автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Повышение экономичности работы ТЭЦ с поперечными связями на основе оптимизации режимов работы и тепловой схемы

На правах рукописи

Басе Максим Станиславович

ПОВЫШЕНИЕ ЭКОНОМИЧНОСТИ РАБОТЫ ТЭЦ С ПОПЕРЕЧНЫМИ СВЯЗЯМИ НА ОСНОВЕ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ И ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ

Специальность 05.14.14 - «Тепловые электрические станции, их энергетические

системы и агрегаты»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Улан-Удэ - 2004 год

Работа выполнена Научный руководитель:

в

Читинском

государственном университете кандидат технических наук, доцент Иванов С. А.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Дамбиев Ц.Ц.

кандидат технических наук, доцент Бочкарев В. А.

Ведущая организация: ИСЭМ СО РАН

Защита состоится 17.12.2004 в 10 час ОО мин, на

заседании диссертационного совета ДМ 212.039.03 в Восточно-Сибирском государственном технологическом университете по адресу: 670013, г. Улан-Удэ, ул. Ключевская 40 «а», ВСГТУ.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке Восточно-Сибирского государственного технологического университета

Автореферат разослан «13_»_2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук

Заятуев X. Ц.

Общая характеристика работы

Актуальность работы. Повышение эффективности работы теплоэнергетического оборудования всегда являлось приоритетным направлением в развитии энергетической науки.

Появление современных научно-технических разработок, новых материалов и технологий должно быть отражено в энергетике. Необходимо учитывать также возможности современных мощных компьютеров, позволяющих моделировать, проектировать и производить различные расчеты для энергетических задач в большем объеме и с большей скоростью.

Провал в развитии энергетики в нашей стране с начала 90-х годов XX века до сих пор дает о себе знать, это отражается в низком потреблении энергии во многих регионах.

Выход из строя старого оборудования из-за его старения и практически единичные вводы новых энергетических мощностей - все это заставляет более серьезно подойти к работе существующих станций.

При наметившемся в последние годы экономическом росте может возникнуть дефицит энергетических мощностей. Строительство новых станций требует больших капитальных вложений, при этом на многих станциях имеются внутренние энергетические резервы, выявление которых возможно при оптимизации работы ТЭЦ. Кроме того, решение задач по оптимизации работы ТЭЦ позволит повысить технико-экономические показатели станций, что приведет к повышению их конкурентоспособности на энергетическом рынке в условиях реструктуризации энергетической отрасли. Цельработы:

1. Исследование возможности создания оптимизационной модели распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ с поперечными связями на основе реальных математических моделей турбоустановок;

2. Создание компьютерной модели для расчета тепловой схемы ТЭЦ;

3. Разработка мероприятий по оптимизации тепловой схемы. Научная новизна:

1. Разработана оригинальная методика определения энергетических характеристик турбоагрегатов по диаграммам режимов.

2. Разработан программный комплекс по расчету тепловой схемы ТЭЦ.

3. Создана компьютерная программа по оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами на основе реальной тепловой схемы ТЭЦ.

4. Впервые предложена схема с полуторным турбинным блоком, позволяющая повысить технико-экономические показатели станции в целом, особенно в летние месяцы. Основные научныеположения. выносимые на защиту:

1. Методика определения энергетических характеристик турбоагрегатов типа Т и ПТ с одним теплофикационным отбором по диаграммам режимов.

2. Анализ применения методов оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами.

3. Исследование особенностей расчета тепловых схем реально действующих турбоуста-новок.

4. Оценка эффективности применения нового мероприятия по загрузке производственного отбора пара.

Достоверностьрезультатов и выводов диссертационной работы подтверждается тем, что характеристики изменения параметров и экономичности турбоагрегатов получены с использованием разработанного автором программного комплекса. Данный комплекс основан на апробированных и обоснованных методах математического моделирования. Полученные расчетные результаты исследования с высокой точностью совпадают с многочисленными теоретическими и экспериментальными данны

[•ЫЯРЙ'в Авторами. БИБЛИОТЕКА 1

Практическая иенност ь:

1. С помощью методики определения энергетических характеристик турбоагрегатов по диаграммам режимов можно быстро и с достаточной достоверностью получить характеристики турбоагрегатов не только на основе диаграммы режимов, но и с использованием результатов тепловых испытаний.

2. Разработанный программный комплекс позволяет производить расчеты тепловой схемы ТЭЦ при различных режимах работы оборудования, а также осуществляет оптимальное распределение нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ.

3. Разработанный оптимизационный комплекс может быть использован для решения и других оптимизационных задач.

4. Предложено новое решение по загрузке производственного отбора ПТ турбин. Апробация работы. Основные методические положения и результаты исследований

по теме диссертации докладывались и обсуждались на конференциях в ЧитГУ (г. Чита, 2001, 2002,2003 г.г.), МЭИ (г. Москва, 2002 г.), УлГТУ (г. Ульяновск, 2003), АГУ (г. Благовещенск, 2003 г.), Улан-Удэ (ВСГТУ, 2003), ИрГТУ (г. Иркутск, 2004) и семинарах ИрГТУ (г. Иркутск, 2003), ИСЭМ СО РАН (г. Иркутск, 2004)

Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 печатных работ. Структура и объемработы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников, приложения. Материал изложен на 118 страницах машинописного текста, содержит 17 рисунков, 19 таблиц, 82 наименований литературных источников.

Краткое содержание работы В главе 1 обосновывается актуальность рассматриваемой проблемы по оптимизации работы ТЭЦ. Рассмотрены существующие разработки по оптимизации тепловых схем, режимов работы оборудования и оптимальному распределению нагрузок между турбоагрегатами. Определены и сформулированы основные задачи, которые решаются в диссертации.

Глава 2 посвящена экономическому обоснованию повышения эффективности работы ТЭЦ. Рассмотрена экономическая ситуация в регионе. Дан анализ технико-экономических показателей Читинской ТЭЦ-1.

В главе 3 рассматриваются: методика получения энергетических характеристик турбоагрегатов по диаграмме режимов, методы оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами, особенности расчета реальной тепловой схемы турбоустановки.

В ходе проведения оценки возможностей оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами возникла необходимость в энергетических характеристиках турбоагрегатов. Но в связи с их отсутствием, а также тем, что существующие методики не удовлетворяли поставленным задачам, была разработана методика определения энергетических характеристик турбоагрегатов по диаграмме режимов.

Методика позволяет рассчитать энергетические характеристики турбоагрегатов, используя диаграмму режимов. С помощью методики можно получить:

1) зависимость количества теплоты от электрической мощности и отопительной нагрузки для теплофикационных турбин с одним отбором пара;

2) зависимость количества теплоты от электрической мощности, отопительной и промышленной нагрузки для теплофикационных турбин с производственным и отопительным отборами пара.

Определениеэнергетическиххарактеристик турбины типаТпо диаграммережимов Зная общий вид уравнения

=а1+а2-^т+аз-(^-//т)+2т; О)

Л^+ОУЙ-; (2)

а также что а1=2омин является расходом тепла на холостой ход, МВт; сц=Имт является мощностью холостого хода, МВт. С диаграммы режимов берем две линии отвечающие двум режимам работы турбоагрегата при расходе пара в теплофикационный отбор равный нулю 2т=0 МВт и расходе пара в теплофикационный отбор отличного от нуля.

В начале находим на диаграмме режимов по две точки зависимости 2опри (2Т=0 МВт. Зная эти точки, составляем уравнение прямой, проходящей через эти две точки (2а=Ь1-Ы+С[. Общий вид энергетических уравнений при £?т=0 МВт выглядит следующим образом:

во=а1+агЯт+аг(Шт); (3)

ЛГТ=Я4.

Подставляем в уравнение (3) Ыт-аА, получаем

въ=а\+агаь+ау{И-аь)=а\+а4-(а1-аз)+ауМ. (4)

Из которого следует, что ^=6/, а

сц+афг-а?))=С1- (5)

Затем находим на диаграмме режимов по две точки зависимости <2о~АЮ ПРИ 6т * 0 МВт. Зная эти точки, составляем уравнение прямой, проходящей через эти две точки £?о=Ьг'№сг. Общий вид энергетических уравнений при 0 МВт выглядит следующим образом:

£о=Я1+а2-Л^аг(ЛГ-ЛУ+0г. (6)

//т=а4+й5-ет; (7)

Подставляем в уравнение (б) уравнение (7)

2о=Д1(а4+йз' Ог)+ау(Ы-^-а5 • 0Т)+(?Т. (8)

Преобразуем уравнение (8)

ео=а|+а2'(й4+а5'&)+аз-Лг-аз'(а4+а5ет)+2т. (9)

Из которого следует, что а

а,+а2-(щ+ауд1)-ау(аА+а^д1)+д1=С2. (10)

Для дальнейших расчетов аз найдем как среднеарифметическое

йз=(6|+62)/2. (И)

Зная аз из уравнения (5) найдем значение &2

а2=(с1-а,Уа4+ау (12)

Зная аг из уравнения (10) найдем значение а;.

а^сг~вг-<я,-а2-а4+ага4 а2 ■ й - аз ■ й

В итоге определены все коэффициенты, подставляем их уравнения (1) и (2) получаем энергетические характеристики турбоагрегата.

Определение энергетических характеристик турбины типа ПТпо диаграмме режимов Зная общий вид уравнения

!2о=а1+а2-Л'т+аз(Лг-Л'т)+2т+е„; (14)

Агт=а4+а5-2т+аб-2п; (15)

а также что а\=до„„н является расходом тепла на холостой ход, МВт; а^Ыкш является мощностью холостого хода, МВт. С диаграммы режимов берем три линии, отвечающие трем режимам работы турбоагрегата при расходах пара:

1. в теплофикационный (£?т=0 МВт) и производственный отбор равных нулю (£>п=0 МВт);

2. в теплофикационный отбор равный нулю (£?т=0 МВт), а производственный отбор отличный от нуля;

3. в производственный отбор равный нулю (2п=0 МВт), а в теплофикационный отбор отличный от нуля.

В начале находим на диаграмме режимов по две точки зависимости <2(гЛ№) при <2т~0 и (2„=0 МВт (не в зоне естественного роста давления в камере производственного отбора). Зная эти точки, составляем уравнение прямой проходящей через эти две точки ()о=ЬуМ+с\. Общий вид энергетических уравнений при <2Т=0 и дп=0 МВт выглядит следующим образом

(2о=<з I+Я2 'Лт+яз ■ (А'-М); (16)

Подставляем в уравнение Л'т=а4

(>0=а1+ага4+а1-(№а^а]+а4(а2-аз)+ауМ. (17)

Из которого следует, что аз=Ь|, а

а!+аг(а2-азУ=С1. (18)

Затем находим на диаграмме режимов по две точки зависимости (2о=АМ) ПРИ бт^ О и бп=0 МВт (не в зоне естественного роста давления в камере производственного отбора). Зная эти точки, составляем уравнение прямой, проходящей через эти две точки 0о=йгМ+сг. Общий вид энергетических уравнений при <2-,Ф 0 и ¡2„=0 МВт выглядит следующим образом

бо=Я1+«2-Л;+аз'(ЛГ-М)+ет; (19)

ЛГт=а4+Я5'2т. (20)

Подставляем в уравнение (19) уравнение (20)

д0=а,+аг(а4+а5-дт)+ау(М-а4-а5дг)+£)т; (21)

или

д0=а 1 +аг(а*+агОд+а2 и-ау(а4+а5-дт)+дт. (22)

Из которого следует, что лз=&2, а

01+я2-(а4+а5-2т)-аз-(а4+а5-ет)+ет=С2. (23)

Затем находим на диаграмме режимов по две точки зависимости Q^fJ{N) при 0 и 0Т=О МВт (не в зоне естественного роста давления в камере производственного отбора). Зная эти точки, составляем уравнение прямой проходящей через эти две точки ()о=ЬуИ+с3. Общий вид энергетических уравнений при 0 и <2^=0 МВт выглядит следующим образом

Q<1=a¡+arNт+a3iN-Nr)+Qn; //т=а4+а6-б„. Подставляем в уравнение (24) уравнение (25)

до=а\+аг(а4+а6-д„)+ау{М-а^а6-дп)+дп\

или

Из которого следует, что 03=63, а

а | +аг(сц+а6-(2п)-ау(а4+а6 ■ <2п)+£?п=с3. Для дальнейших расчетов аз найдем как среднеарифметическое

вз=(б1+б2+г>з)/3. Зная яз из уравнения (18) найдем значение аг

а2-{с\-а\)1а^ау Зная аз из уравнения (23) найдем значение щ.

а2'вт~аз'От Зная й2 из уравнения (28) найдем значение ас.

Об=

Ог-йп-вуйп

(24)

(25)

(26)

(27)

(28)

(29)

(30)

(31)

В итоге определены все коэффициенты, подставляем их уравнения (14) и (15) получаем энергетические характеристики турбоагрегата.

Представленные методики определения энергетических характеристик турбоагрегатов просты в применении и позволяют определять энергетические характеристики теплофикационного режима работы турбоагрегата с отопительным отбором пара по четырем характерным точкам и шести точкам для турбоагрегата с производственным и отопительным отборами пара. Они также позволяют использовать вместо диаграммы режимов непосредственно данные, полученные в ходе тепловых испытаний. Полученные характеристики имеют небольшую погрешность по сравнению с характеристиками, взятыми с диаграммы режимов турбоагрегатов (не превышают 2 %).

Полученные энергетические характеристики были использованы при оптимизации распределения нагрузок методом перебора всех вариантов.

Оптимальноераспределениенагрузокметодом перебора всехвариантов

Рассматривались три группы, состоящие из турбин типа К, Т и ПТ. Распределение нагрузок в группах между турбоагрегатами равномерное, к примеру, если есть производственная нагрузка, то она распределяется поровну между двумя турбоагрегатами ПТ.

Для ускорения оптимизации распределения нагрузок рассматривались такие варианты работы оборудования:

1) включена только турбина типа К - вся электрическая нагрузка поступает на неё;

2) включена одна или две турбины типа ПТ, с работающей или не работающей турбиной типа К:

а) при отключенной турбине типа К - все нагрузки распределяются между одной или двумя турбинами ПТ;

б) при включенной турбине типа К - производственная и теплофикационная нагрузка распределяется между турбоагрегатами типа ПТ. Электрическая нагрузка распределяется путём нахождения минимального значения удельного расхода теплоты для данной группы турбоагрегатов. Отсчет начинается с минимального значения электрической мощности для турбины типа К и максимальной суммарной электрической мощности для турбин типа ПТ (возможно и наоборот). Минимальная электрическая мощность турбины типа К увеличивается с шагом в 0,1 МВт, при этом уменьшается суммарная электрическая мощность турбин типа ПТ на эту же величину, определяется значение удельного расхода теплоты для данной группы турбоагрегатов. Данный цикл продолжается до достижения максимальной электрической мощности турбины типа К и минимальной суммарной мощности турбин типа ПТ, а среди полученных значений удельных расходов теплоты находится минимальное значение, которому соответствует оптимальное распределение электрической нагрузки между данной группой турбоагрегатов.

3) включена одна, две или три турбины типа Т, с работающей или не работающей турбиной типа К;

а) при отключенной турбине типа К - теплофикационная и электрическая нагрузка распределяются между турбинами типа Т;

б) при включенной турбине типа К - теплофикационная нагрузка распределяется между турбоагрегатами типа Т, а электрическая нагрузка между турбинами типа К и Т. Распределение осуществляется также, как и для варианта работы турбин типа К и ПТ.

4) включены одна или две турбины типа ПТ, одна, две или три турбины типа Т, с работающей или не работающей турбиной типа К;

а) при отключенной турбине типа К - производственная нагрузка распределяется между турбинами типа ПТ. Остальные нагрузки распределяются таким образом: во внешнем цикле теплофикационная нагрузка изменяется с шагом в 0,5 ГДж, во внутреннем электрическая с шагом в 0,1 МВт и для каждого режима определяется удельный расход теплоты. После достижения границ внешнего цикла, среди полученных значений определяется минимальное, которому и соответствует оптимальное распределение электрической и теплофикационной нагрузки между группой турбоагрегатов типа Т и ПТ;

б) при включенной турбине типа К - производственная нагрузка также распределяется между турбинами типа ПТ. Теплофикационная и электрическая нагрузки распределяются с помощью трех циклов: внешнего, среднего и внутреннего. Во внешнем цикле изменяется теплофикационная нагрузка, в среднем изменяется электрическая нагрузка турбины типа К и суммарной электрической нагрузки группы турбин типа Т и ПТ, во внутреннем цикле изменяется электрическая нагрузка между турбинами типа Т и ПТ за вычетом электрической нагрузки турбины типа К. Во внутреннем цикле определяются значения удельных расходов теплоты и после завершения работы всех циклов определяется минимальное значение удельного расхода теплоты, которому соответствует оптимальное распределение электрической и теплофикационной нагрузок.

Оптимальноераспределение нагрузокметодом относительныхприростов

Метод относительных приростов для поставленной задачи состоит из трех циклов: внешнего, среднего и внутреннего. Во внешнем цикле - изменяется производственная, в среднем— теплофикационная и во внутреннем - электрическая нагрузка.

Для ускорения работы вводятся такие варианты режимов работы:

1) при существующей производственной и теплофикационной нагрузке - работают все три цикла;

2) при отсутствии производственной или теплофикационной нагрузки - работают два цикла;

3) при отсутствии производственной и теплофикационной нагрузки - работает только один цикл распределения электрической нагрузки.

Первоначально нагрузка между турбоагрегатами распределяется равномерно, и находятся значения удельных расходов теплоты. Во внешнем цикле увеличивается значение производственной нагрузки обеих турбин типа ПТ на 1 ГДж, в среднем теплофикационную нагрузку для турбин типа Т и ПТ на 1 ГДж, во внутреннем цикле электрическую нагрузку для всех турбоагрегатов на 1 МВт, а затем для каждого варианта и каждой машины находят своё"' значение удельного расхода теплоты (т.е. при варианте, когда нет производственной и теплофикационной нагрузки и в работе 6 турбоагрегатов, получается 6 значений удельного расхода теплоты). Среди полученного массива значений удельных расходов теплоты находят минимальное и данный режим сохраняется. Затем цикл повторяется до достижения минимального значения удельного расхода теплоты, которому и соответствует оптимальное распределение электрической, теплофикационной и производственной нагрузок между группой турбоагрегатов.

Если рассматривать распределение нагрузки между тремя группами (в группах объекты идентичны) по трём параметрам, то метод перебора всех вариантов предпочтительней, т.к. требуется меньше времени на оптимизацию, по сравнению с методом относительных приростов. Это связано с большим дроблением оптимизационной задачи на отдельные части, хотя когда в работе все турбоагрегаты скорость оптимизации становится примерно равной.

Метод относительных приростов позволяет распределять три вида нагрузки между большим количеством объектов, но на это требуется больше времени. Данный метод более динамичен по сравнению с первым методом, т.к. позволяет работать не только с математическими моделями диаграмм режимов турбоагрегатов, но и с математическими моделями реально действующих объектов.

Самый лучший вариант при поставленной задаче оптимизации - это комбинирование обоих методов. Вначале распределение методом перебора всех вариантов, который лучше всего подходит для предварительного распределения нагрузки, а затем методом относительных приростов. Первый метод распределит нагрузку между группами, а второй внутри групп между отдельными турбоагрегатами.

Для работы с реальными тепловыми схемами использован метод относительных приростов. В работе данного метода использован комплекс программ по расчету тепловой схемы ТЭЦ, элементы которого основаны на реальных характеристиках оборудования.

При оценке эффективности оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами был произведен сравнительный расчет, критерием оценки которого является удельный расход теплоты на турбины. Сравнение производилось по среднемесячным станционным значениям за год и результатами расчетов на основе реальных компьютерных моделей данных турбоагрегатов. В компьютерные программы введены реальные осредненные характеристики после тепловых испытаний. Вводились значения потерь давлений, недогревов для подогревателей, зависимости внутреннего относительного КПД от расхода пара на турбину, зависимости давления на входе в ЦНД от расхода пара на него. Погрешность данных компь-

ютерных моделей турбоагрегатов не превышает 2 %. В результате данных сравнительных расчетов снижение удельного расхода теплоты составляет в среднем за год 1 ...2 %.

Также в данной главе описана структура программного комплекса (рис.1), использованного при оптимизационных расчетах и приведена методика расчета тепловых схем турбоагрегатов.

Комплекс программ написан на языке программирования Delphi, объединенными между собой Клиент-Серверными связями, схема взаимосвязи между программами представлена на рис. 1. Комплекс состоит из пятнадцати программ:

- программа «Температурный график», по температуре наружного воздуха рассчитывает тепловую нагрузку температуры прямой и обратной сетевой воды а затем передает эти данные программе «Машзал». Программа представляет из себя оболочку, состоящую из непосредственно температурного графика, вводимых и рассчитываемых данных, настроек и элементов работы с программой;

- программа «Машзал» является диспетчерской программой, она перераспределяет данные между программами. В ней есть возможность отключения и включения турбин и бойлеров станции.

- программа «Бойлер» по характеристикам бойлеров, тепловой нагрузке и температурам прямой и обратной сетевой воды рассчитывает параметры отопительных отборов и бойлеров.

- программа «Диаграмма режимов ПТ (Т)» по введенным значениям нагрузок рассчитывает расход пара на турбину с помощью энергетических характеристик, заложенных в нее. Данная программа предназначена для визуализации самих диаграмм режимов и процесса определения по ним расхода пара на турбину.

- программа «Оптимизация» осуществляет предварительную оптимизацию распределения нагрузок на основе энергетических характеристик турбин или более точную оптимизацию на основе реальных характеристик тепловых схем турбин.

- программа «Графики» - предназначена для вывода результатов расчетов в графическом виде.

- программы «ПТ» и «Т» (по числу турбин на станции) производят расчет реальных тепловых схем на основе введенных характеристик турбоагрегатов и элементов схемы. Они могут работать как в полуавтоматическом режиме (достаточно ввода только величин нагрузок), так и позволяют изменять любые вводные данные и включать/отключать элементы тепловой схемы.

В расчетах параметров пара использованы упрощенные формулы, но так как в них отсутствовали зависимости температуры пара от энтропии и давления tn-j[sj>), а также температуры пара от энтальпии и давления необходимых в расчетах по расширению пара в цилиндрах, были получены эмпирические зависимости на основе данных из таблиц «Теп-лофизические свойства воды и водяного пара».

Для функции tn-j[sj>) в связи со сложностью зависимостей пришлось разбить весь диапазон значений на две части:

При давлении пара р меньше 1 МПа, функциональная зависимость выглядит следующим образом:

in=(-862,647456+45,76506051 -Ln(p)+961,7411674Ln(5)-0,68883262Ln(p)2-268,810709 Ln(i)2--26,0814514 Ln(p) Ln(i))/(l-0,0292352 Ln(p)-0,96660165 Ln(i)+0,000370457-Ln(p)2+

+0,223718477-Ln(j)2+ 0,013595189Ln(p)Ln(s)). (32)

При давлении пара p больше 1 МПа: /„=13782,09529+933,5674543-Ln(p)-218749,123/*+ 15,16352231-Ln(p)2+ 1,16091-106/(/)" -8605,36552-Ln(p)/i+0,934772984'Ln(p)3-2,043M06/(i3)+20694,28063Ln(p)/(i2)-

-19,127506Ln(p)J/i. (33)

Программа «Графики»

Вводимые данные: <2пР

Вид: графики Яе=Я;С>пр, N5) плоские и ЗБ

Программа «Температурный график»

Вводимые данные: настройки температурного графика

Вид: температурный график

Действия: по температуре воздуха определяется (¿"т, (¿"лбу, 1пр и ир

Программа «Оптимизация»

Вводимые данные: ]чсте, (3%,

0"т

Вид: таблица из ТУ

Действия: распределение Ие, От, ()пр

распределение N.. Оъ

<2пр

Щ,

СГт, СГпР

С^пбу

1пр> ^обр

Диспетчерская программа «Машзал»

Вводимые данные: ^„(Гпр

Вид: схема ТУ и БУ

Действия: вкл/выкл ТУ или БУ, предварит, распределение

характеристики объектов регенеративной схемы ТУ

СГт

вкл/вык

Программа «Бойлер»

Вводимые данные:

характеристики

бойлеров

Вид: схема БУ

Действия: расчет параметров бойлеров

N1, <3пр - распределенное, вкл/выкл ТУ

N0, (2Т, ((}„р)

Пплгу>1аил1'з //Туу

, //Туу

ТТ«Г.Г>ЛПЧ1 т У/ТУЧ

Программа ^Диаграмма режимов ПТ (Т)»

Вводимые данные: 1Ч„ О Т9

Вид: диаграмма режимов

Действия: показ режимов

Программа «Т»

Ке,С>т,ЮпР) и

гт~

пг^пш.л ./I

Программа «ПТ» Вводимые данные: характеристики регенеративной схемы

Вид: схема ПТ

Действия: расчет регенеративной схемы

(}т - распределённое

параметры отопительных отборов

Рис. 1. План - схема комплекса программ по расчету тепловой схемы ТЭЦ

11

Для функции t„=ftjj>)

г„=(-1725,03691+6,994190008-^+1,383024305-/-0,2946223 -рг-й,00027721-/2-0,00595942.рО/(1-

-0,04584631-р-0,00030002-/-0,00038602-р -4,1194-10 -/ +6,76232-10 -р-;).

(34)

Погрешность данных зависимостей не превышает 1% от табличных значений в диапазоне температур до 550 °С и давления от 0,001 до 15 МПа.

Исследования реальной тепловой схемы турбоагрегата на различных режимах выявили некоторые несоответствия с методами расчета представленных в технической литературе. В расчетах при изменениях режимов не учитывалось:

1. изменение внутреннего относительного КПД ЦВД в зависимости от расхода острого пара на турбину г)шг10,=у(-Оо);

изменение температуры пара в отборах в зависимости от давления в отборе, находящегося при изменение расхода пара на турбину от номинального по формуле Стодо-лы-Флюгеля, и изменения внутреннего относительного КПД; изменение давления на входе в ЦСД в зависимости от расхода пара на входе р"ися=!/(^)В*исд) и соответственно перераспределение значений давлений по проточной части при отличие от номинального значения по формуле Стодолы-Флюгеля; изменение внутреннего относительного КПД ЦСД в зависимости от расхода пара на

2.

3.

4.

цилиндр, Т1ЦСД01=/(®"<исд);

5. изменение значения конечного давления рк от расхода пара в конденсатор.

Все эти недостатки были устранены с помощью эмпирических методов. Зависимости внутренних относительных КПД г|и'д01=Д£)о) и т1цсд0|=.Д.Овхцсд) были получены с математически высокой точность и представляют вид:

11о,=й+£-Д+с-£>2+<#£+е/£>2. (35)

Изменение температуры пара в отборах были определены следующим образом. Находятся давления отборов при отличии текущего расхода пара от номинального по формуле Стодолы-Флюгеля;

Pz 1 =

' (pIo -р]о) .

(36)

гдероо, Рго - параметры, соответствующие расчетному расходу пара Do;ръ\,рг\ - параметры, соответствующие изменившемуся режиму с новым расходом пара D (индекс «0» - перед группой ступеней, а индекс «z» - за группой ступеней).

Затем берется исходная точка (начальные параметры), в ней определяются значения энтальпии, энтропии, затем при постоянном значении энтропии, рассчитанном внутреннем относительном КПД и значении давления в следующем отборе определяется энтальпия в отборе, а по ней и давлению находится температура в отборе соответствующая изменившемуся расходу пара. И таким образом осуществляется расчет для всех отборов, исходной точкой последующего отбора, является ранее рассчитанная. Для ЦСД исходной точкой является давление пара на входе р'*аСа, а расчет параметров отборов аналогичен.

Эмпирическая зависимость давления на входе в ЦСД рохисд от расхода пара на входе Dmцсд с высокой математической точность представляет вид:

р8Хцсд=а+й'^)'"1цсд+с-(£)аХц€я)2+^-(£>°Хцсд):!- (37)

Изменение конечного давления в зависимости от расхода пара в конденсатор имеет линейную зависимость.

Теоретические методы расчета имеют упрощенный вид, для более точного соответствия расчетных зависимостей со значениями реальной тепловой схемы турбоустановки необходима более сложная модель расчета. Расчет осуществляется методом последовательных приближений, вначале задается Do, находится т|ц до(, пересчитываются значения давлений и температур в отборах пара ЦВД, определяется расход пара на входе в ЦСД Z)"xuci и по нему получают значения давления на входе в цилиндр р"*цсд и относительный внутренний КПД

цел

tl 01, затем находится расход пара в конденсатор и по нему определяется конечное давление

р- В конце расчета регенеративной схемы расход уточняется и при заданной точности соответствия принятого и полученного расхода продолжается или заканчивается расчет. «Ручным» методом осуществить данный расчет представляется сложным, использование же компьютера для решения поставленной задачи позволяет рассчитать параметры тепловой схемы с большой точностью.

Краткие особенности оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ и комплекса программ:

1) Использованы методы оптимизации - метод перебора всех вариантов и относительных приростов.

2) Компьютерная программа представляет из себя комплекс по оптимизации на основе энергетических характеристик для предварительной «быстрой» оптимизации и дальнейшей оптимизации на основе реально действующей компьютерных моделей турбоагрегатов. Данный комплекс позволяет, если нужна меньшая точность, ограничиться лишь оптимизацией на основе энергетических характеристик или использовать оба метода для получения более точных значений. Использование обоих методов позволяет значительно ускорить процесс оптимизации за счет того, что первый метод распределяет нагрузку между группами, а второй в группах между турбоагрегатами.

3) Метод относительных приростов может быть применен и для любых других задач, где требуется оптимизация по одному критерию, имеющих от одного до нескольких изменяемых параметров при ограниченным количестве объектов.

4) В качестве математических моделей использованы компьютерные модели (разработанные автором) по расчету тепловых схем турбоагрегатов, погрешность которых не превышает 2 %, по сравнению с результатами тепловых испытаний при различных режимах их работы. В них использован метод последовательных приближений, без использования которого получить математическую модель реально действующей турбоагрегата затруднительно. Данный метод реализуем только с использованием современных компьютерных мощностей, так как для достаточной автоматизации процесса расчета, требуется производить огромное число вычислений.

5) Возможность работы с комплексом программ в трех уровневом режиме. На диспетчерском уровне достаточно ввести значение температуры наружного воздуха, электрическую нагрузку на станцию, запустить оптимизационный комплекс и по его результатам получить оптимально распределенные нагрузки (тепловую, производственную и электрическую) между турбоагрегатами. На уровне ПТО работа с технико-экономическими показателями, основанными на расчетах с использованием данного комплекса. На уровне режимной группы - непосредственная работа со всеми моделями агрегатов включенных в программный комплекс (их настройка, ввод измененных характеристик агрегатов после ремонтов, внесение изменений в тепловую схему).

6) Разработанный программный комплекс обладает свойством трансформации под любую тепловую станцию, с любым составом оборудования, с возможностью также изменения регенеративной схемы турбоустановки.

7) Программа по расчету тепловых схем турбоагрегатов одновременно позволяет работать в трех режимах: автоматическом, полуавтоматическом и ручном. В автоматическом режиме достаточно ввести только нагрузки и программа сама рассчитает внутренний относительный к.п.д. цилиндров, распределение температур и давлений в отборах, параметры пара и воды на входе и выходе подогревателей, расходы пара в элементы тепловой схемы и технико-экономические показатели турбины. В полуавтоматическом режиме кроме нагрузок можно изменять начальные и конечные параметры пара в турбине, внутренний относительный к.п.д. и другие параметры турбины. В ручном режиме возможно изменение всех параметров. Благодаря данным особенностям программ, комплекс по расчету тепловой схемы ТЭЦ и позволяет работать в трехуровневом режиме управления.

В главе 4 представлен вариант по повышению технико-экономических показателей станции за счет загрузки производственного отбора одной из ПТ турбин. Для загрузки производственного отбора одного турбоагрегата предлагается пар из его производственного отбора направить в цилиндр низкого давления второго турбоагрегата (рис.2).

На рис.2 турбинный блок содержит цилиндр высокого давления 1, цилиндр низкого давления 2, генератор 3, конденсатор 4, конденсатный насос 5, группу подогревателей низкого давления 6, соединяющую перемычку 7, по которой происходит питание второй турбины из производственного отбора первой турбины, деаэратор 8, питательный насос 9, группа подогревателей высокого давления 10.

Само изменение конструкции представляет из себя как турбина более низких параметров (параметры производственного отбора), подключенная к турбине с более высокими параметрами, т.е. в виде надстройки, или как двухвальная с двумя цилиндрами низкого давления. Но так, как имеется отдельная система регенерации, то больше данная схема относится к надстройке турбины с более высокими параметрами над турбиной с менее высокими параметрами. Отличие от классической схемы с надстройкой в том, что при надстройке устанавливается турбина высоких начальных параметров с противодавлением, питающая паром турбину с более низкими начальными параметрами. Необходимым требованием при классической пристройке является то, что температура отработавшего пара предвключенной турбины должна быть равной или ниже начальной температуры пара турбины с более низкими параметрами. В предлагаемом схемном решении данная проблема отпадает, так как цилиндр низкого давления и так работает на тех же параметрах, что и до изменения.

Возможность регулирования режимов работа данного блока выражена в перераспределении нагрузок между турбинами, возможностью регулирования давления в производственном отборе, т.е. для усеченной турбины регулирование начальных параметров, также при недостатке пара на данный тандем, есть возможность отключения группы ПВД на второй машине для получения дополнительной электрической или тепловой мощности.

Для оценки данного схемного решения были созданы компьютерные модели, в которых также введены реальные осредненные характеристики элементов тепловых схем турбоагрегатов, полученные автором после тепловых испытаний.

При расчетах потеря давления пара от производственного отбора первой турбины до ЦНД второй машины был принят равным 5 %.

В качестве критерия оценки эффективности изменения тепловой схемы использовался показатель тепловой эффективности - удельный расход тепла.

Для группы из первой и второй турбины удельный расход тепла получается следующим образом:

Для блока состоящего из первой турбины и ЦНД второй удельный расход тепла получается следующим образом:

Удельный расход теплоты ЦНД первой турбины

_ _((<Я Аз ~QлP2 ~ вот 2 _С?ГО ~вл?2 ~в()Г2 л

Удельный расход теплоты для второй турбины:

. -0.1-'•/>»!)•£„-10 1 -6»! Ч" ЛГ„. 10"'

Удельный расход теплоты для блока

„О» _ бог ~ 0пР2 ~ 6оГ2 ~ во/1

•а,

(44)

где дпп - количество теплоты идущее потребителю тепла, без учета расхода теплоты идущей на первую турбину.

Результаты сравнения представлены на диаграмме (рис. 3).

К достоинствам предложенного схемного решения можно отнести то, что происходит загрузка производственного отбора первой машины, происходит генерирование дополнительной электрической мощности паром производственного отбора, повышаются технико-экономические показатели данного блока, кроме зимнего периода времени. Более холодная питательная вода, поступающая в котел, приводит к более сильному охлаждению дымовых газов в котле, что приводит также к увеличению КПД котельного агрегата.

К недостатком можно отнести необходимость изменения систем автоматического регулирования второго турбоагрегата, усложнение работы данного блока, уменьшение выработки электрической энергии из-за вывода ЦВД второй турбины участвующего в процессе расширения пара, а также то, что практически невозможно нести дополнительную производственную нагрузку (которая идет на пиковые бойлера).

од наблюдается резкое снижение технико-экономических показателей, а данное мероприятие позволяет с мая по сентябрь снизить значение удельного расхода теплоты на 813,7 кДж/кВгч (7,9%). При внедрении данного мероприятия среднегодовая экономия теплоты составит 291,2 кДж/кВт-ч в месяц (3,83%). При среднегодовой стоимости угля на Читинской ТЭЦ-1 равной 299,8 руб/т и среднегодовой калорийности угля равной 15038,7 кДж/(кВтч) экономия составит 1 766 148 руб.

Основные выводы и результаты:

1. Анализ технико-экономических показателей выявил низкую конкурентоспособность станций в рассмотренных регионах, особенно учитывая грядущую реструктуризацию энергетической отрасли. Средний тариф на электрическую энергию на ФОРЕМе более чем в два раза ниже. Особенно плохие значения технико-экономических показателей работы ТЭЦ отмечены в летний период.

2. Теоретическое исследование проблемы оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ позволило:

а) Разработать методику определения энергетических характеристик турбоагрегатов по диаграммам режимов.

б) Создать компьютерный комплекс по расчету тепловой схемы ТЭЦ с учетом реальных характеристик оборудования.

в) Создать программу по оптимальному распределению нагрузок между турбоагрегатами на основе реальных тепловых схем турбоустановок.

д) Выявить особенности расчета реальных тепловых схем турбоустановок.

3. Разработана полуторная схема турбинной установки, позволяющая повысить технико-экономические показатели станции в целом.

Основные результаты, изложенные в диссертации, опубликованы в работах:

1. Басе М.С. Повышение отпуска тепла и повышение экономичности работы ТЭЦ с поперечными связями на основе оптимизации режимов работы и тепловой схемы. Межрегиональная научно-практическая конференция «Энергетика в современном мире» (тезисы докладов). - Чита: ЧитГТУ, 2001. - 232 с.

2. Басе М.С. Распределение нагрузок между турбоагрегатами - оптимальный путь повышения экономичности ТЭЦ. Международная научно-практическая конференция «Технические науки, технологии и экономика» (тезисы докладов), ч. 2. - Чита: ЧитГТУ, 2001. -230 с.

3. Басе М.С. Методика определения энергетических характеристик турбоагрегатов по диаграмме режимов. Энергосбережение - теория и практика: Труды Первой всероссийской Школы-семинара молодых ученых и специалистов. - М.: Издательство МЭИ, 2002. -275 с.

4. Басе М.С, Середкин А.А. Потенциал энергосбережения для комплекса «ТЭЦ-потребитель». Региональная научно-практическая конференция «Реформирование жилищно-коммунального хозяйства» (материалы конференции). - Чита: ЧитГТУ, 2002. - 175 с.

5. Басе М.С. Методы оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами. Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности: Материалы Четвертой Российской научно-технической конференции, г. Ульяновск, 24-25 апреля 2003 г. Т.2. -Ульяновск: УлГТУ, 2003. - 336 с.

6. Басе М.С. Комплекс программ для оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами. Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов: Сборник трудов третьей Всероссийской научно-технической конференции с международным участием в 2 т. - Благовещенск: издательство Амурского государственного университета, 2003. - 406 с.

7. Басе М.С. Особенности расчета реальной тепловой схемы турбоагрегата. Вторая межрегиональная научно-практическая конференция «Энергетика в современном мире» (тезисы докладов). - Чита: ЧитГУ, 2003. - 213 с. - С.28-30.

8. Басе М.С. Повышение эффективности работы ТЭЦ при помощи оптимизации. Молодые ученые Сибири: Материалы Всероссийской молодежной научно-технической конференции. - Улан-Удэ: Изд-во ВСГТУ, 2003. - 264 с. - С. 199-200.

9. Басе М.С. Способ загрузки производственного отбора. Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири. Материалы Всероссийской научно-практической конференции. - Иркутск: ИрГТУ, 2004. - 512 с. - С.219-222.

Подписано в печать 12.11.2004 г. Формат 60x8416 Объем 1,25 уч.-изд.л. Тираж 100 экз. Заказ №110

Отпечатано в типографии Читинского государственного университета, 672039, г. Чита, ул. Алекзаводская, 30

Введение

Глава I. Существующие научно-технических разработки по оптимизации ТЭЦ

1.1. Оптимизация тепловой схемы

1.1.1. Изменение параметров тепловой схемы и режимов работы турбоустановки

1.1.2. Перераспределение источников теплоты и использование резервов тепловой схемы

1.2. Оптимизация режимов работы оборудования

1.2.1. Методы и приемы оптимизации

1.2.2. Существующие методики оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ

1.3. Выводы и постановка задачи

Глава II. Экономические предпосылки повышения эффективности работы станции

2.1. Тарифная ситуация в регионе

2.2. Технико-экономические показатели станции

2.2.1. Динамика изменения технико-экономических показателей в течении года

2.2.2. Технико-экономические показатели Читинской ТЭЦ-1 за период с 1997 по 2002 год

2.3. Выводы

Глава III. Оптимальное распределение нагрузок меяеду турбоагрегатами

3.1. Методика определения энергетических характеристик турбоагрегатов по диаграммам режимов

3.1.1. Определение энергетических характеристик турбины типа

Т по диаграмме режимов

3.1.2. Определение энергетических характеристик турбины типа

ПТ по диаграмме режимов

3.2. Методы оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами

3.2.1. Оптимальное распределение нагрузок методом перебора всех вариантов

3.2.2. Оптимальное распределение нагрузок методом относительных приростов

3.3. Комплекс программ по расчету и оптимизации тепловой схемы

3.4. Методика расчета регенеративных схем турбин 75 3.4.1. Методика расчета турбины типа ПТ с одним отопительным отбором 77 3.4.1. Методика расчета турбины типа Т с одним отопительным отбором

3.5. Особенности расчета реальной тепловой схемы турбоагрегата

3.6. Выводы

Глава IV. Оптимизация тепловой схемы

4.1. Описание изменения тепловой схемы

4.2. Особенности расчета тепловой схемы усеченной турбины

4.3. Анализ результатов и выводы по сравнительному расчету

4.4. Выводы 107 Выводы по диссертации 108 Список литературы

Повышение эффективности работы теплоэнергетического оборудования всегда являлось приоритетным направлением в развитии энергетической науки.

Появление современных научно-технических разработок, новых материалов и технологий должно найти свое отражение в энергетике. Необходимо учитывать также возможности современных мощных компьютеров, позволяющих моделировать, проектировать и производить различные расчеты для энергетических задач в большем объеме и с большей скоростью.

Провал в развитии энергетики в нашей стране с начала 90-х годов XX века до сих пор дает о себе знать, это отражается в низком потребления энергии во многих регионах.

Выход из строя старого оборудования из-за его старения и практически единичные вводы новых энергетических мощностей - все это заставляет более серьезно подойти к работе существующих станций.

При наметившёмся в последние годы экономическом росте может возникнуть дефицит энергетических мощностей. Строительство новых станций требует больших капитальных вложений, при этом на многих станциях имеются внутренние энергетические резервы, выявление которых возможно при оптимизации работы теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Кроме того, решение задач по оптимизации работы ТЭЦ позволит повысить технико-экономические показатели станций, что приведет к повышению их конкурентоспособности на энергетическом рынке в условиях реструктуризации энергетической отрасли.

В настоящей работе поставлена задача исследования возможностей по оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ на основе реальных математических моделей турбоустановок и оптимизации тепловой схемы ТЭЦ.

В связи с этим целью работы являлось:

1. Исследование возможности создания оптимизационной модели распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ с поперечными связями на основе реальных математических моделей турбоустановок;

2. Создание компьютерной модели для расчета тепловой схемы ТЭЦ;

3. Разработка мероприятий по оптимизации тепловой схемы.

В качестве объекта исследования выбрана ТЭЦ-1 ОАО «Читаэнерго» г. Читы.

Диссертация состоит из введения, 4-х глав, заключения, списка литературы и приложения.

Основные результаты, изложенные в диссертации, опубликованы в работах [74-82].

1. Козлов Е.В., Осипенков Н.А., Мельников Б.Н. Режим горячего резерва для маневренных турбоагрегатов ТЭС // Электрические станции. -1986.-№6.-С. 31-33.

2. Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. Л.: Энер-гоатомиздат, 1986. - 248 с.

3. Сахаров A.M., Тажиев Э.М., Баринберг Г.Д. Повышение тепловой и электрической мощности турбины Т-250/300-240 частичным вытеснением регенеративных отборов пара на ПВД. Теплоэнергетика. -1984.-№ 12.

4. Бененсон Е.И., Иоффе JI.C. Теплофикационные паровые турбины. М.: Энергоатомиздат, 1986.

5. Иванов В.А., Серебряников Н.И., Богомольский Д.С., Использование энергоблоков ТЭЦ для прохождения минимума графика электрических нагрузок// Теплоэнергетика. 1984. - № 9.

6. Казаров С.А., Иванов В.А., Боровков В.М., Ванников В.В. Пути повышения тепловой мощности турбоустановок в период работы ТЭЦ с включенными ПВКУ/ Электрические станции. 1991. - №4. - С.35-39.

7. Иванов В.А., Безлепкин В.П., Михайлов С.Я. и др. Исследования режимов работы теплофикационных турбоустановок с переменной степенью регенерации. Повышение эффективности энергетического оборудования: Сб. науч. тр. /Труды ЛПИ №402 Ленинград, 1984.

8. Иванов В.А., Боровков В.М., Ванников В.В., Кутахов А.Г. К вопросу повышения маневренности ТЭЦ, работающих по тепловому графику. Изв. вузов, Энергетика. 1982. - № 7. - С. 39-43.

9. Симою Л.Л., Эфрос Е.И., Гуторов В.Ф., Лагун В.П. Теплофикационные паровые турбины: повышение экономичности и надежности. -СПб: Энерготех, 2001. 208 с.

10. Эфрос Е.И., Гуторов В.Ф., Симою JI.JI. и др. Повышение эффективности теплофикационных турбоустановок// Электрические станции. -2003. -№ 12.-С. 39-46.

11. Эфрос Е.И. Экономичность и надежность мощных теплофикационных турбин и пути их повышения. Автореферат дисс. на соискание ученой степени д.т.н., М., 1998, 40 с.

12. Безлепкин В.П., Михайлов С.Я. Регулировочный диапазон тепловых электростанций. Л.: Энергоатомиздат, 1990. - 168 с.

13. Зыкова С.А., Станиславский В.Я., Кроль Я.А. и др. Исследование работы блока мощностью 200 МВт при отключении подогревателя высокого давления// Теплоэнергетика. 1967 - №12. - С.29-32.

14. Будняцкий Д.М., Бененсон Е.И., Водичев В.И., Осипенко В.Н. О целесообразности получения дополнительной мощности от турбины типа Т-175/210-130 за счет отключения ПВД// Энергомашиностроение. -1980 № 3. - С.2-4.

15. Прокопенко А.Г., Леонков A.M., Мысак И.С. О возможности повышения номинальной мощности энергоблока 300 МВт при отключении регенерации// Электрические станции. 1978. - № 11. - С. 79-80.

16. Кириллов И.И., Иванов В.А., Арсеньев Л.В., Ходах Е.А. Повышение маневренности современных энергоблоков методом отключения ПВД// Теплоэнергетика. 1978. - № 2. - С. 70-77.

17. Будницкий Д.М., Бененсон Е.И., Водичев В.И., Осипенко В.Н. О целесообразности получения дополнительной мощности от турбин типа Т-175/210-130 за счет отключения ПВД// Теплоэнергетика. 1977. - № 7. -С. 7-10.

18. Киселев В.А. Экономичность турбоустановки К-200-130-3 после организации теплофикационного отбора// Электрические станции. 1986. -№ 12.-С. 25-26.

19. Качан А.Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций. Минск: Высш. школа, 1978. 288 с.

20. Иванов В.А. Стационарные и переходные режимы мощных паротурбинных установок. Л.: Энергия, 1971. 280 с.

21. Щербин В.И., Баубель А.А. Расчет измерений расходов тепла и топлива при отключении подогревателей высокого давления теплофикационных агрегатов// Электрические станции. 1980. - № 9. - С. 38—42.

22. Работа ТЭЦ в объединенных энергосистемах/ Под ред. В.П. Корытни-кова. М.: Энергия, 1976. - 216 с.

23. Аракелян Э.К., Макарчьян В.А. и др. Повышение маневренности турбоагрегатов ТЭЦ для участия их в прохождении провалов графиков электрической нагрузки// Теплоэнергетика. 2001. - №4. - С.37-42.

24. Аракелян Э.К., Серебрянников Н.И., Кудрявый В.В., Тажиев Э.И. О проблеме расширения регулировочного диапазона и повышения маневренности теплофикационного оборудования Мосэнерго. Вестник МЭИ. 1999. - №1. - С.26-32.

25. Иванов В.А., Боровков В.М., Венчиков В.В., Кутахов А.Г. К вопросу повышения маневренности ТЭЦ, работающих по тепловому графику// Изв. вузов. Энергетика. 1982 - № 7. - С.39-43.

26. Иванов В.А., Богомольский Д.С., Громов Б.Н. и др. Привлечение ТЭЦ к покрытию переменной части графика электрических нагрузок// Теплоэнергетика. 1986 - № 3. - С. 18-21.

27. Иванов В.А., Боровков В.М. Полиблочный принцип регулирования паротурбинных установок// Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1985. №2. С. 126-136.

28. Прокопенко А.Г., Леонков A.M., Мысак И.С., Дмитриев В.Е. Исследование и внедрение режимов скользящего давления на теплофикационном блоке 250/300 МВт//Теплоэнергетика. 1983. - № 8. - С. 6—10

29. Боровков В.М., Самаренко В.Н., Богомольский Д.С. и др. Проверка экономичности и надежности работы блока с турбиной Т-250/300-240 и котлом Т1Ш-210А при переводе на скользящее давление//Энергетик. -1978.-№ 1.- С. 9-10.

30. Богомольский Д.С. Исследование режимов работы мощных теплофикационных энергоблоков и систем их автоматического регулирования при различных программах регулирования мощности: Автореф. дис. канд. техн. наук. JL: ЛПИ, 1980 18 с.

31. Гельтман А.Э., Шапиро Н.И. Расчет коэффициентов изменения мощности теплофикационных турбин// Теплоэнергетика. 1975. - № 4. - С. 39-42.

32. Заславский С.А. Исследование тепловой экономичности и способов улучшения динамических характеристик блоков, регулируемых методом скользящего давления: Автореф. дис. канд. техн. наук. JI.: ЛПИ, 1972-27 с.

33. Иванов В.А., Серебряников Н.И., Кутахов А.Г. и др. Пути привлечения энергоблоков ТЭЦ к прохождению ночного минимума графика электрических нагрузок в энергосистеме//Теплоэнергетика. 1983. -№ 9. -С.21-24.

34. Хлебалин Ю.М. Малозатратные технологии модернизации действующих ТЭЦ// Промышленная энергетика. 2000. - №9. - С.29-32.

35. Хлебалин Ю.М., Баженов А.И., Захаров В.В. Перераспределение пара промышленного отбора между различными турбинами ТЭЦ// Промышленная энергетика. 1999. -№ 5.

36. Хлебалин Ю.М., Захаров В.В. Использование пара промышленных отборов турбин для выработки пиковой конденсационной электроэнергии на ТЭЦ// Промышленная энергетика. 1998. -№ 10.

37. Хлебалин Ю.М., Захаров В.В. Пути повышения эффективности использования промышленных отборов турбин ТЭЦ// Промышленная энергетика. 1997. -№ 8.

38. Хлебалин Ю.М., Захаров В.В. Применение испарителей на промышленных ТЭЦ// Промышленная энергетика. 1999. -№ 12.

39. Гитман М.И., Левин Л.И. Использование ТЭЦ в переменной части графиков электрических нагрузок//Теплоэнергетика. 1976. -№ 4. -С.51-57.

40. Иванов В.А. Проблема покрытия переменной части графиков энерго-потребления/Леплоэнергетика. 1983. -№ 6. - С.2-7.

41. Водкова Е.А., Волькенау И.М., Гитман М.И. и др. Работа ТЭЦ в объединенных энергосистемах. М.: Энергия, 1976. 216 с.

42. Шапиро Г.А., Эфрос Е.И. Эффективность перевода теплофикационных турбин в режим работы по электрическому графику// Теплоэнергетика.- 1980. -№ 12. С.40-42.

43. Кнотько П.Н., Ровек И.И., Щербина А.В., Яковлев Б.В. Проектные исследования работы ТЭЦ в маневренном режиме// Электрические станции. 1982.-№ 5.-С.17-21.

44. Мелентьев Л.А., Левенталь Г.Б., Чугреев В.А., Алиева М.Г. Современная концепция теплофикации страны// Теплоэнергетика. 1982. -№ 8.- С.8-13.

45. Урин В.Д., Кутлер П.П. Энергетические характеристики для оптимизации режима электростанций и энергосистем. М.: Энергия, 1974. -136 с.

46. Крумм JI.A., Мурашко Н.А., Мурашко Н.Г. Комплексный расчет краткосрочных режимов электроэнергетических систем на основе метода приведенного градиента. Изв. АН СССР «Энергетика и транспорт». -1971. -№1. - С.3-15.

47. Беллман Р.Д., Дрейфус С.А. Прикладные задачи динамического программирования. М.: Наука, 1965. — 457 с.

48. Маркович И.М., Лазебник А.И., Использование метода ветвей и границ в некоторых энергетических оптимизационных задачах// Электричество. 1970. - № 7. - С.65-70.

49. Андрющенко А. И., Аминов Р. 3., Хлебалин Ю. М. Теплофикационныеэустановки и их использование. М.: Высш. шк., 1989. - 256 с.

50. Андрющенко А. И., Аминов Р.З. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций. М.: Высш. шк., 1983. - 255 с.

51. Флос С.Л., Жалялетдинова В.К. и др. Оптимизация распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ с использованием ЭВМ// Энергетика и электрофикация. 1988. - № 3. - С.42-43.

52. Клер A.M., Скрипкин С.К., Деканова Н.П. Автоматизация построения статистических и динамических моделей теплоэнергетических установок// Изв. РАН. Энергетика. 1996. - № 3. - С.78-84.

53. Шмидт Р.А., Левин Л.А. Алгоритмы оптимизации тепловых схем ТЭЦ на ЭЦВМ методом кусочно-линейного программирования// Теплоэнергетика. 1971. -№ 5. - С.10-14.

54. Кроу К., Гамилец А., хоффман Т. и др. Математическое моделирование химических производств. М.: Мир, 1973. 392 с.

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

56. Вульфман Ф.А., Харьков Н.С., Куприянова Л.М. Применение модульного принципа для описания задач математического моделирования теплоэнергетических установок// Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1978. -№ 4. - С.129-136.

57. Кафаров В.В., Мешалин В.И., Перов В.Л. Принципы математического моделирования химико-технологических систем. М.: Химия, 1974. 344 с.

58. Боровков В.М., Казаров С.А., Кутохов А.Г. и др. Автоматизированное проектирование тепловых схем и расчет переменных режимов ПТУ ТЭС и АЭС// Теплоэнергетика. 1993. - № 3. - С.5-9.

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

60. Попырин Л.С., Самусев В.И., Эпелыптейн В.В. Автоматизация математического моделирования теплоэнергетических установок. М.: Наука, 1981.236 с.

61. Клер A.M., Деканова Н.П., Щеголева Т.П. и др. Методы оптимизации сложных теплоэнергетических установок. Новосибирск: «Наука», Сибирская издательская фирма, 1993. 116 с.

62. Карпов В.Г., Кесельман Д.Я., Подкорытов В.Н. Алгоритмы преобразования ориентированного графа в бесконтурный// Тр. Иркутского семинара по прикл. Математике. Иркутск, 1969. Вып.1. С.64-81.

63. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-100-90-6 (ВК-100-6) JIM3 после реконструкции с устройством регулируемого теплофикационного отбора.

64. Горшков А.С. Технико-экономические показатели тепловых электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1984. 240 с.

65. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата ПТ-60-90/13 (ВПТ-50-2) ЛМЗ.

66. Инструкция по эксплуатации турбины ПТ-65/75-90/13.

67. РД 153-34.1-30.737-97 Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата ПТ-65/75-13 0/13 ЛМЗ

68. Качан А.Д., Муковозчик Н.В. Технико-экономические основы проектирования тепловых электрических станций. Мн.: Высш. школа, 1983.-159 с.

69. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. М.: Энергия, 1980. - 424 с.

70. Баженов М.И., Богородский А.С., Сазанов Б.В., ЮреневВ.Н. Под ред. Е.Я. Соколова. Промышленные тепловые электростанции. М.: Энергия, 1979.-296 с.

71. Басс М.С., Середкин А.А. Потенциал энергосбережения для комплекса «ТЭЦ-потребитель». Региональная научно-практическая конференция «Реформирование жилищно-коммунального хозяйства» (материалы конференции). Чита. ЧитГТУ, 2002. - 175 с. - С. 119- 121.

72. Басс М.С. Особенности расчета реальной тепловой схемы турбоагрегата. Вторая межрегиональная научно-практическая конференция «Энергетика в современном мире» (тезисы докладов). Чита: ЧитГУ, 2003. - 213 с. - С.28-30.

73. Басс М.С. Повышение эффективности работы ТЭЦ при помощи оптимизации. Молодые ученые Сибири: Материалы Всероссийской молодежной научно-технической конференции. Улан-Удэ: Изд-во ВСГТУ, 2003.-264 с.-С. 199-200.

74. Басс М.С. Способ загрузки производственного отбора. Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири. Материалы Всероссийской научно-практической конференции. -Иркутск: ИрГТУ, 2004. 512 с. - С.219-222.