автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Повышение надежности эксплуатации барабанных котлов высокого давления оптимизацией работы система впрыска

На правах рукописи

ВЕРХОВСКИЙ ГЕОРГИЙ ЕВГЕНЬЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ БАРАБАННЫХ КОТЛОВ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ ОПТИМИЗАЦИЕЙ РАБОТЫ СИСТЕМЫ

ВПРЫСКА

Специальность 05.14.14 - "Тепловые электрические станции, их энергетические системы и

агрегаты"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

МОСКВА-2010

004600555

Работа выполнена в ГОУВПО «Московский энергетический институт (Технический университет)» на кафедре Котельных установок и экологии энергетики.

Научный руководитель: кандидат технических наук

доцент Аникеев Александр Викторович

Официальные оппоненты: доктор технических наук

профессор Очков Валерий Федорович кандидат технических наук

старший научный сотрудник Вихрев Юрий Васильевич

Ведущая организация: НПП «ЮгОРГРЭС»

Защита состоится й/!Р£/1?/ 2010 года в (т_ часлЯйлин. в аудитории т

на

заседании диссертационного совета Д 212.157.07 при Московском энергетическом институте (Техническом университете) по адресу: г. Москва, ул. Красноказарменная, 17.

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

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

. (ТУ)

Автореферат разослан _2010 года

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.157.07

К.Т.Н., доц.

Ильина И.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В настоящее время продолжавшаяся вторую половину XX века тенденция уменьшения роли барабанных котлов в отечественной электроэнергетике, наметившаяся в связи с появлением блоков СКД и ряда других факторов, сменилась на противоположную. Это объясняется несколькими причинами, в том числе внедрением парогазовых технологий, основой которых являются котлы-утилизаторы, как правило, барабанного типа. При этом, абсолютное большинство барабанных котлов - это барабанные котлы высокого давления. Таких котлов на отечественных ТЭС количественно установлено больше, чем паровых котлов всех других конструкций вместе взятых. В этой связи необходимость повышения надежности их работы не вызывает сомнения.

По различным опенкам около двух третей всех отказов паровых котлов происходит по причине повреждения поверхностей нагрева, из которых свыше половины приходится на долю пароперегревателя. Обследование металла показывает, что, практически всегда, эти повреждения связаны с длительным превышением значения температуры стеккк над расчетным. Уменьшение их числа, особенно в области температур выше 500 °С, где влияние температуры особенно велико, может быть достигнуто, в первую очередь, облегчением температурного режима металла в условиях эксплуатации на действующей ТЭС. Это мероприятие, основанное на оптимизации работы системы впрыска, требует значительно меньших затрат, чем дорогостоящие реконструкции котла. Также путем правильного ведения процесса регулирования температуры пара можно обеспечить соответствующие скорости подъема этой величины при пусках котлов, что особенно важно для уменьшения числа повреждений толстостенных элементов пароперегревательных трактов.

Таким образом, задача оптимизации режимов работы системы впрыска на барабанных котлах высокого давления крайне актуальна, поскольку ее решение позволяет существенно повысить надежность их работы.

Цель работы состояла в изучении процессов, приводящих к повреждениям котельного оборудования из-за неоптимальной работы системы впрыска, и разработке мер, позволяющих избежать этих повреждений.

Задачи исследования.

Анализ процессов, происходящих в пароперегревательных трактах барабанных котлов, и выявление различных факторов, приводящих к понижению надежности работы котельного оборудования.

Сравнение влияния различных схем и технологий регулирования температуры пара на режимные факторы, определяющие надежность работы котельного оборудования.

Оптимизация режимных, схемных и алгоритмических решений в части регулирования температуры пара, позволяющих повысить надежность котельного оборудования.

Проверка сделанных выводов и разработанных решений в промышленных условиях на действующих электростанциях.

Научная новизна.

Оптимизирована методика ОРГРЭС для расчета надежности металла труб пароперегревателей в зависимости от эксплуатационных условий.

Впервые разработана диаграмма режима работы системы впрыска, позволяющая вести анализ температурного режима работы пароперегревателя. С ее помощью даны рекомендации по оптимизации регулирования температуры пара на барабанных котлах.

Показано, что применение схемы регулирования температуры пара впрыскс питательной воды облегчает условия работы металла перегревателя в сравнении альтернативной схемой впрыска собственного конденсата.

Показано, что при понижении температуры пара за котлом режимными метода;, происходит рост ее значения в промежуточных ступенях пароперегревателя.

Показано, что наличие на котле схемы промывки всего пара стопроцентны расходом питательной воды оправдывает использование на нем схемы впрыа питательной воды.

Разработаны методические основы программирования температуры пара за котло при пуске. Показана необходимость расчета характеризующих пуск величин перс розжигом котла на основании исходного теплового состояния оборудования.

Достоверность полученных результатов подтверждается условиями промкшленшя эксперимента, проведенного в условиях действующих ТЭС. Основные научнк положения, изложенные в работе, согласуются с литературными данными.

Практическая ценность работы. Разработана диаграмма режима работы систем впрыска. С сс помощью даны рекомендации по ишимизации регулирования перегрева помощью впрыска. Показано, что регулирование температуры пара впрыском питательной воды облегчает условия работы металла труб перегревателя в сравнении с использованием для этой цели впрыска собственного конденсата. Показано, что при снижении температуры пара за котлом возможен ее рост в промежуточных ступенях пароперегревателя. Проведен анализ пусковых режимов котельного оборудования. Разработанные алгоритмы программирования температуры свежего пара позволяют автоматизировать пуски котельного оборудования. Результаты работы могут быть использованы проектными, конструкторскими, наладочными' и эксплуатационными организациями для повышения надежности работы барабанных котлов.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы были доложены на 12-!5-ой Международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2006-2009 г., Москва), на семинарах кафедры КУиЭЭ МЭИ (май 2009, ноябрь 2009, февраль 2010) и на НТО РАО «ЕЭС России» «О применении на барабанных котлах высокого давления впрыска питательной воды» 22 мая 2007 года. Результаты работы были использованы при написании проекта стандарта организации НП ИНВЭЛ «Паровые котельные установки. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования» и подготовленного Департаментом генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей ОАО РАО «ЕЭС России» «Типового руководства по эксплуатации паровых котлов высокого и сверхкритического давления».

Личный вклад автора. Разработка диаграммы режима работы системы впрыска, участие в проведении испытаний на котлах ТП-108 и ТП-87 и проведение анализа экспериментальных данных, анализ пусковых режимов тепломеханического оборудования, участие в разработке и наладке алгоритмов программирования температуры перегретого пара.

Публикации. Основное содержание работы отражено в К) публикациях.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованной литературы. Работа содержит 157 страниц машинописного текста, 63 рисунка, 20 таблиц, библиография содержит 88 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во Введении показана актуальность рассматриваемой в диссертации темы. Продемонстрировано, что без решения проблемы повышения надежности работы

■>абанных котлов ТЭС невозможно обеспечить надежную работу энергосистем на эвне, отвечающему современным требованиям.

В первой главе проведен обзор литературных данных по связи между процессом гулирования температуры пара на барабанных котлах с помощью впрыска и цежностью работы их оборудования. На основании проведенного обзора ормулированы основные задачи исследования.

Вторая глава посвящена вопросам оптимизации регулирования температуры пара и работе в режиме регулирования мощности. Имеющаяся статистика отказов котлов идетельствует о том, что надежность работы пароперегревателей имеет сильную висимосгь от температуры пара внутри их труб. Для количественной оценки влияния мпературы на надежность была оптимизирована методика ОРГРЭС, позволяющая ;енить зависимость величины остаточного ресурса металла пароперегревателя от мпературы пара внутри его труб через величину температуры металла. Для расчета таточного ресурса была выведена формула: 1

Г..,„ =

п с жсп

у_§>_ ' (1)

г=\ рат,

где п - число различных температурно-силовых режимов (режимов, различающихся мпературой металла пароперегревателя и приведенным напряжением внутри его труб), в угорых эксплуатируется пароперегреватель, 8; - относительная доля длительности /-того жима в общем времени эксплуатации, Грм, - назначенный ресурс в /-том режиме, т,кдп -земя, которое пароперегреватель находится в эксплуатации. Главное отличие от метода РГРЭС заключается в ненужности трудоемкого расчета промежуточной величины гносительной повреждаемости. Величина Граз/ берется из соответствующих справочников пя конкретной стали по значениям температуры металла и приведенного напряжения, ^растеризующим соответствующий температурно-силовой режим. Указанные величины огут быть рассчитаны по нормам расчета на прочность и гидравлического расчета отельных агрегатов в зависимости от температуры и давления пара внутри ароперегревателя.

По предложенной методике был проведен расчет остаточного ресурса ступени ароперегревателей котлов паропроизводительностью 430 т/ч, работающих в диапазоне емператур 500...550 °С в диапазоне нагрузок 50... 100 %% номинальной, изготовленных :з стали 12Х1МФ при сжигании газа. Результаты расчета представлены на рисунке 1. Сорошо видно, что влияние температуры металла на его надежность крайне велико снижение температуры пара на 50 °С увеличивает ресурс металла вшестеро).

Методика расчета остаточного ресурса легко изменяется, если в будущем ожидается шой режим эксплуатации (назовем его вторым, в отличие от предыдущего - первого). В том случае расчет ведется по выведенной формуле:

Л ™

т УУ

ост г) с '

У м ' (2)

где - относительная доли длительности ¡-того температурно-силового режима в общем времени эксплуатации; тг,1 - значение параметра - наработка в /-том

резг

режиме, а 7"ргз/ - назначенный ресурс в этом режиме) в первом эксплуатационном режиме в /-том температурно-силовом режиме, т - число этих температурно-силовых режимов (для

отличия от температурно-силовых режимов во втором эксплуатационном режиме, число которых равно я).

I емпера гура парс,

Рис. 1. Завнс«5;есть остаточного ресурса металла от температуры пара ка разных иагру.ках.

Рост температуры пара в пароперегревателе может быть связан со множеством причин. В частности, в диссертации было показано, что к ухудшению теплового режима могут приводить глубокие разгрузки котла при наличии развитой радиационной части, использование рециркуляции дымовых газов в топку при работе в режимах, близких к номинальным, завышение площади пароперегревателя при проектировании. В силу конструктивных особенностей барабанных котлов добиться установления температуры пара за котлом на номинальном значении можно изменяя относительную долю впрыска. В этой связи было проанализировано влияние впрыска на тепловой режим пароперегревателя.

Рассмотрим часто встречающуюся на практике схему регулирования тремя впрысками (рисунок 2). При такой схеме была выведена зависимость энтальпии пара за котлом 1ц от суммы расходов:

1о, 2Х, -■^Н-дл«,

(3)

ц,

где я5 - энтальпия пара, поступающего из барабана в пароперегреватель, Qi -гепловосприятие участка пароперегревателя перед /-тым впрыском (£>4 в данном случае это тепловосприятие участка за последним впрыском), Д, - паропроизводительность котла, м,1Ш --- и,-к - разность между энтальпиями пара на входе в пароперегреватель (Л,) и впрыскиваемой среды (йВпр) (своеобразная степень «непрямоточности» котла: при равенстве ее нулю, энтальпии впрыскиваемой среды и пара на входе в пароперегреватель равны, что соответствует условиям работы прямоточного (в таких котлах отсутствует четкая граница между пароперегревательной поверхностью и остальными, поэтому весь котел можно рассматривать как пароперегреватель)), Дпр; - расход /-того впрыска, п -общее число впрысков. Видно, что эта зависимость является линейной.

В зависимости от величины г'-того впрыска энтальпия пара перед ним рассчитывается по выведенной зависимости (обозначения те же, что и в (3)):

"/"(О«* ) = ".+-

О. - о.,™ - Хо«„

№

Эта зависимость представляет собой гипербол}'. Режим работы пароперегревателя шет быть качественно проиллюстрирован в координатах «энтальпия пара -носительный впрыск» рисунком 3 (£)ь Д. и £)3 - соответственно расходы пара до рвого, второго и третьего впрысков). Из рассмотренной диаграммы видно, что добиться снижения температуры пара (следовательно, и металла перегревателя) можно 1еньшением расхода впрыска путем уменьшения его энтальпии в сравнении с энтальпией .ра, поступающего в пароперегреватель (например, подавая на впрыск питательную воду (есто собственного конденсата).

Ьтр Е)впр1

Рис. 2. Схема регулирования температуры пара за котлом тремя впрысками.

Н"з(ОвпРз) к":(Овпр:) к"1(ОтР!)

Относительный впрыск

Рис. 3. Диаграмма режима работы системы впрыска.

Также с помощью разработанной диаграммы была выведена зависимость, озволяюгцая рассчитать изменение энтальпии пара перед последним впрыском /:" при зменении на Л/з0 значения энтальпии свежего пара за котлом Ьц-О ___

(5)

Л"

^ Д/7,„-2Л„,-Д,'70+-

дл„

здесь 0 = ^0, - где и - число впрысков. Q, - тепло полученное на участке

М

ерегревателя между г-1 и ¿-тым впрысками, /г, - энтальпия г'-того впрыска, Д,Пр; - его асход.

Таким образом, из анализа диаграммы режимов системы впрыска и формул (4) и (5) идно, что температура пара в промежуточных ступенях может быть понижена, если на прыск подается среда с меньшей энтальпией, и при снижении температуры пара за отлом режимными мерами должен наблюдаться рост температуры пара, в промежуточных •пенях пароперегревателя. Одним из путей снижения энтальпии впрыскиваемой среды

является переход от схемы ре'улирования температуры пара впрыском собственного конденсата к впрыску питательной воды.

О

О 20 4С 60

Концентрация примеси в питательной воде, мкг/кг

Рис. 4. Зависимость концентрации в перегретом паре при налички промывки пара питательной водой от концентрации примеси в питательной воде.

При этом возникает проблема, связанная с тем, что с потоком питательной воды в перегретый пар вносится большее количество загрязнений, чем с собственным конденсатом.

Были выполнены оценочные расчеты влияния впрыска питательной воды в зависимости от его относительной величины (Д) и качества на кремнесодержание перегретого пара для заведомо «искусственных» условий, когда влажность пара на выходе из барабана и доля продувки являются наихудшими, допустимым ПТЭ, а генерация пара происходит по одноступенчатой схеме для условий промывки всего пара стопроцентным расходом питательной воды. На основании расчетов построена зависимость концентрации в перегретом паре при наличии промывки пара питательной водой от концентрации примеси в питательной воде (рисунок 4). Однако, при сравнении полученных результатов с результатами прямых замеров ЦКТИ на ряде ТЭС получаюсь сильное расхождение. Это связано с ненадежной работой промывочных устройств и не использованием схемы промывки всего пара стопроцентным расходом питательной воды. Вместе с тем, для большинства указанных ТЭС переход на впрыск питательной воды при существующем ее качестве не должен вызвать ухудшения качества перегретого пара сверх допустимых норм.

В целом, проведенные теоретические исследования позволяют дать надежные рекомендации по улучшению температурного режима пароперегревателей барабанных котлов при работе в режиме регулирования мощности с помощью оптимизации работы системы впрысков.

Третья глава посвящена вопросам оптимизации регулирования температуры пара при работе в режиме регулирования мощности. В отличие от стационарных режимов (режимов регулирования мощности), при пуске котла на надежность его работы решающее влияние оказывает не абсолютное значение температуры пара в силу кратковременности таких режимов, а скорость ее подъема, и ошибочные действия персонала. Решение указанной проблемы связано с автоматизацией программирования температуры кара за котлом при пуске и пуска котла вообще.

Были проанализированы различные технологи пуска котельного оборудования в составе различных технологических схем. В результате анализа было показано, что пуск

тла (блока) может быть разбит в общем случае на пять этапов. Нулевой этап: этап дготовки котла (энергоблока) к пуску. Первый этап: этап розжига горелок котла или зовой турбины, начало собственно пуска, подъем температуры пара за котлом до скового значения (или до номинального с последующим подключением к ¡щестанционному коллектору, для котлов ТЭС с поперечными связями), подъем расхода плива от пускового до толчкового значения. Второй этап: подача пара на паровую рбину и синхронизация генератора с сетью. Третий этап: этап подъема температуры пара ) номинального значения, нагружение блока до заданной нагрузки. Четвертый этап: :реход от пускового процесса к работе в регулировочном диапазоне. На этом этапе давление энергоблоком (котлом) передается регулятору мощности блока, либо главному :гулятору (на ТЭС с поперечными связями). Количество реализуемых этапов и набор гераций, проводимых на них, зависит от теплового состояния оборудования.

Предлагаемый принцип работы алгоритма программирования температуры пара за углом может быть проиллюстрирован рисунком 5. На первом этапе пуска регулятор гключсп и находится в «спящем» режиме, контролируя наличие условий для включения трыска. Второй и четвертый этап характеризуются тем, что задание регулятору постоянно а всем протяжении этапа и равно соответственно пусковой и номинальной температурам. :а третьем этапе в алгоритм регулятора выдается задание, которое обеспечивает еобходимую для нормального пуска динамику подъема температуры перегрева.

2 с

о а я п я о< сз с я

о. £

а

а <и с г

О)

Н

Этап

Включение регулятора на поддержание пусковой температуры

Начало пуска \

Г' \

Розжиг котла \

Включение регулятора на поддержание номмальнойтёмпературы

2

Время

Рис. 5. К работе программатора на различных этапах пуска.

Была определена оптимальная с точки зрения автоматизации технология пуска котельного и блочного оборудования. Главной ее особенностью является непрерывная форсировка по топливу на первом этапе пуска (рисунок 6) в виде линейной функции. Для этого рассчитываются значения пускового и толчкового расходов топлива, а также скорость увеличения расхода топлива. Все эти параметры на конкретном объекте при сжигании конкретного вида топлива зависят, прежде всего, от исходного теплового состояния оборудования.

Включение впрыска

(шил

В—Втол 11=100 %

В—Впуск

и-0 %

Температура пара за котлом Давление в барабане

Степень открытия БРОУ

.. Расход топлива на котел

Выдержка на пусковом расходе

Время

Рис. б. К технологии пуска котла на первом этапе.

При пуске блока регулятор сброса пара в конденсатор воздействует на паровой клапан БРОУ и поддерживает текущее давление пара перед ШЗ, величина которого определяется тепловым состоянием паровой турбины. Подъем параметров на котле, при поддержании постоянного давления пара перед ГПЗ приводит к полному открытию парового клапана, после чего регулятор давления отключается. Помимо расходных характеристик топлива, на нулевом этапе рассчитываются толчковые значения первичного и вторичного перегревов. При этом температура пара за котлом при расходе топлива равным толчковому значению должна быть выше толчковой. Избыток теплоты в этом случае снимается впрыском, на регулирующие клапана которого действует регулятор температуры пара с заданием равным толчковой температуре, включающийся при достижении температурой пара толчкового значения. Подобная технология имеет своей особенностью включение регулятора температуры пара на поддержание толчковой температуры пара до подачи его на турбину, что позволяет использовать положительный эффект преодоления тепловой инерции котла с помощь увеличенных форсировок топлива. Раннее же введение регулятора перегрева позволяет не уменьшать расход топлива перед разворотом паровой турбины, что затруднило бы автоматизацию процесса.

Также перед розжигом производится расчет времени, необходимого для прогрева турбины, и необходимая скорость подъема мощности. В этот период регулятор температуры пара по-прежнему держит толчковую температуру, а регулятор топлива поддерживает толчковый расход. По истечении рассчитанного времени начинается третий этап - подъем температуры свежего пара до номинального значения со скоростью, также рассчитываемой перед розжигом, а расхода топлива таким образом, чтобы обеспечивалось ншружение блока с рассчитанной скоростью. Нагружение энергоблока с этой скоростью осуществляется при неизменном положении регулирующих клапанов ЦВД турбины вплоть до выхода на номинальное давление свежего пара или окончания нагружения на промежуточной нагрузке. После этого регулятор топлива отключается, а воздействие на его подачу осуществляет регулятор мощности блока. Также и регуляторы температуры пара при достижении номинальных параметров включаются на их поддержание. Этот период соответствует четвертому этапу.

Автоматизация пуска котла (энергоблока) достигается путем внедрения алгоритмов функционально-группового управления (ФГУ), которое должно подчиняться требованиям иерархичности и разбиения оборудования на функциональные группы. Эти требования могут быть продемонстрированы следующей таблицей.

Таблица 1. Уровни организации ФГУ.

зовень эархии Технологическое оборудование Элемент управления Задачи управления.

1 Котельная устанозка (энергоблок) Координирующее устройство Запуск и останов выполнения отдельных программ с целью обеспечения требуемой выработки мощности и пусковых параметров перегрева и недопущения выхода значений критериев надежности за допустимые пределы.

2 Технологический узел Функциональная группа Выполнение программ по команде с уровня координирующего устройства, путем выдача команд на приводы и двигатели исполнительных устройств согласно программе.

3 Запорно-регулирующая арматура, горелки, механизмы собственных нужд и т.д. Привод, двигатель и т.д. Выполнение команд, поступающих с уровня функциональных групп.

Как видно из таблицы, программирование температуры пара должно происходить на звне координирующего устройства. При этом общий принцип построения эграмматора выглядит следующим образом. Программатор включается одновременно с ¡жигом котла или газовой турбины, то есть в момент начала первого этапа пуска. На >м этапе регулятор работает в «спящем» режиме, отслеживая достижение температурой за толчкового значения. Как только оно достигнуто, регулятор, воздействуя на клапана рыска, начинает поддерживать толчковую температуру пара. После сбора всех условий, збходимых для разворота турбина, и подачи на нее пара, начинается второй этап пуска. . этом этапе регулятор продолжает поддерживать пусковое значение температуры пара, юле синхронизации генератора паровой турбины с сетью начинается третий этап, на гором регулятор поднимает температуру свежего пара с рассчитанной скоростью. При стижении ею номинального значения регулятор переходит на его поддержание.

В целом, проведенные исследования позволили сформулировать основные инципы разработки алгоритмов программирования температуры свежего пара на рабанных котлах в пусковых режимах работы.

В четвертой главе представлены результаты внедрения теоретических разработок, нсанных во второй и третьей главе на действующих ГЭС.

На котле ТП-108 было проведено исследование влияния различных схем гулирования температуры пара на тепловой режим пароперегревателя. На рисунке 7 ображека его схема (показан один поток), регулирование ведется тремя впрысками. В язи с ненадежностью работы системы впрыска собственного конденсата по нашему едложению было принято решение о демонтаже конденсационной установки и переходе впрыск питательной воды (рисунок 8, нитка А).

После реконструкции схемы впрыска были проведены испытания пароперегревателя различных нагрузках и видах топлива. Их результаты сведены в следующую таблицу:

Таблица 2. Результаты испытаний пароперегревателя котла ТП-108 после перехода на

впрыск, питательной воды.

№ Поток Нагрузка Температура Температура пара в характерных точках, 450 °С

опыта питательной барабан ВПО-1 ВПО-2 ВПО-3 Свежий

водь:, °С ДО за ДО за ДО за паи

А 100% 244 336 483 411 502 495 518 518 55*5

Б 336 430 393 476 460 506 506 537

2 А 100 % 245 336 467 420 504 503 534 524 554

5 336 431 420 481 461 510 508 536

3 А 100 % 241 335 467 382 480 480 524 518 539

Б 335 440 370 476 442 485 477 516

4 А 100% 245 337 451 378 489 489 532 525 550

Б 337 447 366 479 442 479 484 510

5 А 100% 242 335 433 35С1 489 469 513 504 525

№ Поток Нагрузка Температура Температура тара в характерных точках, 450 °С

опыта питательной барабан I ВПО-1 ВПО-2 ВПО-3 Свел

воды, "С | ДО за ДО за до за па]

6 А 60% 225 330 436 383 481 479 523 516 53

7 А 50% 210 326 | 433 390 485 479 528 518 53

Рис. 7. Схема первичпого пароперегревателя котла ТП-108.

По результатам испытаний был разработан температурный трафик-задание работы перегревателя (рисунок 9), в соответствии с которым проводились два варианта расчета сопротивлений линий подвода: первый — применительно к схеме впрыска питательной воды, второй — для сравнения — к проектной схеме впрыска собственного конденсата. Результаты расчёта потерь давления на линиях впрысков представлены ниже.

3/" Й И » """ '"

_ !■. Г.З-Ы Г 1

Рис. 8. Схема реконструкции лини Г: впрыска.

Рис. 9. График-задание работы пароперегревателя.

I ШС1СМЫ ВПрЫСКа ДЛЯ ДБу'

№ 11/П Наименование величины Вариант 1 Вариант 2

Впр. 1 | Впр. 2 Впр. 1 | Впр. 2

1. Давление охлаждающей воды на впрыск в месте отбора 14.9 14.55

2. Давление пара в пароохладителе 14.3 14 14.3 14

3. Нивелирный напор в линии впрыска 0.173 0.176 -0.041 -0.038

4. Потеря давления в трубопроводе впрыска (без учета форсунки и сужающего устройства) 0.063 0.02 0.083 0.026

5. Потеря давления в форсунке 0.29 0.09 0.38 0.12

6. Потеря давления на СУ фактическая 0.04 0.02 0.053 0.027

7. Суммарная потеря давления в трубопроводе впрыска (без регулирующего клапана) 0,393 0.13 0.516 0.173

8. Разрежение, создаваемое эжектисуюшим соплом 0.227 0.327 0.216 0.322

9. Располагаемый напор в трубопроводе впрыска 0.654 1.051 0.507 0.91

10. Перепад давления на регулирукияем клапане 0.261 0.921 0 0.737

Таким образом, при наличии проектной схемы впрыска собственного конденсата абота по предложенному графику-заданию невозможна. Причинами этого являются отребность в большем расходе впрыскиваемой среды во втором случае и меньший ерепад давления между местом отбора среды на впрыск и пароохладителями. Был роведен расчет максимальной пропускной способности лини впрыска-2, который показал, го возможна его загрузка на величину расхода собственного конденсата, которую не ропускает линия впрыска-1. При этом температура перед вторым впрыском возрастает на 4 °С (506 °С против 462 °С) в сравнении со схемой впрыска питательной воды, 'емпература металла разверенных труб при этом окажется еще выше, на уровне примерно 25-530 °С, где, как было показано во второй главе (рисунок 1), происходит существенное мсньшенис остаточного ресурса. Таким образом, результаты промышленного ксперимента показали, что теоретически обоснованное во второй главе использование схемы регулирования температуры пара впрыском питательной воды для облегчения емпературкого режима .металла пароперегревателя подтверждается на практике.

Также применительно к этому котлу был рассмотрен вопрос об изменении емпературного режима металла пароперегревателя при понижении на 10 "С температуры пара за ним без уменьшения теплообменной поверхности. При этом, согласно разработанной диаграмме режима работы системы впрыска, происходит рост температуры пара в промежуточных сечениях пароперегревателя за счет роста впрыска. Расчет был проведен для трех вариантов с переносом «излишка» впрыска на каждый из существующих ВПО. Результаты расчета приведены на рисунке 10. Видно, что

происходит рост температуры пара в промежуточных ступенях, который тем опаснее, чем ближе к выходу из котла впрыскивается «излишек».

Рис. 10. Варианты работы системы впрыска.

Для опытной проверки эффекта роста температуры пара в промежуточных сечениях пароперегревателя при уменьшении температуры пара за котлом впрыском было проведено исследование теплового режима паропере!ревателя котла ТП-87 при различных температурах пара за ним. Схема пароперегревателя представлена на рисунке 11, системы впрыска на рисунке 12. На котле была существенно понижена номинальная температура пара за ним (с 570 до 550 °С) без реконструкции пароперегревателя. В результате производительность собственных конденсаторов оказалась недостаточной для обеспечения требуемой температуры пара за котлом, и пришлось пойти на «подмешивание» питательной воды.

Всего было проведено восемь опытов на различных нагрузках, при сжигании различных видов топлива и при разных схемах впрыска. На рисунках 13 и 14 показаны графики работы пароперегревателя при впрыске собственного конденсата и различной температуре за ним. Видно, что при понижении ее значения за счет увеличения впрыска происходит рост температуры пара в промежуточных ступенях пароперегревателя, в том числе в «критической» точке перед вторым впрыском, где при пониженной температуре пара за котлом происходит рост температуры пара свыше допустимого значения (в данном случае 506 °С).

На рисунке 15 представлен график работы пароперегревателя при впрыске питательной воды. Если сравнить его с рисунком 13, то по правому потоку хорошо видно положительное влияние регулирования температуры пара за котлом впрыском питательной воды. Температура в «критической» точке существенно ниже. Более высокие значения температуры пара по левому потоку объясняются неравномерностями топочного режима в процессе проведения опыта.

Представленные данные свидетельствуют о правильности сделанных во второй главе выводов касательно облегчения температурного режима пароперегревателя при регулировании температуры пара впрыском питательной воды и росте температуры пара в промежуточных ступенях при понижении ее значения за котлом режимными мерами.

Паре кондепсационую

Рнс. 11. Схема пароперегревателя котла ТП-87,

и

Рне. 13. График работы пароперегревателя при впрыске собственного конденсата и повышенной температуре

пара за котлом.

ЗУ

Рис. 14. График работы пароперегревателя при впрыске собственного конденсата и пониженной температу ре

пара за котлом.

Рис. 15 График работы пароперегревателя при впрыске питательной воды.

В рамках разработки и внедрения на ПГУ-130 МВт алгоритмов ФГУ котельным блочным оборудованием был разработан, в том числе, и алгоритм программатор температуры пара высокого давления за котлами-утилизаторами П-108. Как и бых предложено в третьей главе, программатор начинает работать на первом этапе пуска котл: утилизатора, после розжига соответствующей газовой турбины, которой предшеству« автоматическое заполнение котлов-утилизаторов. При этом на первом этапе пу

эграмматор работает в стерегущем режиме. Как только температура пара за котлом-ююатором достигает пускового значения., программатор включает регулятор шературы пара высокого давления на ее поддержание. Хотя при разработке этрамматора это значение задавалось равным 350 °С, в алгоритмах координирующего гройства предусмотрена функция фиксации теплового состояния блока, по которому, и наличии достаточного опыта эксплуатации, можно вести расчеты величин, растеризующих пуск, в том числе и пусковую температуру пара высокого давления, зеле подачи пара на турбину регулятор продолжает удерживать пусковое значение мпературы пара. Переход к ее подъему происходит не по сигналу о синхронизации нератора паровой турбины с сетью, как это было описано в третьей главе, а по ¡евышению частотой паровой турбины значения равного 90 % номинальной. Такое шение объясняется особенностью взаимодействия электротехнической и яломеханической частей АСУ Ш блока. Темп подъема температуры пара на третьем апе пуска равен 2 °С/мин. По достижению температурой пара номинального значения, 12К0Г0 520 "С, происходит включение регулятора температуры пара на поддержание •ого значения. Также алгоритмом предусмотрено обеспечение одновременных пусков (на ;ем этапе пуска, либо при подключении одного котла ко второму работающему) обоих зтлов-утилизаторов. В этом случае, при совпадении температуры за обоими котлами, гмпература пара за одним из них, «ведущим», увеличивается согласно требуемому 1ксну, а за вторым поддерживается равной температуре пара за первым. Маска заработанного алгоритма программатора на релейных элементах представлена на рисунке 6. Следует добавить, что в процессе проведения наладочных работ нам пришлось обавить блокировку в алгоритм регулятора, препятствующую выполнению импульсной оманды «Открыть» из указанного алгоритма в случаях, когда температура пара за ■прыском превосходит температуру насыщения при измеренном давлении менее, чем на 0 "С.

Зхо.Ж'/нт сигяаш Команды на регулятор

Рис. 16. ¡Маска алгоритма программирования температуры пара высокого давленая за котлом-

утилизатором.

В ходе разработки концепции логического управления блоком 200 МВт также был разработан алгоритм программирования температуры первичного пара за котлом ТГМЕ-206. Перед пуском блока происходит определение его исходного теплового состояния. В зависимости от него, а также от вида топлива, на котором производится розжиг (нефть, газ, газойл), происходит расчет величин, характеризующих пуск, о которых шла речь в третьей

главе. Регулирование температуры первичного пара ведется тремя штатными впрысками и одним пусковым. В качестве впрыскиваемой среды использована питательная вода, применена схема «постоянного расхода». Для предотвращения выбегов температуры пара по тракту первичного пара, регулирование при пуске ведется сразу всеми впрысками. Регуляторы основных впрысков взаимосвязаны - каждый предыдущий поддерживает перепад температур на последующем впрыске для обеспечения его диапазона регулирования. Алгоритм программатора помимо расчета текущего значения температуры за котлом, также рассчитывает и перепад температур на пусковом впрыске. Рассчитанное значение в качестве задания поступает в алгоритм регулятора впрыска-3. Во всех основных впрысках в качестве промежуточного параметра использован скоростной сигнал по температуре пара за пароохладителем. Для регулятора пускового впрыска регулируемым параметром является температура пара за пароохладителем. Задание формируется программатором температуры острого пара через специальный интегратор, входящий в схему пускового впрыска. По мере увеличения расхода воды на впрыск регулятор сначала полностью открывает клапан малого подвода, после чего воздействие переключается на клапан большого подвода. При этом регулирующий клапан малого расхода остается открытым. Закрытие происходит в обратном порядке. Поддержание на клапанах пусковых впрысков необходимого перепада давлений обеспечивается соответствующим регулятором, воздействующим на клапан сброса питательной воды в деаэратор. Регулятор поддерживает разность давлений в коллекторе впрысков и барабане котла и корректирует ее в сторону увеличения при открытии клапанов 1 впрыска и пускового более чем на 30 Ус. Общая схема работы системы регулирования приведена на рисунке 17. Технология программирования соответствует описанной в третьей главе.

В целом, представленные примеры демонстрируют различные аспекты регулирования температуры пара, и промышленную проверку теоретических выводов, сделанных во второй и третьей главе.

Рис. 17. Схема работы системы регулирования первнчного перегрева.

В Заключении подводятся основные выводы по диссертации, показывается единст всех ее глав и подчинение ее структуры общей цели.

выводы

1. Проведен анализ литературных данных показавший, что проблема повышения нежности оборудования барабанных котлов с помощью оптимизации регулирования ¿пературы пара за ними является актуальной.

2. Оптимизирована методика расчета, позволяющая связать количественный казатель надежности работы пароперегревателей - остаточный ресурс - с режимной шчиной - температурой пара в нем.

3. Выведены и проанализированы зависимости, описывающие температурное стояние пароперегревателя как функцию параметров впрыска. На основании анализа зрабогана диаграмма режима работы системы впрыска.

4. Показано, что температура пара по тракту пароперегревателя тем выше, чем льше величина впрыска и меньше разность энтальпий воды на впрыск и пара, ступающего в пароперегреватель.

5. Показано, что схема регулирования температуры пара за котлом впрыском [тательпой воды более предпочтительна с точки зрения надежности работы металла раперегревателя, чем схема с впрыском собственного конденсата. Это связано, как с геныпением общего расхода впрыска, так и с возможностью использования большего :репада давлений, что важно для увеличения расходов впрыска в первые по ходу пара фоохладители.

6. Показано, что при понижении температуры пара за котлом увеличением расхода ¡рыска происходит ее увеличение в промежуточных сечениях пароперегревателя.

7. Показано, что с точки зрения качества пара в условиях отечественных ТЭС )зможен отказ от использования схемы впрыска собственного конденсата, достаточным :ловием чего является стопроцентная промывка пара полным расходом питательной эды.

8. Показано, что пуск кстла (блока) в общем случае может быть разбит на пять гапов, каждый из которых характеризуется определенным состоянием программатора гмпературы пара за котлом. Показана необходимость выполнения предпусковых расчетов гличин характеризующих пуск. Разработаны алгоритмические основы рограммирования температуры пара за котлом.

9. Приведенные в диссертации рекомендации и сделанные в ней выводы прошли роверку промышленным экспериментом на действующем оборудовании ТЭС.

Основное содержание диссертации отражено в следующих публикациях:

1. Верховский Г.Е., Повышение надежности работы пароперегревателей ярабанных котлов оптимизацией регулирования перегрева впрыском Н )иергосбережение и водоподготовка, №1, 2010, стр. 50-52.

2. Верховский Г.Е., Лепаев П.А., Повышение надежности работы пароперегревателей барабанных котлов с помощью оптимизация регулирования перегрева Л Энергетик, №1,2010, стр. 25-28.

3. Лепаев П.А., Наумов С.А., Тугушев А.И., Верховский Г.Е., Автоматизация пусков энергетических котлов П Энергетик, № 10, 2009, стр. 8-10,

4. Верховский I .E., Оптимизация температурного режима металла труб перегревателя с по,мощью впрыскивающих пароохладителей Ц Новое в российской электроэнергетике, №7, 20Ö7, стр. 34-39.

5. Верховский Г.Е., О возможности регулирования температуры перегретого пара впрыском питательной воды на барабанных котлах высокого давления // Новое в российской электроэнергетике, №11, 2006, стр. 50-54.

6. Верховский Г.Е., Регулирование температуры перегретого пара ! барабанных котлах впрыском питательной воды // Новое в российски электроэнергетике, №6,2006, стр. 48-55.

7. Верховский Г.Е., Самойлов Ю.Ф., Лепаев П.А., Технологические алгоритм управления автоматизированными котельными // Тезисы докладов Пятнадцап международной научно-технической конференции студентов и аспирант «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». М.: МЭИ, 2009, том 3, стр. 147-148.

8. Верховский Г.Е., Самойлов Ю.Ф., Аникеев A.B., Регулирование перегрева барабанных котлах ПСУ и ПТУ впрыском питательной воды // Тезисы доклад Четырнадцатой международной научно-технической конференции студентов и аспирант «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». М.: МЭИ, 2008, том 3, стр. 100-101.

9. Верховский Г.Е., Самойлов Ю.Ф., О возможности применения на барабанш котлах высокого давления новой схемы регулирования перегрева // Тезисы доклад Тринадцатой международной научно-технической конференции студентов и аспирант «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». М.; МЭИ, 2007, том 3, стр. 100-101.

10. Верховский Т.Е., Самойлов Ю.Ф., Холшев В.В., Расчет теплообмена в топочн камере и ширмовом перегревателе энергетических котлов И Тезисы докладов Двенадоат международной научно-технической конференции студентов и аспирант «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». М.: МЭИ, 2006, том 3, стр. 130-131.

Подписано к печати МмШ

Печ.л. Тираж Заказ №

Типография МЭИ (ТУ), Красноказарменная, 13.

Введение.:.

Глава 1. Влияние регулирования температуры пара на надежность работы барабанного котла.

1.1. Особенности регулирования температуры пара на барабанных котлах.

1.2. Технологические схемы впрыска на барабанных котлах.

1.3. Влияние регулирования температуры пара на надежность работы барабанных котлов.

1.4. Постановка задачи и цели исследования.

Глава 2. Оптимизация регулирования температуры пара при работе в режиме регулирования мощности.

2.1 Критерии надежности работы пароперегревателей барабанных котлов в режиме регулирования мощности.

2.2 Причины ухудшения температурного режима пароперегревателя в режиме регулирования мощности.

2.3 Основные принципы оптимизации работы системы впрыска в режиме регулирования мощности.

2.4 Влияние впрыска питательной воды на ухудшение качества пара.

2.5 Выводы по главе.

Глава 3. Оптимизация регулирования температуры пара в пусковых режимах работы.

3.1 Влияние температуры пара на надежность работы толстостенных элементов барабанных котлов в пусковых режимах.

3.2 Технологии пуска барабанных котлов.

3.3 Оптимальные принципы организации САУ паровых котлов (энергоблоков).

3.4 Оптимизация алгоритмов программирования температуры пара.

3.5 Выводы по главе.

Глава 4. Оптимизация регулирования температуры пара на действующих ТЭС.

4.1. Изменение схемы регулирования температуры пара для повышения надежности пароперегревателей на барабанных котлах.

4.2. Исследование влияния понижения температуры пара за котлом режимными мерами на надежность работы пароперегревателя.

4.3. Разработка и внедрение алгоритмов функционально-группового управления на блоке ПГУ.

4.4. Составление алгоритмов программирования перегрева при разработке концепции автоматизированного управления конденсационным блоком 200 МВт.

4.5. Выводы по главе.

Поскольку согласно действующему законодательству электроэнергетика является основой функционирования экономики и жизнеобеспечения страны [1], то необходимость обеспечения надежности генерации электрической и тепловой энергии не вызывает сомнений. В настоящее время основой отрасли, как в России, так и в целом в мире, являются тепловые электрические станции. По состоянию на 31 декабря 2006 года [2] суммарная установленная мощность генерации зоны ЦЦУ составила 210,8 ГВт. При этом на долю ТЭС, ГЭС и АЭС приходится 68 %, 21 % и 11 % от нее (рис. 1). То есть, хотя ГЭС и АЭС играют заметную роль в генерации ряда стран, но, как видно из приведенных цифр, в нашей стране около двух третей электрической энергии по-прежнему вырабатывается на ТЭС. Следовательно, проблема надежного энергоснабжения населения и промышленности не может быть решена без обеспечения должной надежности технологического процесса на оборудовании ТЭС. А одним из важнейших технологических узлов таких электростанций являются котельные установки различных типов. Поэтому можно говорить о том, что надежность работы ТЭС и отрасли в целом, в решающей степени определяется надежностью работы котельных установок.

ТЭС

ГЭС

АЭС

Рис. 1. Распределение доли суммарной установленной мощности в российской электроэнергетике по типам станций.

Если рассмотреть структуру парка применяемых на российских ТЭС паровых котлов и сравнить их количество по типам [3, 4], то полученные данные покажут, что большая их часть это барабанные котлы высокого давления (рис.2).

1 ш2 □з D4 в5 □6

Рис. 2. Структура парка котельных агрегатов на российских ТЭС.

1 - котлы среднего давления: 2 - котлы высокого давиения 10 МПа;

3 - котлы высокого давления 14 МПа, работающие в составе станций с поперечными связями; 4 - котлы высокого давления 14 Ml 1а, работающие в составе станций с энергетическими блоками (включая котлы Черепетской ГРЭС на 18 МПа);

5 - прямоточные котлы докритического давления: 6 - прямоточные котлы сверхкритического давления.

Приведенные цифры свидетельствуют, что основой генерирующих мощностей отечественной электроэнергетики, являются ТЭС, в состав которых входят барабанные котлы высокого давления. В нашей стране таких агрегатов в несколько раз больше, чем котлов всех прочих типов вместе взятых. Однако на протяжении последней трети прошлого века внимание специалистов традиционно привлекали, прежде всего, прямоточные котлы СКД. Барабанные же котлы, котлы с естественной циркуляцией, пользовались существенно меньшим интересом.

Вместе с тем, наработка многих из них приближается, если уже не достигла, к 200 тыс. часов, остро встает проблема изнашивания основного оборудования. Она уходит своими корнями в 70-80- годы прошлого века: из-за фактического невыполнения плана ввода нового оборудования уже к началу 90~ годов примерно четверть электрической мощности генерировалась на устаревших электростанциях [5]. После развала СССР ситуация еще более ухудшилась, в результате доля генерации устаревшим оборудованием возросла до 40 %.

В связи с этим, в настоящее время остро встал вопрос об обеспечении дальнейшей надежной работы эксплуатировавшихся длительное время котлов. Это тем более актуально, что в современных условиях значительно разуплотнились графики нагрузки энергосистем, что приводит к возникновению новых требований к оборудованию станций, которое должно работать с большей маневренностью, чем это предусматривалось при его проектировании. В противном случае, учитывая юное и старение основных производственных фондов, это может привести к самым серьезным последствиям в масштабах не только отдельного энергетического объекта, но и всей ЕЭС. События 25 мая 2005 года доказали, что даже такая энергосистема, как московская, не застрахована от системных аварий с массовым отключением потребителей [6]. Причем было бы ошибочным думать, что источником таких аварий являются лишь неполадки в распределительных сетях, в то время, как «вылеты» генерирующих мощностей «раскачать» энергосистему не могут. Например, 10 ноября 2009 года из-за аварийного останова электростанции «Итайпу» десятки миллионов человек в Рио-де-Жанейро, Сан-Паулу и других городах на восточном побережье Бразилии и в Уругвае остались без электроэнергии более чем на два часа. Похожие события на ТЭС «Косово-В» (Сербия) в 2008 году несколько раз приводили к распаду «косовской» энергосистемы. 8 января 1995 года после аварии на Тбилисской ТЭЦ без электричества осталась вся восточная Грузия. 3 февраля 2003 года в результате аварии на ТЭС «Оран» развалилась алжирская энергосистема.

Задача предотвращения таких аварий лежит не только на специалистах-электриках, обслуживающих станционные и внешние электрические сети, но и на теплотехниках, которые должны обеспечить надежную работу технологического оборудования, пусть даже и имеющего большую наработку, в соответствии с графиком энергосистемы. А это в нынешних условиях возможно только при внедрении в эксплуатацию новых, более прогрессивных, подходов. Поэтому оптимизация режимов работы барабанных котлов высокого давления, в том числе и старых конструкций, это задача первостепенной важности.

Параллельно с этим, в связи с увеличением в отрасли роли парогазовых и газотурбинных технологий, появляется все больше паровых котлов-утилизаторов различных компоновок. Однако, несмотря на разнообразие технических решений, все эти котлы объединяет одно: это котлы с естественной циркуляцией (полуэкспериментальные прямоточные котлы-утилизаторы зарубежных фирм [7] пока в России не внедряются). И число парогазовых установок с такими котлами будет стремительно увеличиваться, поскольку преимущества такой технологии перед традиционными паросиловыми установками очевидны, что нашло отражение в документе «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года» [8]. В нем, среди прочего, сказано, что одним из приоритетов развития отечественной электроэнергетики на этот период станет «.техническое перевооружение тепловых электростанций на газе с замещением паросиловых турбин на парогазовые.».

В принципе, применение установок, в которых происходит утилизация тепла образующегося в результате проведения того или иного технологического процесса, не ново и хорошо известно [9]. Область применения таких установок крайне обширна и охватывает практически все отрасли промышленности, в которых используются высокотемпературные технологические процессы. Их внедрение обусловлено необходимостью экономии первичных топливных и тепловых ресурсов путем замены вторичными, а также недопущения теплового загрязнения окружающей среды. Чаще всего утилизация вторичного тепла осуществляется нагревом водяного теплоносителя отходами технологического процесса.

Однако в собственно электроэнергетике утилизационные технологии долго оставались невостребованными. Такое многолетнее невнимание к их применению на ТЭС, привело к значительному отставанию России в этой области от промышленно развитых стран Запада и Дальнего Востока (для сравнения в беднейшей стране ЕС Португалии сейчас вводится в эксплуатацию ТЭС из трех парогазовых блоков по 400 МВт [10], что для России является пока невозможным). Негативными следствиями этого стало то, что с одной стороны для газотурбинных и парогазовых установок, зачастую, не существует отечественного оборудования, соответствующего современным требованиям, и приходится использовать импортное или изготовленное по лицензии [11], ас другой, нет достаточного практического опыта его эксплуатации.

В результате владельцы отечественных ТЭС вынуждены закупать за рубежом не только газовые турбины, производство которых в СССР и России традиционно отставало от мировых стандартов, но также котлы-утилизаторы и паровые турбины. Это, в свою очередь, свидетельствует о серьезном кризисе отечественного котлотур б о с тр о ения, еще недавно бывшего одним из лучших в мире. В настоящее время производство газовых (по лицензии) турбин на JIM3 явно отстает от потребностей рынка. В производстве котлов-утилизаторов ситуация несколько лучше за счет работ, проводимых ЗиО, но и тут отставание от ведущих мировых производителей (прежде всего, «Сименс» и «Альстом») значительно. Фактически, отрасль находится сейчас в самом начале освоения новой технологии.

Происходящее в настоящее время и прогнозируемое в будущем увеличение доли выработки электроэнергии на утилизационных электростанциях ставит вопрос об обеспечении их надежной работы. А одной из составляющих обеспечения надежности утилизационных установок является обеспечение надежности котлов-утилизаторов, то есть барабанных котлов специального типа.

Таким образом, проблема обеспечения соответствующего качества эксплуатации паровых барабанных котлов не вызывает сомнения. Также не вызывает сомнения и то, что эта проблема выходит далеко за рамки отрасли, превращаясь в общегосударственную. И только комплексный подход к ее решению может привести к успеху. В частности, необходимым является не только обеспечение требуемой надежности при проектировании, но и в условиях эксплуатации, когда оборудование уже сконструировано и смонтировано, и задачей станции является его безопасная, надежная и эффективная эксплуатация. Причем все сказанное значительно более актуально для барабанных котлов, так как котлы традиционных паросиловых установок (в первую очередь ТЭС с поперечными связями, но, в не меньшей степени, и блочных ТЭС) в большей мере исчерпали свой ресурс, чем котлы СКД, и им, как уже говорилось, традиционно уделялось меньше внимания. А барабанные котлы-утилизаторы являются сравнительно новым для России оборудованием, которое освоено еще далеко не в полной мере.

Следует отметить, что хотя споры о целесообразности преимущественного использования котлов барабанного или прямоточного типа ведутся более пятидесяти лет, окончательного ответа на вопрос так и не дано. В период 5060- годов прошлого века выбор был сделан в пользу прямоточных котлов. Решающей оказалась возможность их использования на сверхкритические параметры, активно внедрявшиеся в то время [12]. В результате энергоблоки мощностью 250 МВт и выше выполнялись только с прямоточными котлами на сверхкритическое давление. Также активно внедрялись прямоточные котлы и на докритическое давление, что было связано с переключением в 40-годы отечественного машиностроения на оборонные нужды и отсутствием возможности выпускать соответствующее количество барабанов [13]. Однако такая тенденция расходилась с общемировой. За рубежом барабанные котлы занимали куда более важное место. Косвенно это признавалось и в СССР, так ТКЗ выпускал на экспорт барабанные котлы для блоков 300 МВт (например, котел Еп-920-17,6-543 для ТЭС «Вонг-Би», Вьетнам), у нас не внедряемые. Более того, опыт показал, что вопреки мнению энергетиков 50-60' годов барабанные котлы при прочих равных условиях значительно надежнее прямоточных [14]. Следовательно, можно ожидать, что в настоящее время и в ближайшей перспективе прямоточные котлы будут занимать нишу лишь в качестве оборудования СКД, в то время как на докритическом давлении (прежде всего, в бурно развивающихся утилизационных установках) основным оборудованием будет барабанных котел. Поэтому надежность энергоснабжения страны в части генерации электроэнергии на ТЭС в решающей мере зависит от надежности работы барабанных котлов, эксплуатируемых в энергосистеме.

С такой - системной - точки зрения одной из главных проблем при их эксплуатации является поддержание необходимых параметров пара за котлом. Эта задача особенно важна, если учесть, что генерация необходимого количества пара с требуемыми параметрами - это основная функция котельной установки, это самая важная технологическая задача при эксплуатации паровых энергетических котлов. Без выполнения этой функции невозможно обеспечить работу электростанции по диспетчерскому графику нагрузки. А решение этой проблемы впрямую связано с оптимизацией регулирования параметров свежего пара.

Однако указанная оптимизация имеет и ряд трудностей. Прежде всего, связанных с недостаточно полно учетом технологических аспектов процесса, имеющегося опыта. Если до середины пятидесятых годов прошлого века технологи активно работали над проблемой, предлагая различные пути ее решения, венцом чего стали работы проф. Долежала [15], то с появлением котлов СКД поиск новых решений, по сути, прекратился. В результате, существующие на сегодняшний день решения в этой сфере (впрочем, как и вообще в части эксплуатации барабанных котлов, например, применительно к скоростям пуска [16]) крайне консервативны и не учитывают накопленный более чем за полвека опыт. Как будет показано далее, оптимизация регулирования температуры пара позволяет существенно повысить надежность пароперегревателей: наиболее повреждаемых элементов котлов.

С другой стороны, колоссальное влияние на надежность работы котла оказывает «человеческий» фактор, фактор персонала. А это очень важный фактор, хотя и трудно оцениваемый количественно. Так, проведенный ОРГРЭС анализ причин отказов оборудования за один из прошедших годов на ряде ТЭС с блочными установками показал, что около пятой их части были вызваны «недостатками эксплуатации», при этом причины примерно 40 % отказов так и не были выяснены. Поэтому реальный вклад «недостатков эксплуатации» в их количество значительно выше. На ТЭС с поперечными связями ситуация, вероятно, хуже. Более того, оценить, в каких именно условиях проявится ненадежность оператора заранее практически невозможно. Даже в условиях широкой компьютеризации производства возможно появление самых неожиданных предпосылок к ошибочным действиям, например, такая специфическая особенность экранного интерфейса как цветовое решение видеограмм, может очень сильно сказаться на действиях персонала [17]. Единственный способ качественно переломить негативное влияние персонала на надежность работы котлов это максимально уменьшить его роль в технологическом процессе.

Следует отметить, что этот вопрос был в центре внимания энергетиков с самого зарождения отрасли, со времен Ползунова и Ватта. На их паровых машинах были установлены регуляторы уровня, которые автоматически синхронизировали расход пара и подачу воды [18]. С того времени, над проблемой в основном работали специалисты в области автоматического регулирования, такие как Е.П. Стефани, С.Г. Герасимов, И.И. Давыдов (хотя нельзя не назвать и технологов, занимавшихся оптимизацией режимов работы котельного оборудования: В.М. Калиничева, В.В. Холщева, Ю.В. Вихрева, Н.А. Никифорова). Результатом многолетней работы стало зарождение новой науки: теории автоматического управления, с помощью которой удалось создать регуляторы расхода и температуры пара за котлом, полностью выключившие человека из процесса регулирования этих величин в режиме несения диспетчерской нагрузки.

Однако для обеспечения надежной работы котла только автоматического регулирования (непрерывного управления) недостаточно. В нормальных условиях работы в регулировочном диапазоне регуляторы справляются со своей задачей, но в случаях нестационарных и аварийных режимов требуется использовать дискретные алгоритмы, выдающие не аналоговые, как при регулировании, а дискретные команды на приводы исполнительных устройств. Это достигается внедрением алгоритмов функционально-группового управления (ФГУ) оборудованием. Реализация этих алгоритмов обеспечивает автоматическое (без активного участия человека, но под полным его контролем) управление котельной установкой во всех режимах работы. Хотя основные требования к ФГУ и результатам его внедрения были сформулированы более 30 лет назад [19], тем ни менее использование этой технологической функции и по сей день изучено хуже всего. Отчасти это связано с тем, что широкое внедрение дискретной автоматики в условиях отсутствия или недостаточного развития цифровой техники было затруднительно. Поэтому вплоть до настоящего времени абсолютное большинство пусков котла, равно как и вообще оперативных переключений в схемах котельного оборудование, происходит под управлением человека.

С массовым распространением в конце XX века цифровой вычислительной техники эта проблема была принципиально решена. Запрограммировать алгоритм любой сложности и реализовать его дискретные команды на современных микропроцессорах не вызывает никаких затруднений. Поэтому уже более двадцати лет на различных электростанциях России происходит широкое внедрение программно-технологических комплексов (ПТК): «совокупности средств вычислительной техники, программного обеспечения и средств создания и заполнения машинной информационной базы при вводе системы в действие и при эксплуатации, достаточных для выполнения одной или более функций АСУ ТП» [20]. Среди них могут быть названы ПТК под торговыми марками «КВИНТ» [21], «САРГОН» [22], «Космотроника», «КРУИЗ» [23],

IT

Indastrial » и многие другие. Таким образом, применение ПТК позволяет в перспективе полностью передать управление котлами автоматике, оставив за человеком лишь функции наблюдателя, который вмешивается в технологический процесс только при отказе средств автоматики.

Однако полная автоматизация управления оборудованием возможна только после полной формализации в виде алгоритмов всей технологии управления им, то есть, по сути, записи инструкций по ведению режимов оборудования в виде логических программ. Кроме того, отдельные программы должны быть гармонизированы между собой и работать в комплексе. И эта задача должна решаться именно технологами. Решение указанной проблемы также связано, прежде всего, с вопросом поддержания параметров пара за котлом, поскольку именно это является той задачей, решению которой должна быть подчинена эксплуатация всего котельного оборудования.

Таким образом, проблема оптимизации регулирования температуры пара на барабанных котлах высокого давления крайне актуальна, особенно учитывая, что такие котлы являются, и будут являться в будущем, основой отечественной энергетики. Это относится как к эксплуатируемым, в том числе длительное время котлам, так и к вновь водимому оборудованию, включая котлы-утилизаторы. Правильное ведение указанного процесса обеспечивает требуемую работу всей станции по диспетчерскому графику сети. Его оптимизация должна вестись как по пути поиска новых технологических решений, так и внедрения технологических алгоритмов для управления котлом.

Результаты работы могут быть использованы проектными, конструкторскими, наладочными и эксплуатационными организациями для повышения надежности работы барабанных котлов. В частности, результаты диссертации использовались при написании подготовленного Департаментом генеральной инспекции по эксплуатации электрических станций и сетей ОАО РАО «ЕЭС России» «Типовом руководстве по эксплуатации паровых котлов высокого и сверхкритического давления» [88].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

В представленных четырех главах и Введении был дан ответ на вопрос о том, каким образом можно повысить надежность работы котельного оборудования с помощью оптимизации регулирования температуры свежего пара. Ключом к решению проблемы является регулирование температуры пара в статике и динамике не только в конечной точке за котлом, но и по всему перегревательному тракту при максимальной автоматизации процесса.

Разумеется, такая постановка вопроса не уменьшает требований к иным методам повышения надежности работы котельного оборудования и ее контроля - прежде всего к периодической вырезке металла. Однако у предложенного нами пути есть преимущество: он «активный», в то время, как вырезка металла, метод, все-таки, пассивный, носящий информационный характер. Также у предложенного пути есть то несомненное преимущество, что этот метод является единственным, который остается в руках наладчика и эксплуатационника, когда котел смонтирован и находится в опытной или промышленной эксплуатации. Именно на этой стадии выплывают на поверхность все просчеты и недостатки, допущенные на предыдущих стадиях жизненного цикла котла: при проектировании, изготовлении и монтаже. И теперь только от искусства наладки и эксплуатации зависит, удастся ли нивелировать указанные просчеты с минимальными затратами. И если задача решится чисто режимными мерами, не прибегая к дорогостоящим реконструкциям котла и переделке монтажа, то это наилучший итог. Именно этому и была посвящена настоящая работа, именно с таких позиций следует делать выводы по всей работе.

Во Введении была показана актуальность проблемы. Тепловые электрические станции, несмотря на значительную роль атомных и гидравлических, несмотря на бурное развитие нетрадиционных источников электроэнергии, появление микроэнергетики и иных решений, это по-прежнему основа отрасли. И хотя уже почти полувека прошло со времени пуска первых советских котлов СКД: в 1963 году были введены мощности на

Черепетской и Приднепровской ГТЭС, хотя по установленной мощности блоки СКД определяют лицо ЕЭС, тем ни менее количество и станций с барабанными котлами, и таких котлов в общем парке - абсолютно превалирует. А в последнее время, в связи с появлением относительно новой для России парогазовой технологии доля барабанных котлов будет увеличиваться. Более того, можно предположить, что повышение параметров пара на супервысокие параметры, что вызывает необходимость внедрять прямоточные котлы, по мере развития энергетики станет менее актуальным. Даже сейчас в России (тем более, в промышленно развитых странах Запада и Дальнего Востока) топочное сжигание газа изживает себя: цены на топливо так высоки, что только внедрение парогазовой технологии способно экономически оправдать его использовании в генерации электричества. И с течением времени этот процесс будет только убыстряться. Может показаться, что супервысокие параметры будут безраздельно господствовать в угольной энергетике. Тем более, что их активное внедрение за рубежом, например в Дании и Нидерландах [82], известно. И в этом направлении достигнуты определенные успехи. На рис. 63 [83] показана динамика роста КПД угольных ТЭС зарубежных стран в сравнении с отечественными. Из рисунка видно, что сравнение далеко не в нашу пользу: и во многом преимущества зарубежных станций именно в переходе на сверхвысокие параметры. Казалось бы - при росте угольной составляющей в топливном балансе мира (и, видимо, России) именно прямоточные котлы супервысокого давления должны играть решающую роль в энергетике XXI века. И тем ни менее, в этом можно усомниться. Уже сейчас все большее признание в мире находит технология газификации углей. И не только в США, но и в Китае — а это потенциальный мировой лидер — вводятся крупные станции на таком топливе [84]. А газификация углей - это возможность использования парогазовых технологий. В частности, в Китае с марта 2006 года работает ПТУ на газифицированном угле (а мощность крупнейшей в мире ПТУ на газифицированном угле SUAC (Чехия) равна 400 МВт [85]). И такая технология крайне перспективна: если повышение параметров перегрева до супервысоких значений дает КПД станций на уровне 50 %, то ПГУ на уровне 55 % [86]. И это при том, что капитальные затраты во втором случае куда ниже. Не требуется и применения новых материалов и двойного промперегрева. В следующей таблице приведены данные о существующих парогазовых установках с газификацией угля. Они пока демонстрационные, и их КПД «не дотягивает» до указанных 55 %, но все же выше, чем у существующих ТЭС на супервысокие параметры. И ведь речь идет об установках, пущенных еще в прошлом веке. И, наконец, именно такая технология сжигания углей наиболее экологически читая. Поэтому мы полагаем, что будущее угольной энергетики, как и газовой, связано с парогазовой тематикой, то есть с барабанными котлами. снико-экономические показате. m паооты til > ei;

Показатель Страна и электростанция

Нидерланды, «Бугеннум» Испания, «Портолано» США, «Пол к» США, «Вабаш» США, «Пнньон»

Мощность ГТУ, МВт 156,0 190,0 192,0 192, 61,8

Мощность ПТУ, МВт 128,0 147,0 121,0 105,0 46,2

Номинальная мощность ПГУ, МВт 253,0 305,0 250,0 261,6 107,2

Расход электроэнергии на собственные нужды, МВт 31,0 32,0 63,0 35,4 7,5

Расчетный КПД ПГУ (нетто), % 43,2 44,5 41,5 37,8 42,1

Технология газификации Шелл Пренфло Тексако Дайнеджи Келлог

Год пуска 1994 1998 1996 1995 1998

Что касается современного положения дел в России, то следует отметить, что барабанные котлы эксплуатируются не только на ПГУ, не только на блочных ТЭС, но на старых станциях с поперечными связями. И ресурс таких котлов во многом исчерпался, а в связи с «увлечением» в позднеесоветское время прямоточными котлами, предлагаемые решения реально относятся в лучшем случае к 60м годам прошлого века. Для котлов-утилизаторов ПГУ ситуация осложняется их новизной для России. Поэтому нам представляется задача решения вопроса повышения надежности работы, надежности эксплуатации, барабанных котлов ТЭС крайне актуальной.

Рис. 63. Кпд но выработке электроэнер! ни угольных jiiepi обликов

9 — мощность 350+400 МВт (Дания); + - мощность 400+1012 МВт (Германия);

О- мощность 600+1000 МВт (Япония); О - мощность 550 МВт (Финляндия)

В первой главе было показано, что надежность работы барабанных котлов, прежде всего, зависит от надежности работы пароперегревателей. Действительно, большая часть отказов таких котлов связана с повреждениями поверхностей нагрева, среди которых лидирующее место по числу повреждений удерживает пароперегреватель. А ведь так было не всегда. Например, в послевоенное время чаще всего выходили из строя экономайзеры, но технологи справились с проблемой, прежде всего оптимизировав схемы его охлаждения в пусковых режимах [87]. А вот с пароперегревателем такого не происходит: он по-прежнему выходит из строя несравненно чаще, чем этого бы следовало ожидать при существующих коэффициентах запаса, закладываемых при проектировании. И это притом, что его повреждения практически всегда связаны с превышением температуры металла допустимой. В стационарных режимах опаснее длительные превышения, в пусковых, в силу их краткости, локальные выбеги. В пусковых режимах появляется и еще одна родственная проблема, хотя и относящаяся не к перегревателю, а к толстостенным элементам: температурные напряжения. И основная мысль первой главы заключается в том, что повышение надежности пароперегревательного тракта котла это, прежде всего, понижение температуры пара в нем с помощью впрысков. Разумеется, нельзя забывать и об иных способах регулирования перегрева: например, рециркуляции. Но именно впрыск является основным (точнее, единственным) средством в руках наладчика и эксплуатационника для защиты перегревателей. А достигается это путем уменьшения впрыска в режиме регулирования мощности и его (как и остальных операций) автоматизации при пусках. На основании этого тезиса были сформулированы основные задачи исследования, которые и были раскрыты в следующих главах.

Во второй главе нами был разобран вопрос об оптимизации температурного режима пароперегревателей барабанных котлов в режимах регулирования мощности. С точки зрения регулирования температуры пара за котлом эти режимы являются статическими, поскольку ее значение постоянно (в допустимых пределах). Было показано, что в таких режимах параметр, характеризующий надежность работы металла пароперегревателя, а именно — остаточный ресурс, имеет явную зависимость от температуры пара в нем. Для расчета зависимости остаточного ресурса от температуры пара была скорректирована методика ОРГРЭС, а именно, исключен расчет промежуточной величины - относительной повреждаемости. Были проанализированы причины, из-за которых возможен рост ее значений. Для анализа теплового режима пароперегревателя была разработана диаграмма режимов работы системы впрыска. С ее помощью было показано, что снижению температуры пара по тракту пароперегревателя способствует уменьшение величины впрыска и ее энтальпии в сравнении с энтальпией насыщенного пара в барабане. Также было продемонстрировано, что снижение температуры перегрева за котлом режимными мерами без выполнения соответствующей реконструкции пароперегревателя, ведет к росту температуры пара в промежуточных ступенях. Поскольку одним из вариантов снижения энтальпии впрыскиваемой среды был назван переход на регулирование перегрева впрыском питательной воды взамен впрыска собственного конденсата, то была проведена оценка возможности перевода отечественных барабанных котлов на впрыск питательной воды с точки зрения водно-химического режима. Было показано, что расчетные данные сильно отличаются от прямых замеров на ТЭС. Загрязнение пара на них, по-видимому, зависит от многих частных факторов и пока не может быть определено расчетным путем. В целом же, такой переход вполне возможен, качество пара, как правило, ухудшается в допустимых пределах.

В третьей главе были рассмотрены вопросы повышения надежности работы котельного оборудования в пусковых режимах. В данном случае опасность для пароперегревательного тракта котла представляет не абсолютное значение температуры пара, а ее динамика. Поскольку технологическая задача в этом случае давно решена: существуют соответствующие нормы скоростей изменения основных режимных параметров, то наши усилия были сосредоточены на поисках путей автоматизации программирования перегрева. Это связано с тем, что только полная автоматизация этого процесса позволяет обеспечить подъем температуры свежего пара с допустимой скоростью. Были рассмотрены существующие технологии пусков барабанных котлов в составе блочных установок и на ТЭС с поперечными связями. Показано, что пуск энергоблока в общем случае может быть разбит на четыре этапа. Выделены технологические особенности регулирования температуры свежего пара на каждом из этапов. Затем была проанализирована структура современной САУ котла, было показано, что решение задачи программирования перегрева должно решаться на верхнем уровне этой САУ: уровне координирующего устройства. После этого были представлены требования к алгоритмам координирующего устройства, позволяющим полностью автоматизировать процесс программирования перегрева.

Четвертая глава — это демонстрация реализации принципов, заложенных во второй и третьей главе, на практике. На конкретном примере действующего котла было показано, что сделанный во второй главе вывод о целесообразности отказа от схемы регулирования температуры пара за котлом впрыском собственного конденсата и переходе к схеме впрыска питательной воды, является верным. На другом примере было показано, что понижение температуры пара за котлом режимными мерами приводит к существенному росту температуры пара в промежуточных ступенях пароперегревателя, что также было теоретически обосновано во второй главе. На примере как ПГУ с котлами-утилизаторами, так и традиционных ПСУ, была продемонстрирована реализация на практике принципов автоматического программирования перегрева, изложенных в третьей главе.

Кратко подытожим основные выводы по работе:

1. Проведен анализ литературных данных показавший, что проблема повышения надежности оборудования барабанных котлов с помощью оптимизации регулирования температуры пара за ними является актуальной.

2. Оптимизирована методика расчета, позволяющая связать количественный показатель надежности работы пароперегревателей — остаточный ресурс - с режимной величиной - температурой пара в нем.

3. Выведены и проанализированы зависимости, описывающие температурное состояние пароперегревателя как функцию параметров впрыска. На основании анализа разработана диаграмма режима работы системы впрыска.

4. Показано, что температура пара по тракту пароперегревателя тем выше, чем больше величина впрыска и меньше разность энтальпий воды на впрыск и пара, поступающего в пароперегреватель.

5. Показано, что схема регулирования температуры пара за котлом впрыском питательной воды более предпочтительна с точки зрения надежности работы металла пароперегревателя, чем схема с впрыском собственного конденсата. Это связано, как с уменьшением общего расхода впрыска, так и с возможностью использования большего перепада давлений, что важно для увеличения расходов впрыска в первые по ходу пара пароохладители.

6. Показано, что при понижении температуры пара за котлом увеличением расхода впрыска происходит ее увеличение в промежуточных сечениях пароперегревателят

7. Показано, что с точки зрения качества пара в условиях отечественных ТЭС возможен отказ от использования схемы впрыска собственного конденсата, достаточным условием чего является стопроцентная промывка пара полным расходом питательной воды.

8. Показано, что пуск котла (блока) в общем случае может быть разбит на пять этапов, каждый из которых характеризуется определенным состоянием программатора температуры пара за котлом. Показана необходимость выполнения предпусковых расчетов величин характеризующих пуск. Разработаны алгоритмические основы программирования температуры пара за котлом.

9. Приведенные в диссертации рекомендации и сделанные в ней выводы прошли проверку промышленным экспериментом на действующем оборудовании ТЭС.

1. Федеральный закон «Об электроэнергетике» от 26 марта 2003 г. № 35-Ф3.

2. Концепция технической политики ОАО РАО «ЕЭС России» // М.: РАО «ЕЭС России», 2005.

3. Анализ работы энергетических блоков мощностью 150-1200 МВт за 1998 год //М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

4. Обзор повреждений тепломеханического оборудования электростанций с поперечными связями и тепловых сетей зав 1998 год // М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

5. Жимерин Д.Г., Лаврененко К.Д., Электроэнергетика страны Советов // Теплоэнергетика. №11, 1987. Стр. 2-5.

6. Отчет по расследованию аварии в ЕЭС России, происшедшей 25.05.2005 //М.: РАО «ЕЭС России», 2005 г.

7. R. Svoboda, Е. Liebig, Н. Sandman, Cycle Chemistry Features in Advanced Combined Cycle Power Plants // Procidings: Fifth International Conference on Fossil Plant Cycle Chemistry. June 10-12, 1997, Charlotte, NC EPRI, Palo Alto, Ca, USO, 1997. TR-108459.

8. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года // Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации № 1234-р от 28 августа 2003 года.

9. Воинов А.П., Зайцев В.А., Куперман Л.И., Сндельковский Л.Н., Котлы-утилизаторы и энерготехнологические аппараты // М.: Энергоатомиздат, 1989.

10. Саламов А.А., Крупная парогазовая ТЭС Португалии // Энергетик, №3,2006, стр. 30-31.

11. Флаксерман Ю.Н., Развитие теплоэнергетики СССР // M.-JL: Энергия, 1966.

12. Котельные установки. Том II. Под общей редакцией Э.И. Ромма // M.-JL: Госэнергоиздат, 1946.

13. Щипков Ю.Н., Сравнение надежности барабанных котлов до- и сверхкритического давления // Теплоэнергетика, №9, 1990, стр. 57-60.

14. Долежал Р., Пятилетний опыт по регулированию температуры пара впрыскиванием конденсата высокого давления // Теплоэнергетика, №9, 1957.

15. Холщев В.В., Ускоренные пуски барабанного котла // Электрические станции, №8, 2006, стр. 23-32.

16. Верховский Г.Е., Самойлов Ю.Ф., Коваленко Н.П., К выбору цветовой палитры видеограмм оператора-технолога тепловых электростанций // Вестник МЭИ, №5, 2008, стр. 142-146.

17. Ротач В .Я., Теория автоматического управления // М.: Издательский дом МЭИ, 2007.

18. Общие технические требования (ОТТ) к программно-техническим комплексам (ПТК) для АСУ ТП тепловых электростанций // М.: СПО ОРГРЭС, 2002.

19. Кузнецов С.И., Тюрин Ю.А., Вировец М.А., Игнатенков В.П., Певзнер В.В., Уланов А.Г., Программно-технический комплекс Квинт СИ -новый этап автоматизации тепловых электростанций // Теплоэнергетика, № 10, 2007, стр. 8-14.

20. Менделевич В.А., Спирина Е.К., Зюзичева Ю.Е.,

21. Автоматизированные системы управления тепловыми процессами на базе программно-технического комплекса САРГОН® // Теплоэнергетика, № 10, 2007, стр. 31-39.

22. Герасимов С.Г., Теоретические основы автоматического регулирования тепловых процессов. Часть I. Общие положения и понятия // М.: Высшая школа, 1967.

23. Лепаев П.А., Штань Т.П., Глускер Б.Н., Пашнин Л.В., Коновалов П.С., Исследование котла-утилизатора П-96 в составе ПГУ-450Т Калининградской ТЭЦ-2 при отработке пускоостановочных режимов и несении базовой нагрузки // Теплоэнергетика, №11, 2007, стр. 2-9.

24. Гачегов А.И., Новый метод регулирования температуры перегретого пара // Советское котлотурбостроение, май 1938, стр. 216.

25. Щелоков Я.М, Виленский Э.Э, Регулирование перегрева пара впрыском собственного конденсата // Промышленная энергетика, №8-9, 1992, стр. 50.

26. Холщев В.В., Применение на барабанных котлах впрыска питательной воды // Теплоэнергетика, №7, 2000, стр. 63-65.

27. Мирзаханян О.Х. О возможности использования питательной воды для регулирования температуры перегрева пара барабанных котлоагрегатов // Электрические станции, №9, 1980, стр. 22-24.

28. Сборник распорядительных документов по эксплуатации энергосистем (теплотехническая часть) //М.: Энергосервис. 1998. С.70-74.

29. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации //М.: СПО ОРГРЭС, 2003.

30. Гладышев Г.П., Надежность моно- и дубльблоков тепловых электростанций, работающих на твердом топливе // Теплоэнергетика, № 1, 1990, стр. 32-37.

31. Методические указания по организации технического обслуживания поверхностей нагрева котлов тепловых электростанций // М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

32. Гофман Ю.М., Диагностика работоспособности поверхностей нагрева // Электрические станции, №5, 1992, стр. 41-43.

33. Паули В.К., Экспертная система контроля и оценки условий эксплуатации котлоагрегатов ТЭС // Теплоэнергетика, №5, 1997, стр. 38-43.

34. Белов А.А., Модели оценки теплотехнической надежности поверхностей нагрева котельных агрегатов в стационарном режиме // Теплоэнергетика, №11, 2007, стр. 17-22.

35. Холщев В.В., Температурный режим поверхностей нагрева котла при стационарных нагрузках с точки зрения надежности и долговечности // М.: ИПК Госслужбы, 2006.

36. Крутасова Е.И. Надежность металла энергетического оборудования. //М.: Энергоиздат, 1981.

37. Верховский Г.Е., Оптимизация температурного режима металла труб перегревателя с помощью впрыскивающих пароохладителей // Новое в российской электроэнергетике, №7, 2007, стр. 34-39.

38. Холщев В.В., Повышение надежности ступеней пароперегревателя от промежуточных до выходных // Электрические станции, 2001, № 9.

39. Холщев В.В., Отработка режимов пуска из различных тепловых состояний и останова барабанного котла высокого давления 13.8 МПа ТЭС с поперечными связями // М.: ИПК Госслужбы, 2007.

40. Допустимые температурные напряжения и скорости прогрева (расхолаживания) толстостенных паропроводов // М.: Энергия, 1975.

41. Кузнецов Ю.Л., Надежность и экономичность оборудования тепловой электростанции //Киев: Техшка, 1977.

42. Острейковский В.А., Теория надежности // М.: Высшая школа, 2003.

43. Орнатский А.П., Дашкиев Ю.Г., Перков В.Г., Парогенераторы сверхкритического давления // Киев: Вища школа, 1980.

44. Школьникова Б.Э., Шешенев М.Ф., Определение остаточного срока службы пароперегревательных труб // Электрические станции, № 9, 1985, стр. 16-17.

45. Методические указания о порядке проведения работ при оценке остаточного ресурса пароперегревателей котлов электростанций // М.: ВТИ. 1998.

46. Захаров А.А., Кац Ш.Н., Исследование конструкционной прочности элементов паровых котлов при высоких температурах. В книге: Труды ЦКТИ. Выпуск 81. Котлотурбо строение, стр. 115-123 // Л.: ЦКТИ, 1967.

47. Герштейн Е.Г., Алимова Т.В., Об оценке расчетного ресурса длительной прочности обогреваемых труб поверхностей нагрева котлов // Энергомашиностроение, № 12, 1978, стр. 9-12.

48. Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды // М.: НПО ЦКТИ, 1999.

49. Гидравлический расчет котельных агрегатов. Нормативный метод // М.: Энергия. 1978.

50. Pich R., Eine mathematische Darstellung der Zeitstandfestigkei-tswerte // «Energie», Bd 16, 1964, № 6, S. 208-212.

51. Холщев B.B., Испытания поверхностей нагрева головного газоплотного котла ТГМЕ-464. // Электрические станции, 1982. №5. С. 30-33.

52. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. Издание второе // М.: «Энергия», 1973.

53. Тепловой расчет котлов. Нормативный метод. Издание третье // СПб.: НПО ЦКТИ-ВТИ, 1998.

54. Верховский Г.Е., Лепаев П.А., Повышение надежности работы пароперегревателей барабанных котлов с помощью оптимизация регулирования перегрева // Энергетик, №1, 2010, стр. 25-28.

55. Верховский Г.Е., Повышение надежности работы пароперегревателей барабанных котлов оптимизацией регулирования перегрева впрыском // Энергосбережение и водоподготовка, №1, 2010, стр. 50-52.

56. Стырикович М.А, Мартынова О.И., Миропольский З.Л.,

57. Процессы генерации пара // М.: Энергия, 1969.

58. Верховский Г.Е., О возможности регулирования температуры перегретого пара впрыском питательной воды на барабанных котлах высокого давления // Новое в российской электроэнергетике, №11, 2006, стр. 50-54.

59. О применении на барабанных котлах высокого давления впрыска питательной воды. Информационное письмо № ИП-01-2008(Т) // М.: ЦПТИиТО ОРГРЭС, 2008.

60. Балашов Ю.В., О допустимых температурных напряжениях при прогреве толстостенных паропроводов // «Электрические станции», 1964, № 12, стр. 8-10.

61. Вигак В.М., Фальковский С.В. Определение действительных напряжений в паропроводах блока 200 МВт // «Теплоэнергетика», 1964, № 1, стр. 22-27.

62. Pich R., Uber die Lebensdauererschapfung heissdampffuhren der Druckteile // «BWK», Bd 16, 1964, № 12, S. 597-602.

63. Энергоблок с турбинами T-l 80/210-130 и К-215-130 и барабанными котлами. Типовая пусковая схема // М.: СПО Союзтехэнерго, 1988.

64. Е. Liebig, R. Svoboda. Н. Hens, Н. Sandman, Combined Cycle Plants: New Concepts New Solution // PowerPlants Chemistry, 2000, 2(11), p.660-663.

65. Типовая инструкция по пуску из различных тепловых состояний и останову моноблока мощностью 200 МВт с котлом ТП-100 (для работы в режиме регулирования нагрузки энергосистем) / / М.: СПО ОРГРЭС, 1977.

66. Типовая инструкция по пуску из различных тепловых состояний и останову парового котла тепловых электростанций с поперечными связями / / М.: СПО ОРГРЭС, 1995.

67. Типовая инструкция по пуску из различных тепловых состояний и останову моноблока мощностью 110 МВт с турбиной Т-110/120-130 и газомазутным котлом // М.: СПО Союзтехэнерго, 1986.

68. Лепаев П.А., Наумов С.А„ Тугушев А.И., Верховский Г.Е., Автоматизация пусков энергетических котлов // Энергетик, № 10, 2009, стр. 8-10.

69. Типовые бланки регистрации эксплуатационным персоналом операций при пуске и останове энергетического оборудования. В 2-х Ч. // М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

70. Типовая инструкция по пуску из различных тепловых состояний и останову моноблока мощностью 200 МВт с котлом ТП-100 (для работы в режиме регулирования нагрузки энергосистем) IIМ.: СПО ОРГРЭС, 1977.

71. Верховский Г.Е., Регулирование температуры перегретого пара на барабанных котлах впрыском питательной воды // Новое в российской электроэнергетике, №6, 2006, стр. 48-55.

72. Верховский Г.Е., Применение хеламина на ПГУ // Новое в российской электроэнергетике, №11, 2007, стр. 29-36.

73. Е. Liebig, R. Svoboda. Н. Hens, Н. Sandman, Combined Cycle Plants: New Concepts New Solution // PowerPlants Chemistry, 2000, 2(11), p.660-663.

74. Невзгодин B.C., Разработка и освоение пошаговой логики пуска энергоблока ПГУ-450 на базе ОАО «Северно-Западная ТЭЦ». Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук // М.: МЭИ, 2008.

75. К. Daucik, Water/Steam Cycle Chemistry of Ultra Supercritical Units // PowerPlants Chemistry, 1999, 1(2), p. 8-11.

76. Саламов А.А., Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива // Энергетика за рубежом, Выпуск 1, 2009, стр. 12-14.

77. Саламов А.А., 12-летний опыт эксплуатации крупнейшей в мире ПТУ с газификацией угля // Энергетик, №8, 2009, стр. 25-27.

78. Ольховский Г.Г., Развитие теплоэнергетических технологий. Газотурбинные и парогазовые установки. В книге «Развитие теплоэнергетики»//М.: АООТ «ВТИ», 1996, стр. 19-44.