагностической системы топок паровых котлов тепловых электростанций АО "Мосэнерго". Основные спецификации экспертно-диагностической системы. // Отчет по НИР. ч. 1. М.: МЭИ. 1996.

150. Бабий В.И. Методика расчета трехступенчатого сжигания топлива в топках котлов как способа уменьшения выбросов оксидов азота. В сб. "Развитие технологий подготовки и сжигания топлива на электростанциях". -М.:ВТИ. 1996.-С. 158-163.

151. Двойнишников В.А., Шумилов Т.И., Князьков В.П. К вопросу создания диагностическо-прогнозирующей системы парового котла ТГМП-204

152. Рязанской ГРЭС. Доклады Межд. конф. «Информатизация в энергетике, электротехнике и энергомашиностроении». М.: МЭИ. 1998.

153. Двойнишников В.А., Шумилов Т.И., Князьков В.П. Диагностиче-ско-прогнозирующая система топки парового котла ТГМП-204. Доклады Межд.конф. «Информатизация в энергетике, электротехнике и энергомашиностроении». М.: МЭИ. 1999.

154. Шумилов Т.И., Белов В.В., Васильев C.B. Прогнозирование экологических процессов.// Материалы 2-ой научно-практической конференции «Человек, экология, здоровье». Рязань. 1997. С. 45-47.

155. Шумилов Т.И., Середенко В.И., Сокиркин A.B. Технические средства и методы решения экологических проблем в электроэнергетике.// Материалы 2-ой научно-практической конференции «Человек, экология, здоровье». Рязань. 1998.

156. Шумилов Т.И. На пути к экологической безопасности. Сб. «Состояние и экологические проблемы в электроэнергетике». Новомичуринск. 1997.

157. Шумилов Т.И. Экологическая политика ОАО «Рязанская ГРЭС» // Сб. «Состояние и экологические проблемы в электроэнергетике». Новомичуринск. 1997.

158. Шумилов Т.И. Технические средства и методы решения экологических проблем в энергетике. Рязань. 1998. 308 с.

159. Шумилов Т.И. Повышение уровня экологической безопасности Рязанской ГРЭС.// Научно-технический сборник. Рязань. 1999. 120 с.

160. Нормативы удельных выбросов в атмосферу оксидов азота для котельных установок.// ГОСТ Р 50831-95.

161. Нормативы удельных выбросов в атмосферу оксидов серы для котельных установок, сжигающих твердое и жидкое топливо.// ГОСТ Р 50831-95.

162. Экологический мониторинг Рязанской ГРЭС и природной среды в зоне ее воздействия.// Научный отчет. М.: «ЭНЕРГОПРОГРЕСС». 1998. -166 с.

163. Методика определения валовых и удельных выбросов вредных веществ в атмосферу от котельных тепловой электростанции.// РД 34.02.305-90. -М.: ВТИ. 1991.

164. Волков Э.П., Фаткулин P.M. Расчет поля среднегодовых приземных концентраций выбросов ТЭС.// Теплоэнергетика. 1983. - №4. - С. 39-43.

165. Гаврилов Е.И., Земчихин H.H., Шумилов Т.И. Пространственно-временное распределение выбросов в атмосферу Рязанской ГРЭС.// Теплоэнергетика. 1992. - №5. - С. 18-24.

166. Гаврилов Е.И., Гуглина JI.JI., Шумилов Т.И. и др. Экологический мониторинг Рязанской ГРЭС.// Теплоэнергетика. 1999. - №5. - С.44-53.

167. Шумилов Т.И., Гаврилов Е.И., Сердюков В.А. Влияние Рязанской ГРЭС на гидробиологический режим реки Прони и Новомичуринского водохранилища.// Сб. «Состояние и экологические проблемы в электроэнергетике». Новомичуринск. 1997.

168. Шумилов Т.И., Земчихин H.H., Сердюков В.А. Об экологических аспектах перехода Рязанской ГРЭС на сжигание канско-ачинских углей.// Материалы 2-ой научно-практической конференции «Человек, экология, здоровье». Рязань. 1997.

169. Шумилов Т.И., Земчихин H.H. Экологические аспекты сжигания на ОАО «Рязанская ГРЭС» углей Канско-Ачинского угольного бассейна.// Сб. «Состояние и экологические проблемы в электроэнергетике». Новомичуринск. 1997.

170. Шумилов Т.И., Земчихин H.H., Сердюков В.А. Программа природоохранных мероприятий ОАО «Рязанская ГРЭС» на период 1997-2000 гг. // Сб. «Состояние и экологические проблемы в электроэнергетике». Новомичуринск. 1997.

171. Ермаков В.В., Шумилов Т.Н. Патент 2115611 RU МПК 6B65G53/40.Способ пневмотранспорта порошкообразной среды.// Патент 2115611 RU МПК 6B65G53/40.// Открытия. Изобретения. 1998. - №20.

172. Дедовец В.А., Шумилов Т.И. Способ десульфуризации продуктов сгорания при сжигании в топке котла или печи высокосернистых топлив. Патент 2079543 RU МПК 6С10L10/04. // Открытия. Изобретения. 1997. - №4.

173. Дедовец В.А., Шумилов Т.И. и др. Испытания малозатратной самоокупаемой технологии сероочистки продуктов сгорания твердых топлив. // Энергетик. 1999. - №3.

174. Белун В.Г., Ермаков В.В., Шумилов Т.И. Оптимизация режимов отряхивания электродов электрофильтров.// Энергетик. 1989. - №3. -С. 16-17.

175. Шумилов Т.И., Гаврилов Е.И., Ермаков В.В. Устройство для регуолирования работы электрофильтров котлоагрегата. А. с. 1724378 СССР. МКИ ВОЗСЗ/68.// Открытия. Изобретения. 1990. - № 24.

176. Ермаков В.В., Шумилов Т.И. Способ автоматического управления электрофильтром котлоагрегата. А. с. 1031514 СССР. МКИ3 ВОЗСЗ/76.// Открытия. Изобретения. 1983. - №12.

177. Ермаков В.В., Попов В.А., Шумилов Т.И. Устройство для управлеония электрофильтром. A.c. 1271571 МКИ работы N-секционного электрофильтра. A.c. 1699614 СССР МКИ3 ВОЗСЗ/68 // Открытия. Изобретения. -1986.-№ 11.

178. Шумилов Т.И., Белов В.В., Середенко В.И. Проблема выбора и обработки информации по охране окружающей среды. В сб. Проблемы передачи и обработки информации в информационно-вычислстельных сетях. Международный научн.-техн. семинар-М., 1997. С.73-76.

179. Ермаков В.В., Шумилов Т.И. Устройство для автоматического регулирования работы электрофильтра. A.c. 18116504 СССР МКИ3. ВОЗСЗ/68 // Открытия. Изобретения. 1991. - № 47.

180. Ермаков В.В., Шабаль В.Н., Шумилов Т.И. Устройство для регулирования работы N-секционного электрофильтра. A.c. 1699614 СССР МКИ ВОЗСЗ/68 // Открытия. Изобретения. 1991 - № 12.

181. Тверской Ю.С. Автоматизация котлов с пылесистемами прямого вдувания. М.: Энергоатомиздат, 1996. - 256 с.

182. Тверской Ю.С., Таламанов С.А., Мурин A.B., Тверской М.Ю. Модернизация АСУ ТП электростанций. // Теплоэнергетика. 1998. - №10. -С. 40-43.