автореферат диссертации по , 05.00.00, диссертация на тему:Разработка и освоение пошаговой логики пуска энергоблока ПГУ-450 на базе ОАО "Северо-Западная ТЭЦ"

На правах рукописи

НЕВЗГОДИН Вячеслав Сергеевич

Разработка и освоение пошаговой логики пуска энергоблока ПГУ-450 на базе ОАО «Северно-Западная ТЭЦ»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

/V 0 5 Д^1008

Москва, 2008 г.

003454952

Работа выполнена на кафедре «Автоматизированные системы управления тепловыми процессами» Московского энергетического института (технического университета).

Официальные оппоненты:

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор, Заслуженный работник ВШ Аракелян Эдик Койрунович доктор технических наук Давыдов Наум Ильич доктор технических наук Рубашкин Александр Самуилович

Ведущая организация: Ивановский государственный энергетический

Защита диссертации состоится 18 декабря 2008г. в 16 час. в аудитории Б-205 на заседании диссертационного совета Д 212.157.14 при Московском энергетическом институте (техническом университете) по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул., дом 17.

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим присылать по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул., дом 14, Ученый совет МЭИ (ТУ).

С диссертационной работой можно ознакомиться в библиотеке МЭИ (ТУ)

Автореферат разослан

университет

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.157.14 к.т.н., доцент

Зверьков В.П.

Общая характеристика работы

Актуальность темы. В соответствии со стратегией развития энергетики в РФ приоритетным направлением в строительстве новых энергетических объектов стали бинарные парогазовые установки большой мощностью 800, 450, 325, 180 МВт. При этом, с появлением современных программно-технических комплексов (ПТК) контроля и управления технологическими процессами, требования к функциональным задачам АСУ ТП значительно возросли. Все вновь строящиеся и модернизируемые энергоблоки, включая ГТУ и ПГУ должны оснащаться автоматизированными системами управления с высокоразвитой диагностикой и высокой степенью автоматизации, как внутренней (взаимосвязь с отдельными технологическими зонами и агрегатами), так и внешней (взаимосвязь с общестанционными системами верхнего уровня и с системами оперативного диспетчерского управления). При этом под высокой степенью автоматизации следует понимать не только реализацию традиционных функций сбора и обработки информации, дистанционного управления, технологической сигнализации, технологических защит и блокировок, АСР, но и логические пошаговые программы управления технологическими узлами, технологическими агрегатами, технологическими зонами и всем энергоблоком в целом.

В настоящее время процесс закупки оборудования для энергоблоков ТЭС происходит по принципу выбора отдельных элементов комплекса, а задача связать воедино возлагается на проектные, научно-исследовательские институты и наладочные организации. Именно этим и определяется актуальность темы -необходимость разработки и внедрения логики верхнего уровня АСУ ТП, в которой наиболее значимую часть занимают вопросы автоматизации переходных режимов и, в первую очередь, пусковых.

Сама по себе задача отработки оптимальной технологии пуска оборудования энергоблока для вновь вводимого в эксплуатацию комплекса является приоритетной, поскольку правильное ведение пускового режима обуславливает эксплуатацию оборудования в соответствии с требованиями заводов-изготовителей, обеспечивая при этом максимальную надежность и экономичность его работы.

Цель и основные задачи. Целью диссертационной работы является разработка и внедрение алгоритмического прикладного программного обеспечения, позволяющего организовать и обеспечить автоматизированный пуск энергоблока из различных тепловых состояний с учетом взаимодействия всех взаимосвязей между технологическими узлами, зонами и агрегатами.

Для достижения этой цели должны быть разработаны: - основные концептуальные положения АСУ ТП энергоблока типа ПГУ, определяющие степень его автоматизации и методика построения алгоритмов пошаговых программ, позволяющие при проектировании других энергетических объектов использовать их как исходные данные для разработки прикладного программного обеспечения.

Научная новизна. Первый энергоблок ПГУ-450 Северо-Западной ТЭЦ, по своей сути и значимости, стал первым энергоблоком в России, на оборудовании которого были проведены исследования новой технологии парогазового бинарного цикла, а также разработаны, внедрены и успешно эксплуатируются сложные логические функции АСУ ТП верхнего уровня. При разработке и внедрении алгоритмов пошаговой логики проведена большая научно-исследовательская работа по адаптации программного алгоритмического обеспечения.

Систематизированы и сформулированы технологические задачи, позволяющие оптимизировать пусковые процессы, применительно к их решению на современных средствах автоматизации.

На базе полученных результатов сформулированы основные концептуальные положения для АСУ ТП, в том числе по степени автоматизации бинарных парогазовых установок.

Разработана методика построения пошаговых программ и основные правила разработки алгоритмического математического обеспечения верхнего уровня АСУ ТП, позволяющие производить разработку прикладного программного алгоритмического обеспечения на любых, аттестованных в РФ ПТК.

Проведены практические исследования работоспособности алгоритмов пошаговых программ верхнего уровня. Впервые в России получены положительные результаты внедрения в производство комплекса взаимосвязанных программ логического управления основным и вспомогательным оборудованием энергоблока ПГУ-450. Внедрение логических пошаговых программ управления функциональными группами оборудования позволило обеспечить непрерывность технологического процесса пуска, нагружения и вывода на номинальные (или заданные) технологические параметры, исключая возможные ошибки персонала.

Практическая ценность выполненной работы. Практическая значимость разработки имеет безусловную ценность, прежде всего в принципиальных подходах к пуску основного и вспомогательного оборудования энергоблоков. Методические основы построения логических пошаговых программ управления оборудованием, могут и должны лечь в основу разработки автоматизации парогазовых установок. В этом смысле настоящий материал представляет собой

базу для разработки и проектирования подобных энергетических объектов, как основу для создания типового проекта.

Результаты проведенных испытаний функционирования алгоритмов пошаговых программ позволяют сделать вывод о пригодности и полезности их разработки и внедрения. С точки зрения эксплуатации оборудования, оперативный персонал получил эффективный инструмент, позволяющий в значительной мере сократить возможные ошибки, и возможность работы в более комфортных условиях. С точки зрения экономики - снижен уровень затрат на энергетические ресурсы. Временные показатели работы систем подтверждают ожидаемые, что свидетельствует о возможностях пусков оборудования энергоблоков с выходом на номинальные параметры по жестким тарифным графикам диспетчерского управления.

С точки зрения производства наладочных работ работа позволяет произвести анализ ряда важных технологических параметров, играющих определяющую роль в оптимизации пусковых режимов бинарных парогазовых установках.

Степень достоверности. Представленные в диссертационной работе диаграммы - точные копии натуральных испытаний, а пояснения к ним в текстовом формате достаточно полно комментируют представленные переходные процессы, что в полной мере подтверждает достоверность полученных результатов.

Апробация работы. Вопросы разработки и практического внедрения алгоритмов технологических функций АСУ ТП для российских ПГУ, в том числе и по настоящей работе достаточно подробно обсуждались 4-6 октября 2005 г. на международной научной конференции СОЫТЯ01-2005.

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на совместном заседании кафедр АСУ ТП и тепловых электрических станций МЭИ (ТУ) в апреле 2007 г.

Непосредственное опробование и натурные испытания алгоритмов производилось на энергоблоках ПГУ-450Т ОАО «Северо-Западной» ТЭЦ и ОАО «Калининградская ТЭЦ-2».

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 работ.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, библиографического списка используемой литературы и трех приложений. Работа изложена на 181 странице машинописного текста в стандартном формате. Включает 19 рисунков, в том числе 2-х номограмм и 11-ти диаграмм переходных процессов, 75 наименований использованных литературных источников.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении наряду с раскрытием актуальности темы, дается ряд объяснений, почему актуальная задача, давно, стоявшая перед российскими энергетиками, успешно решается в настоящее время. Кроме того, во введении указывается, что основная часть работы была направлена на достижение конечного результата, т.е. на исследовательские натурные испытания с корректировкой программного, алгоритмического продукта.

В первой главе по литературным источникам проводится краткий анализ этапов развития ПГУ в России и состояния проблемы. Определяются цели и задачи диссертационной работы, в том числе на базе обобщения опыта прежних разработок и попыток внедрения логических программ управления оборудованием.

Приводится общий порядок организации и выполнения исследовательских работ, связанных с разработкой и испытаниями программного алгоритмического обеспечения непосредственно на оборудовании энергоблока ПГУ - 450 Т СевероЗападной ТЭЦ.

Во второй главе дается описание оборудования энергоблока ПГУ-450Т как объекта управления и рассматриваются: структурная схема энергоблока, состав основного оборудования, общая классификация режимов работы энергоблока [нормальным (базовым), пусковым (с различным составом оборудования) и остановочным, включая аварийные]. При рассмотрении пусковых режимов энергоблока большое внимание уделено особенностям и техническим характеристикам основного оборудования с целью получения (определения) исходных данных для разработки и исследования. Обращено внимание на особенности пусковой схемы, в том числе зон питательного и парового тракт- >з.

Пусковые режимы рассматриваются в работе подробно на уровне технологических зон и агрегатов, т.к. для решения поставленных задач динамические и параметрические данные разворота основного и вспомогательного оборудования, заполнения технологических трактов и взятия начальной нагрузки являются основными.

Для решения основной задачи - разработка и внедрение программной логики пуска энергоблока из различных тепловых состояний предстояло решить ряд промежуточных задач, существенным образом влияющих, на весь технологический процесс:

- разработка алгоритма получения оптимальной готовности котла-утилизатора для пуска ГТУ;

- определение и разработка алгоритма начального набора нагрузки (в зависимости от окружающей температуры воздуха и теплового состояния оборудования энергоблока) на пускаемых ГТУ, необходимого для прогрева паропроводов КУ, а затем для прогрева ротора ПТ;

- разработка алгоритма прогрева паровпуска ЦВД для обеспечения предтолчковых параметров ПТ;

- разработка алгоритма разворота ПТ до подсинхронных оборотов с автоматической последующей синхронизацией и взятием начальной нагрузки;

- разработка алгоритма набора нагрузки полублоком до подключения второго полублока;

- разработка алгоритма разворота второго полублока и достижение технологических параметров для его подключения к работающему оборудованию;

- разработка алгоритма подключения второго полублока к работающему первому с выравниванием нагрузок по полублокам и переходом на скользящие параметры;

- разработка алгоритма нагружения энергоблока до задания, определенного диспетчерским графиком.

Принципиально, задача выбора оптимальной технологии пуска ПГУ формулируется, как изменение состояния основного и вспомогательного оборудования энергоблока от заданного исходного состояния Гв зависимости от

О

совокупности исходных параметров У у (/ = 1, 2..... п - число управляемых

параметров /-го элемента ПГУ, / = 1.2..... в)] в требуемое, определяемое

конечными (заданными) значениями этих же параметров У у с целью

обеспечения минимального расхода основных ресурсов (минимальные затраты топлива, воды, тепла, электроэнергии на собственные нужды и т.д.1 на весь период пуска.

В основу идеи положены суммарные затраты за период пуска энергоблока в следующем виде:

5„(тп) = 5в(т„) + 5э(т„) + 5д(т„) + 5е(т„)

где 5в(Тп) - стоимость затраченного топлива за период пуска (или стоимость потерь топлива); 5э(тп) - стоимость электроэнергии на собственные нужды; 5э(тп) - стоимость электроэнергии на собственные нужды; 5д(т„) - стоимость стороннего пара, использованного в период пуска ПГУ;

Зс(тп) - стоимость средств на подготовку химочищенной воды и на сбрасываемый в БЗК конденсат.

Процесс пуска ПГУ представлен как последовательность пусковых этапов к составных элементов всего пускового цикла ПГУ. Тогда функция затрат формулируется в следующем виде:

*=1 '=1 т>. г,.

\

К I г<2 /Г Ь \ \

Ы /=1 т, М /=1 г. г,

+

где /(=1,2.....К - число этапов пуска ПГУ; / = 1,2, ..., /. - число операций

на /с-ом этапе пуска;

Сг, Сэ, Сэсн, Сд, СхВ, С* - удельные стоимости соответственно топлива, выработанной ПГУ электроэнергии (тариф отпущенной энергии), электроэнергии на собственные нужды, стороннего пара, химочищенной воды и сбрасываемого загрязненного конденсата;

#иТ - функция расхода топлива (газа) на газовой турбине при проведении /-ой операции пуска к-то этапа;

Эгг, Эпт - функции отпуска (выработки) электроэнергии газовой и паровой турбиной, соответственно;

Л/с„ - функция затрат электроэнергии на собственные нужды;

Ост - функция затрат стороннего пара;

вхв, вц - функции, определяющие величины подготовленной химочищенной воды и потерь конденсата.

В третьей главе излагается методики оптимизации режимов пуска энергоблока на основе шаговой логики.

Разработаны основные концептуальные решения построения подсистем логического управления оборудованием энергоблока, на основе которых определяется из условий разумной достаточности достаточно высокая степень автоматизации. Исходя из общей концепции, сформулированы основные технические требования к ПТК, основные характеристики интегрированной системы и взаимосвязи логики различных технологических зон. Разработана иерархическая структура автоматизированного управления пуском энергоблока с описанием всех уровней управления. Рассмотрены приоритеты управляющих функций. Даны пояснения к режимам работы логических программ и их особенностям. В этой связи уделено внимание основным вопросам пользовательского интерфейса.

Даны основные концептуальные решения по оптимизации технологии пусковых режимов. Сформулирована и обоснована технологическая последовательность пуска энергоблока по схеме:

Применение технологии последовательного пуска энергоблока предполагает наличие следующих этапов:

ГТ1 + КУ1 ->ПТ ГТ2 + КУ2 -> ГТ1+ГТ2+ПТ.

I этаn - последовательное заполнение конденсатно-питательного тракта (КПТ) и подготовка котла-утилизатора к работе;

II этап - пуск, синхронизация и нагружение ГТУ до нагрузки, необходимой для прогрева паропроводов контура высокого давления (далее ВД) в зависимости от теплового состояния паропроводов и металла паровпуска ЦВД паровой турбины;

III этап - разворот, синхронизация и нагружение паровой турбины;

IV этап - нагружение энергоблока до уровня заданной нагрузки диспетчерским графиком.

Каждый из этапов наполнен исходными параметрическими данными.

В разделе «Общая структура функционально-группового управления пуском оборудования энергоблока» приведена Упрощенная структура логического управления пуском энергоблока ПГУ-450 (рис.1). Логическим продолжением структуры ФГУ является обоснование критериев начала и завершения пошаговых логических программ.

Каждый этап пуска по представленной схеме представляет собой совокупность пусковых операций, цель которых - перевести заданную технологическую зону (технологический агрегат или технологический узел) из определенного известного исходного состояния в требуемое конечное состояние, при этом конечное состояние предыдущего этапа является заданным исходным состоянием для последующего этапа пуска.

При такой постановке задачи функцию затрат можно представить в виде: К L . .

г" "XXтыV%'Я'у)^min>

£=1 1=1

где I - 1,2.....L - совокупность операций в k-ои этапе пуска;

О н

Уь;>Уь;~ начальное и конечное значение /-го управляемого параметра¡-го элемента блока на /с-ом этапе пуска.

Для перехода на выполнение (к + 1) этапа пуска является выполнение на выходе из к-го этапа условия

н _ О

Уку - У(к+\)ц'

О н

что означает функциональную зависимость ти от параметров У'ы и Уку.

Для выбора оптимального алгоритма управления пуском используется принцип Беллмана (метод динамического программирования), в соответствии с которым пошаговая оптимизация проводится в следующей последовательности:

первый шаг:

к , V

к = 1 Гп1 = X Tl> И)'' ) min'

ы

Рисунок 1. Упрощенная структура логического управления пуском энергоблока ПГУ-450.

второй шаг:

к = 2 и т.д.

nl.2

1=1

1=1

->min,

при к

= К Ги1,К = i (rn!,K-l)mm + > У Kij )| min .

На каждом /с-ом этапе оптимизации учитываются ограничения, накладываемые на y¡¡:

- по условию "безопасности"

.rain ^ 7! /_ \ ^ ..шах

гаскс

N"

по условию градиента староста изменения управляемого параметра

л. ^

н

V Jkij

ZPij-byfj

- по условию реализуемости и безопасности управления «р <ик<и^\

где У у к {тяк)~ текущее значение управляемого параметра у,; на к- ом

подэтапе пуска (заложены в алгоритмы пусковых операций); у™" и у -минимальное и максимальное допустимое значение параметра у,; по техническим условиям эксплуатации;

ÍN'

Дт ,

- градиент скорости изменения управляемого параметра у„ на /<-ом

этапе пуска;

- допустимая по техническим условиям скорость изменения

параметра у^- на к-ом этапе пуска;

Р,у < 1 - алгоритмически определяемый (по экспертным оценкам или оцениваемый по результатам наладочных испытаний) коэффициент ограничения градиента скорости изменения управляемого параметра.

При р = 1 минимальное время реализации к-го этапа пуска соответствует условию:

vAr;

= Д^., т.е. А г

14,

min Л

kij

kij

Это означает, что скорость изменения параметра у,- соответствует максимально допустимой на данном этапе пуска, что в условиях наличия внешних и внутренних неуправляемых возмущений является практически невыполнимым условием.

Оптимальная длительность каждого к-го этапа пуска будет зависеть от правильного выбора параметра у9-, имеющего наименьшую допустимую скорость изменения его градиента и правильной оценки значения коэффициента Р,;, т.е.

Л4

где

СМ'

Л

- максимальное значение искомого параметра

всей совокупности управляемых параметров у,/, Ру- расчетное значение

коэффициента Рдля выбранного параметра управления.

При разработке программ автоматизированного пуска по алгоритму на каждом к-ом шаге пуска (при к > 1) совместное решение подзадачи

Тл/с.к+1 = [ТгА.тш + Тп(к+1)]т1п

требует при необходимости пересмотра результатов, полученных на к-ом этапе оптимизации с целью обеспечения необходимых условий выполнения всех пусковых операций на (к+ 1) этапе.

Помимо вышеприведенных условий добавляется дополнительное условие

к О Ук,т ~ У(М\),т >

где У(к+\\т-требуемое значение т £ /-го параметра в начале (/с +1 )-го этапа;

)'к,т - значение этого же параметра в конце /с-го этапа пуска (знак > или = определяется техническими условиями пуска оборудования ПГУ).

Таким образом, совместное выполнение условий по всем этапам пуска и выбор оптимальных значений (5,)- обеспечивают достижение оптимальной суммарной длительности пуска ПГУ в целом.

Выбор параметра р„ определяется при проведении наладочных испытаний с целью отработки и оптимизации алгоритма автоматизированного пуска и уточняется в ходе эксплуатации.

В разделе «Особенности и возможности автоматизированной системы при выборе направлений действия программы в зависимости от состояния оборудования в текущий момент времени» представлена структурная схема приоритетов при ветвлении шагов логических программ управления оборудованием (рис. 2), определяющих порядок управления оборудованием на шаге. Такой порядок позволяет не только объективно оценивать ситуацию в автоматическом режиме

управления оборудования, а и без задержки проходить шаг или несколько шагов, действия на которых выполнять не надо, т.к. они по какой-либо причине уже выполнены.

В четвертой главе на примере самых насыщенных и ответственных логических программ предложены принципиальные технические решения по разработке алгоритмов с учетом технологических особенностей и параметрических данных.

Программа заполнения конденсатно-питательного тракта выполняется в три этапа. I - этап: Заполнение конденсатора и разворота конденсатных насосов первой ступени при повышенном по сравнению с номинальным уровнем воды в конденсаторе. II - этап: Разворот КЭН 1-ой ступени, разворот КЭН 2-ой ступени и заполнение контуров газовых подогревателей конденсата (ГПК) котлов-утилизаторов. Разворот первого конденсатного насоса и управление арматурой группы КЭН -1 осуществляется логической подпрограммой управления запорной арматурой. После завершения работы логической подпрограммы управления запорной арматурой в работу включается логика АВР КЭН-1. Аналогично включаются в работу конденсатные насосы второй ступени при достижении требуемых параметров воды перед КЭН - 2. Подключение на заполнение и промывку контура ГПК котла-утилизатора производится при наличии стабильного давления на входе в ГПК Р'гга< > 0,9 МПа. При этом деаэратор должен оставаться отключенным соответствующими регулирующими и запорными органами. Логика открытия и закрытия арматуры и включения насосов рециркуляции узлов ГПК, производится автоматически по логическим подпрограммам пуска ГПК.

Критерием завершенности логических подпрограмм пуска ГПК является получение положительных результатов анализа качества конденсата. Ill - этап: Заполнение деаэратора производится по алгоритму, обеспечивающему стабильную работу конденсатных насосов и насосов рециркуляции ГПК. Подпрограмма прогрева деаэратора начинает свою работу при давление пара в коллекторе собственных нужд Рсн ^ 0,1 МПа и уровне в деаэраторе 1_д > 1700 мм. (условия включения в работу ПЭН НД). Преддеаэрация производится при включенном ПЭН НД на рециркуляцию с одновременным прогревом деаэратора от коллектора собственных нужд. ПЭН НД включается после стабилизации режима прогрева деаэратора и при уровне в деаэраторе Ьд > 2100 мм. Включение ПЭН ВД производится несколько позже, на завершающей стадии прогрева деаэратора. Условиями завершения работы программы заполнения КПТ являются уровень в деаэраторе LA > 2300 мм (номинальный), давление в деаэраторе Рд > 0,012 МПа (абс), температура питательной воды в деаэраторе Tns S 103 °С, результаты анализа качества питательной воды положительные - концентрация 02 = 10 мкг/дм3, ПЭН НД - в работе по программе АВР.

Рис. 2. Структура приоритетов при ветвлении шагов логических программ управления оборудованием.

Автоматическая программа пуска котла-утилизатора начинает свою работу при вышеперечисленных условиях. Контур низкого давления КУ всегда заполняется первым, так как при его заполнении могут быть отключены питательные электронасосы высокого давления. При достижении уровня заполнения барабанов НД включается в работу пусковой регулятор питания котла с воздействием на РПК для поддержания пускового уровня. Затем в работу включаются насосы рециркуляции контура низкого давления по алгоритму АВР. Аналогично производится заполнение контура ВД. Опытным путем установлено, что контур НД заполняется за 60 - 70 мин., контур ВД соответственно за 25 - 30 мин. при работающих ПЭН ВД и нормальном процессе деаэрации. Более раннее начало прогрева барабана ВД (I. = -795 мм - уставка срабатывания технологической зашиты при снижении уровня в барабане) позволило ускорить подготовку КУ к пуску газовой турбины. На основании рекомендаций инструкций по эксплуатации энергетических барабанных котлов в качестве критерия окончания прогрева барабана ВД была принята температура металла в нижней точке барабана 80°С.

Идеологически, критерием завершенности программы пуска КУ следует считать включение в работу трехимпульсных регуляторов питания по контурам ВД и НД соответственно при объеме паросъема, составляющем более 30%.

Логическая программа пуска ГТУ в связи с разработанным алгоритмом нагружения блока претерпела значительные изменения на начальной стадии нагружения газовых турбин.

На предпусковой стадии работы системы вычисляется и задается начальная нагрузка ГТУ, на которую она должна быть выведена после синхронизации генератора. Вычисление начальной нагрузки определяется по минимальной из температур металла перегревателя ВД КУ и температуре наружного воздуха.

Начальная нагрузка Ыо определяется по формуле, полученной на основе номограммы ВТИ:

N - 'г(Р-°('в) _ См +150) — (0,984/в +2,28) МВт 0 Ъ(1 в) 0.019гв +3,35

где - температура греющих газов на выхлопе ГТ; <м - температура металла п/п ВД (200 £ ?м 2 375 °С); и - температура воздуха (- 25<и< +25 °С).

Тепловое состояние паропроводов соответствующего котла-утилизатора система автоматически фиксирует с розжигом горелок, пускаемой ГТ в момент открытия регулирующего клапана подачи топлива (газ) более чем на 2,5%.

Градиенты скорости изменения температур металла паропроводов КУ и скорости нарастания давления в барабане ВД является условием, ограничивающим темп нагружения, и определяется термической прочностью металла барабана.

[dp ldx)=A (dajdr У Б (dktjdz)- В kbdjdx )■

гдеА, Б, В - постоянные коэффициенты, определяемые по опытным данным о прогреве барабана; (уш - напряжение в стенке барабана; Д^ -разность температур по толщине стенки барабана; - разность температур

верхней и нижней образующих барабана; р - давление пара в барабане; р - давление пара в барабане; г - разницы температур верхней и нижней образующей металла по сечениям барабана ВД КУ пускаемой ГТУ.

Вторая стадия нагружения ГТУ для обеспечения прогрева металла паровпуска ЦВД производится со скоростью 4 МВт/мин. Требуемая нагрузка определяется по следующему расчетному алгоритму, полученному на основе номограммы ВТИ - СЗ ТЭЦ:

где tu - температура металла ЦВД (200 < s 375 °С); U - температура воздуха (- 25 < U ¿ +25 °С); ЦЩ - зависимость температуры газов от температуры металла ЦВД; ír(f„) = 365 °С, если fM < 250 °С; fr(f„) = tu + 115, если 250 < tu < 350 °С; ír(íM) = 465 °С, если fM> 350 °С.

Нагружение ГТ ведется> до достижения технологических параметров, необходимых для подключения к паровой турбине.

Скорость прогрева наружной поверхности корпуса CK ВД турбины Т-150-7,7 можно определить из соотношения:

где С - постоянный коэффициент, представляющий собой сумму напряжений от внутреннего давления и от осевого перепада температур по высоте корпуса СК ВД, не превышающий 25 МПа; постоянный коэффициент, определяемый по опытным данным о прогреве корпуса СК; ист - напряжение в корпусе СК ВД.

В четвертой главе также представлены технические описания логики управления ГПЗ контуров ВД и НД, и логики управления БРОУ во взаимосвязи с программатором разворота паровой турбины. Особое внимание уделено программатору нагружения блока. В основе работы программатора нагружения полублока заложен принцип поддержания давления пара ВД перед паровой турбиной при одновременном нагружении газовой (ведущей) и паровой (ведомой) турбины. Особое внимание уделено вопросам подключения контура НД к паровой турбине и подключения второго КУ. Второй полублок подключается к первому после подключения контура НД, если температурные показатели пара ВД КУ 2 уже достигли требуемых: ДТ„вд = ГТпвд ^ - Тпвд < 40°С.

1Г <Л,) - а(гв) = Гг (л,) - (0, S25fB + 228) b(t3) 0.016íB +3,15

, МВт

Если технологические параметры еще не достигли требуемых, нагружение полублока может быть продолжено до перехода ГТ на режим предварительного смешивания с открытием ВНА.

При подключении второго полублока регуляторы положения регулирующих клапанов паровой турбины работают в режиме стабилизатора. Регулятор БРОУ работает на выравнивание давления пара в контуре ВД второго подключаемого котла, стерегущие регуляторы давления пара перед турбиной должны обеспечить, в случае провала давления в перемычке, его выравнивание за счет незначительного прикрытия РК ВД и РК НД. Наравне с регуляторами давления пара ВД перед турбиной и положения РК ВД в работу включаются регуляторы давления пара перед турбиной контура НД и положения РК НД. При этом регуляторы минимального давления пара перед турбиной работают как стерегущие. Регуляторы положения РК ВД и НД как программные регуляторы нагружения, реализуют зависимость «Р'пт расчт. - положение РК ВД (РК НД) или Р упр.».

Задачи перераспределения нагрузок (выравнивания нагрузок) между ГТУ и дальнейшего нагружения оборудования энергоблока возлагаются на регулятор мощности блока, программный задатчик которого может быть выполнен по схеме последовательной или параллельной синхронизации.

Блок-схемы алгоритмов пошаговой программы логического управления котла-утилизатора, логической пошаговой программы управления ГТУ и логической пошаговой программы разворота и нагружения паровой турбины Представлены в приложениях к диссертации 1 - 3 соответственно.

В пятой главе изложены результаты внедрения пошаговой логики. Наладка и испытания логических программ верхнего уровня проводились силами Фирмы ОРГРЭС, ВТИ и Северо-Западной ТЭЦ. В общем разделе изложены некоторые проблемы, с которыми столкнулись наладчики. Определены и реализованы технические решения, связанные с их устранением.

В виде диаграмм переходных процессов представлены кривые изменения основных технологических параметров, включая графики изменения нагрузки ГТУ и ПТУ при пусках энергоблока из холодного, горячего и неостывшего состояния оборудования. Для иллюстрации на рис. 1 приведены графики изменения некоторых параметров ПГУ при пуске из горячего состояния.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ.

1. В результате проведенной работы по освоению энергоблоков ПГУ-450Т проведен глубокий анализ проектной и конструкторской документации оборудования и пусковых режимов работы парогазовых установок в широком диапазоне нагрузок. На базе полученных результатов сформулированы основные концептуальные решения, в том числе по степени автоматизации бинарных парогазовых установок.

2. Разработаны методические положения построения пошаговых программ и основные правила разработки алгоритмического математического обеспечения верхнего уровня на базе современных программно-технических комплексов АСУ ТП. Очевидно, методика построения логических пошаговых программ может и должна найти широкое применение в дальнейшей практической работе при проектировании любых энергетических объектов блочной компоновки.

3. На базе разработанной методики были, практически заново, созданы алгоритмы агрегатного и зонального уровня управления технологическим оборудованием энергоблока. В штатные алгоритмы пуска ГТУ внесены существенные корректировки, позволяющие обеспечить управление газотурбинными установками во взаимосвязи с котлами - утилизаторами и,

главным образом, с паровой турбиной. В работе приведены примеры построения наиболее сложных алгоритмов верхнего уровня.

4. Проведены практические исследования работоспособности алгоритмов пошаговых программ верхнего уровня. Впервые в России получены положительные результаты внедрения в производство программ логического управления основным и вспомогательным оборудованием энергоблока ПГУ-450, включая взаимосвязи основных логических программ. Внедрение логических пошаговых программ управления функциональными группами оборудования позволило обеспечить непрерывность технологического процесса пуска, нагружения и вывода на номинальные (или заданные) технологические параметры, исключая, возможные ошибки персонала. И, как следствие -повышение экономичности парогазовой установки в целом.

5. Авторам разработки и коллективу специалистов, участвующем в подготовке и проведении испытаний, удалось реализовать множество технических предложений и, тем самым, решить поставленные задачи. Вместе с тем коллектив разработчиков считает, что работы по оптимизации логических программ следует продолжать.

Основное содержание диссертации достаточно полно представлено в следующих публикациях:

1. Невзгодин B.C., Аристархова И.В. Опыт организации пусконаладочных работ при внедрении АСУ ТП энергоблока ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ // Электрические станции.- 2003.- № 4.-С.13-16.

2. Невзгодин В. С., Аристархова И. В., Мартюк С. А., Биленко В. А. Опыт внедрения технологических функций АСУ ТЕГ на энергоблоке ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ //Электрические станции.- 2003.-№4.- С.16-26.

3. Невзгодин В. С., Лабутин И. С., Маслеников А. Н., Уколов С. В., Радин Ю. А., Смирнов А. А. Результаты внедрения систем автоматического пуска котлов-утилизаторов блока ПГУ-450 ЗАО «Северо-Западная ТЭЦ»// Электрические станци .- 2003.- №5.- С. 8-12.

4. Невзгодин B.C., Радин Ю.А., Панько М.А. Алгоритмические основы автоматизации пуска парогазовых установок большой мощности// Теплоэнергетика: Ежемесячный теоретический и научно-практический журнал.-М.: Наука, 2007.-№10.- С. 46-51.

5. Невзгодин B.C., Аристархова И.В., Мартюк С.А. Опыт внедрения функциональных задач АСУ ТП на энергоблоке № 1 ПГУ-450 ЗАО

«Северо-Западная ТЭЦ» // Перспективные разработки ОАО «Фирма ОРГРЭС»: Тез. докл. науч. конф. - М.: СПО ОРГРЭС, 2002.- С.45-65.

6. Общие технические требования к арматуре ТЭС (OTT ТЭС - 2000). РД 153-34.1-39.504-00. / В.Б. Какузин, И.Д. Лисанский, B.C. Невзгодин. - М:, СПО ОРГРЭС.- 2000.- 12 с.

7. Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях с ПТУ, оснащенных АСУ ТП. РД 153-34.1-35.104-2001./ Н.И. Чучкина, Т.П. Штань, Е.Е. Говердовский, B.C. Гончарова, А.Ю. Булавко, B.C. Невзгодин, Ю.Б. Поволоцкий. -М: СПО ОРГРЭС.- 2002-20с.

8. Невзгодин B.C., Жданов М.А. Современные методы разработки, испытаний и опробования в эксплуатационных условиях технологических защит, выполненных на базе ПТК АСУ ТП // Теория и практика построения и функционирования АСУ ТП: Международ, науч. конф. CONTROL-2005 4-6 октября 2005 г.- М., 2005.- С. 169-172.

Подписано в печать /М' Зак. ^ Тир. J0O п.л. ^ Полиграфический центр МЭИ(ТУ) Красноказарменная ул.,д.13

Введение.

Глава 1. Этапы развития парогазовых технологий в российской энергетике и постановка задач исследования.

1.1. Анализ технической литературы.

1.2. Постановка задач диссертационного исследования.

Глава 2. Описание оборудования блока ПГУ-450Т как объекта управления.

2.1. Особенности оборудования и его технические характеристики

2.2. Режимы работы энергоблока.

2.3. Краткое техническое описание оборудования конденсатно-питательного тракта и режимов его работы.

2.3.1. Режим заполнения и взятия начальной нагрузки установкой по расходу пара.

2.3.2. Режим нагружения блока до заданной нагрузки и работа оборудования в базовом режиме.

2.3.3. Особенности технологической схемы ГПК и БОУ.

2.3.4. Особенности технологической схемы тракта питательной воды.

2.4. Техническое описание газотурбинной установки и режимов ее работы.

2.4.1. Основные технические характеристики ГТУ.

2.4.2. Краткое техническое описание подсистем ГТ.

2.4.3. Электрогидравлическая система регулирования (ЭГЧСР).

2.4.4. Система автоматического контроля и управления ГТУ (Те1ерегт МЕ).

2.5. Техническое описание котла-утилизатора и режимов его работы. 36 2.5.1. Котел-утилизатор (КУ).

2.5.2. Пусковые режимы КУ.

2.6. Техническое описание паровой турбины Т-150-7.7.

2.7. Особенности пусковой схемы блока.

2.8. Постановка задачи выбора оптимальной технологии пуска ПГУ

Глава 3. Разработка методики оптимизации режимов пуска энергоблока на основе шаговой логики.

3.1. Основные концептуальные решения построения подсистем логического управления оборудованием энергоблока.

3.1.1. Основные требования к программно-техническому комплексу.

3.1.2. Основные характеристики интегрированной системы и взаимосвязи логики различных технологических зон.

3.1.3. Приоритеты управляющих функций.

3.1.4. Основные режимы работы логических программ и их особенности.

3.2. Основные концептуальные решения по оптимизации технологии пусковых режимов.

3.3. Общая структура функционально-группового управ-ления пуском оборудования энергоблока.

3.4. Выбор критериев начала и завершения пошаговых логических программ и логика их построения.

3.4.1. Основные положения построения оптимального алгоритма логической пошаговой программы управления функциональной группой оборудования.

3.4.2. Особенности и возможности автоматизированной системы при выборе направлений действия программы в зависимости от состояния оборудования в текущий момент времени.

Глава 4. Разработка алгоритмов управления оборудованием блока ПГУ-450Т в пусковых режимах.

4.1. Программа заполнения конденсатно-питательного тракта (КПТ).

4.2. Автоматическая программа пуска котла-утилизатора.

4.3. Логическая пошаговая программа пуска ГТУ.

4.3.1. Подготовительный этап, разворот и синхронизация.

4.3.2. Программатор нагружения ГТУ.

4.3.3. Краткое пояснение к изменениям, внесенным в алгоритм программы пуска ГТУ на основе разработанного алгоритма программатора нагружения блока.

4.4. Логика управления БРОУ ВД.

4.5. Логика управления ГПЗ.

4.6. Программатор разворота паровой турбины.

4.7. Программатор нагружения блока.

4.8. Задачи перераспределения нагрузок.

Глава 5. Результаты внедрения пошаговой логики.

5.1. Пуск полублока из холодного состояния.

5.2. Пуск блока из горячего состояния.

5.3. Пуск блока из неостывшего состояния.

Актуальность проблемы.

Задачи совершенствования систем автоматизации технологических процессов, проходящих на оборудовании энергетических объектов, постоянно стояли перед российскими энергетиками. Такие технологические управляющие функции, как дистанционное управление исполнительными механизмами, технологические блокировки, сигнализация, технологические защиты и автоматические системы регулирования постоянно совершенствовались и, прежде всего на релейных технических средствах автоматизации. Основное развитие вышеперечисленных технических функций автоматизации было связано с совершенствованием алгоритмов управления, но любое усложнение алгоритма, влекло за собой увеличение контактных групп, что в свою очередь снижало надежность отдельных подсистем контроля и управления. Предпринимаемые попытки по разработке более сложных технологических алгоритмов управления оборудованием, таких как автоматизированный пуск котла, паровой турбины или энергоблока в целом, не достигали успеха. Более того, в 90-х годах прошлого столетия вопросы разработки и внедрения систем функционально-группового управления у многих специалистов вызывали скептические настроения.

В то же время на российском рынке появились первые программно-технические комплексы (ПТК) многофункционального назначения, положительный опыт внедрения которых был зафиксирован в Германии и США. Причем немецкий опыт разработки и внедрения ПТК АСУТП распространялся гораздо интенсивнее, чем американский. Российские аналоги (КВИНТ-4, ПИК-Зебра, ПИК-Прогресс, КРУГ, ТОРНАДО и т.п.) отставали от зарубежных образцов, поскольку в 90-х годах были ориентированы, в основном, на измерительные функции, и только к концу 90-х годов - на управляющие.

В соответствии со стратегией развития энергетики в РФ и с Концепцией технической политики РАО «ЕЭС России» до 2009 года приоритетным направлением в строительстве новых энергетических объектов стали бинарные парогазовые установки большой мощности -800, 450, 325, 180 МВт [1]. При этом новые энергоблоки ПГУ должны оснащаться полномасштабными автоматизированными системами управления с высокоразвитой диагностикой и высокой степенью автоматизации, как внутренней (взаимосвязь с отдельными технологическими зонами и агрегатами), так и внешней (взаимосвязь с общестанционными системами верхнего уровня и с системами оперативного диспетчерского управления).

В этой связи, очевидно, что актуальность темы настоящей работы определена поставленными задачами и необходимостью широкого внедрения программно-технических комплексов в технологическом процессе управления энергетическим оборудованием тепловых электростанций не только при новом их строительстве, но и при модернизации энергетических объектов. Вместе с тем, очевидно, что стоимость программно-технических средств и их базового и прикладного программного обеспечения достаточно высока и для их окупаемости в первую очередь необходимо широкое применение в процессе эксплуатации тех функций АСУТП, которые дают наибольший экономический эффект, в числе которых автоматизированные пуски ПГУ из различных тепловых состояний.

В настоящее время процесс закупки оборудования для энергоблоков ТЭС происходит по принципу выбора отдельных элементов комплекса, а задача связать их воедино возлагается на проектные, научно-исследовательские институты и наладочные организации. Именно этим и определяется актуальность темы - необходимость разработки и внедрения логики верхнего уровня АСУ ТП, в которой наиболее значимую часть занимают вопросы автоматизации переходных режимов и, в первую очередь, пусковых. Особенность такого проекта заключается в том, что оборудование различных поставщиков должно работать в едином, непрерывном процессе и этому следует уделять особое внимание на стадии проектирования.

Сама по себе задача отработки технологии пуска оборудования энергоблока для вновь вводимого в эксплуатацию комплекса является приоритетной, поскольку правильное ведение пускового режима предполагает эксплуатацию оборудования в соответствии с требованиями заводов-изготовителей с обеспечением при этом максимальной эффективности и экономичности его работы.

Автоматизация пусковых процессов не позволяет нарушать эти требования и правила.

Цель работы и конкретные рассматриваемые задачи.

Целью работы является разработка и внедрение алгоритмического прикладного программного обеспечения, позволяющего организовать основные взаимосвязи между технологическими узлами и агрегатами энергоблока ПГУ-450 при пусках оборудования из различного теплового состояния.

Для достижения этой цели должны быть разрабо:

- основные концептуальные положения АСУ ТП энергоблока типа ПГУ, определяющие степень его автоматизации;

- методика построения и теоретического обоснования алгоритмов пошаговых программ, позволяющая при проектировании других энергетических объектов использовать их как исходные данные для разработки прикладного программного обеспечения.

Научная новизна диссертационной работы.

Диссертационная работа построена, в основном, на базе практических результатов по освоению первого энергоблока СевероЗападной ТЭЦ в г. Санкт-Петербурге. Сама по себе парогазовая установка, мощностью 450 МВт представляет собой первый образец технологии нового типа в российской энергетике, основную долю которого составляет российское оборудование. При разработке и внедрении алгоритмов пошаговой логики проведена большая научно-исследовательская работа по адаптации программного алгоритмического обеспечения.

Алгоритмы управления котлов-утилизаторов, паровой турбины, технологических узлов БРОУ и ГПЗ, а также их взаимосвязь с алгоритмами управления ГТУ являются уникальными разработками прикладного программного обеспечения.

В соответствии с поставленными задачами выявлены технологические зависимости, а также произведены соответствующие расчеты начального уровня нагружения газовых турбин для предварительного прогрева паропроводов ВД и прогрева ЦВД паровой турбины, позволившие адаптировать алгоритмы ГТУ к решению взаимосвязанных задач управления оборудованием энергоблока. Определены взаимосвязи работы технологического узла БРОУ при различных режимах работы оборудования:

• открытие при наличии начального давления в барабане,

• закрытие при открытии регулирующих клапанов турбины,

• работа БРОУ в стерегущем режиме).

Выявлены и обоснованы с научной точки зрения взаимосвязи совместной работы алгоритмов нагружения ГТУ и ПТУ.

Разработана методика оптимизации пусковых режимов энергоблока на основе пошаговой логики.

Представленные в работе алгоритмы скорректированы по результатам испытаний и представляют собой интерес для дальнейшего развития логических пошаговых программ функционально группового управления.

Практическая значимость диссертационной работы.

Практическая значимость разработки заключается прежде всего в новых принципиальных подходах к пуску основного и вспомогательного оборудования энергоблоков, основой которых являются парогазовые установки. Методические основы построения логических пошаговых программ управления оборудованием, могут и должны лечь в основу разработки систем автоматизации парогазовых установок. В этом смысле, настоящий материал представляет собой базу для разработки и проектирования подобных энергетических объектов, основу для создания типового проекта.

С точки зрения производства наладочных работ результаты диссертации позволяют произвести анализ ряда важных технологических параметров, играющих определяющую роль в оптимизации пусковых режимов парогазовых установок.

Большинство решений, не касающихся алгоритмов управления ГТУ, могут быть использованы для разработки программного алгоритмического обеспечения энергоблоков с энергетическими котлами, сжигающими любые виды топлива. Например, на Псковской ГРЭС такие работы в настоящее время уже выполнены, а их результаты должны быть получены после замены части ручной арматуры на электрифицированную. Таким образом, в ближайшее время следует ожидать, что опыт разработки и внедрения логических программ пошагового управления на базе высокоразвитых программно-технических комплексов позволит в значительный степени продвинуться вперед в разработке и освоении систем комплексной автоматизации энергетических объектов.

Достоверность и обоснованность результатов.

Представленные в диссертационной работе диаграммы - точные копии результатов натурных испытаний, а текстовые пояснения к ним достаточно полно описывают приводимые переходные процессы, что в полной мере обосновывает достоверность полученных результатов.

Участники работы и личный вклад автора.

Работа по автоматизации пусковых режимов энергоблока ПГУ-450 ОАО «Северо-Западная ТЭЦ» проводилась силами Филиала ОАО «Инженерный центр ЕЭС» (основные участники - Аристархова И.В., Мартюк С. А.), ОАО «ВТИ» (основные участники - Радин Ю.А. к.т.н., Давыдов A.B.), ОАО «Северо-Западная ТЭЦ» (основные участники -Маслеников А.Н., Хибин A.A., Чугин A.B., Смирнов A.A. к.т.н.). Все работы проводились под руководством автора настоящей диссертационной работы Невзгодина B.C. Ряд технологических предложений принципиального характера, таких как организация взаимосвязи логических программ нагружения ГТУ и ПГУ путем поддержания стабильного давления перед паровой турбиной или полное закрытие БРОУ при взятии стартовой нагрузки паровой турбиной легли в основу разработки алгоритмов. Автором настоящей диссертации разработаны все технические и рабочие программы испытаний логических программ управления оборудованием энергоблока № 1 ОАО «СевероЗападная ТЭЦ».

Публикации.

По теме диссертационной работы имеется 9 публикаций, перечень которых приведен ниже.

1. Невзгодин B.C., Аристархова, И. В., Мартюк С.А. Опыт внедрения функциональных задач АСУ ТП на энергоблоке № 1 ПГУ-450 ЗАО «Северо-Западная ТЭЦ» (г. Санкт - Петербург). Сборник докладов научно-технической конференции «Перспективные разработки ОАО «Фирма ОРГРЭС»». Москва, СПО ОРГРЭС, 2002 г., стр.45-65

2. Невзгодин B.C., Аристархова И.В. Опыт организации пускона-ладочных работ при внедрении АСУ ТП энергоблока ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ. Журнал «Электрические станции» № 4,

2003 г., стр. 13-16

3. Невзгодин В. С., Аристархова И. В., Мартюк С. А., Биленко В. А. Опыт внедрения технологических функций АСУ ТП на энергоблоке ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ. Журнал «Электрические станции» №4, 2003 г., стр. 16-26

4. Невзгодин В. С., Лабутин И. С., Маслеников А. Н., Уколов С. В., Радин Ю. А., СмирновА. А. Результаты внедрения систем автоматического пуска котлов-утилизаторов блока ПГУ-450 ЗАО «СевероЗападная ТЭЦ». Журнал «Электрические станции» № 5,

2003 г., стр. 8-12

5. Общие технические требования к арматуре ТЭС (OTT ТЭС -2000). РД 153-34.1-39.504-00. Москва, СПО ОРГРЭС, 2000 г. Исполнители; В.Б. Какузин, И.Д. Лисанский, B.C. Невзгодин

6. Доклад на НТС РАО «ЕЭС России» - «Маневренные характеристики ПГУ-450Т применительно к задаче участия ПГУ в регулировании частоты и мощности в энергосистеме». Авторы: Радин Ю.А., Давыдов A.B. - ОАО ВТИ; Невзгодин B.C. - ОАО фирма ОРГРЭС, 2005 г.; Кос-тюк Р.И., Чугин A.B. - ОАО С-3 ТЭЦ

7. Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях с ПГУ, оснащенных АСУ ТП. РД 153-34.1-35.104-2001. Москва, СПО ОРГРЭС, 2002 г. Исполнители: Н.И. Чучкина, Т.П. Штань, Е.Е. Говердовский, B.C. Гончарова, А.Ю. Булавко, B.C. Невзгодин, Ю.Б. Поволоцкий

8. Невзгодин B.C., Жданов М.А. Современные методы разработки, испытаний и опробования в эксплуатационных условиях технологических защит, выполненных на базе ПТК АСУ ТП. Материалы Международной научной конференции CONTROL-2005 - Теория и практика построения и функционирования АСУ ТП. 4-6 октября 2005 г. Москва. Стр. 169-172.

9. Невзгодин B.C., Радин Ю.А., Панько М.А. Алгоритмические основы автоматизации пуска парогазовых установок большой мощности. Журнал «Теплоэнергетика» № 10, 2007 г., стр. 46-51.

10. Невзгодин B.C. Опыт организации и выполнения фирмой ОРГРЭС комплексных наладочных работ на вновь вводимых или модернизируемых объектах энергетики. Журнал «Энергетик» № 4, 2008 г., Стр. 4-7.

1. «Концепция технической политики ОАО РАО «ЕЭС России», Москва, 2005 г.2. «Технические требования в АСУ ТП ПГУ-450Т СевероЗападной ТЭЦ Санкт-Петербурга», ВТИ, 1993 г.

2. ГОСТ 34.601-90. Стадии и этапы создания АС.

3. С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов «Газотурбинные и паротурбинные установки тепловых электростанций». М.: Издательство МЭИ, 2002. 584 с.

4. Дьяков А.Ф., Березинец П.А., Васильев М.К., Гинсбург Г.В., Грибов В.Б., Костюк Р.И., Писковацков И.Н., Гудков H.H., Петров Ю.В. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ // Журнал «Электрические станции», № 7.

5. Лыско В.В., Давыдов Н.И., Биленко В.А., Сафронников С.А., Свидерский А.Г. Автоматизация энергоблоков//Журнал «Теплоэнергетика» № 7

6. АО «ВТИ», АО «Фирма ОРГРЭС» Технические требования к маневренности энергетических парогазовых установок блочных тепловых электростанций». М.: СПО, ОРГРЭС, 1996г.

7. Г.Г. Ольховский. Газотурбинные и парогазовые установки в России //Журнал «Теплоэнергетика» № 1 1999 г.

8. Р.И. Костюк, И.Н. Писковацков, А.Н. Блинов, В.И. Колесник. Опыт создания теплофикационного парогазового блока ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ // Журнал «Теплоэнергетика» №7, 1999 г.

9. П.А. Березинец, М.К. Васильев, Г.Г. Ольховский. Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности // Журнал «Теплоэнергетика» №9, 1999 г.

10. Jl.С. Попырин, Ю.Ю. Штромберг, М.Д. Дильман. Надежность парогазовых установок.

11. А.Д. Трухний. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках // Журнал «Теплоэнергетика» №9, 1999 г.

12. Р.И. Костюк, И.Н. Писковацков, A.B. Чугин, H.H. Коцюк, Ю.А. Радин, П.А. Березинец. Некоторые особенности режимов эксплуатации головного энергоблока ПГУ-450Т// Журнал «Теплоэнергетика» №9, 1999 г.

13. Фаворский О.Н., Длугосельский В.И., Земцов A.C., Трушин С.Г. Первый отечественный одновальный парогазовый энергоблок ПГУ-170 // Журнал «Теплоэнергетика» №5, 2001.

14. Серебрянников Н.И., Лебедев A.C., Сулимов Д.Д., Романов A.A. Энергетическая газотурбинная установка мощностью 180 МВт // Журнал «Теплоэнергетика» №5, 2001.

15. П.А. Березинец, М.К. Васильев, Ю.А. Костин. Анализ схем бинарных ПГУ на базе перспективной ГТУ // Журнал «Теплоэнергетика» №5, 2001.

16. Р.И. Костюк, И.Н. Писковацков, A.B. Чугин, H.H. Коцюк, Ю.А. Радин, П.А. Березинец «Некоторые особенности режимов эксплуатации головного энергоблока ПГУ-450Т// Журнал «Теплоэнергетика» №9, 2002.

17. C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций М.: Изд.МЭИ, 2002. -584 с.

18. B.C. Невзгодин, И.В. Аристархова. Опыт организации пус-коналадочных работ при внедрении АСУ ТП энергоблока ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ // Журнал «Тепловые электрические станции» №4, 2003.

19. B.C. Невзгодин, И.В. Аристарх'ова, С.А. Мартюк, В.А. Би-ленко. Опыт внедрения технологических функций АСУ ТП на энергоблоке ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ // Журнал «Тепловые электрические станции» №5, 2003.

20. Радин Ю.А., Рубашкин A.C., Давыдов A.B., Рубашкин В.А. Математическое моделирование пусковых режимов энергоблока Калининградской ТЭЦ-2 //Журнал «Теплоэнергетика» №10, 2005.

21. Радин Ю.А. Результаты освоения головных бинарных парогазовых установок ПГУ-450Т ОАО «Северо-Западная ТЭЦ» и ПГУ-39 Сочинской ТЭС // Журнал «Теплоэнергетика» №7, 2006.

22. Невзгодин B.C., Радин Ю.А., Панько М.А. Алгоритмические основы автоматизации пуска парогазовых установок большой мощности //Журнал «Теплоэнергетика» №10, 2007.

23. Р.И. Костюк Ввод в эксплуатацию Северо-Западной ТЭЦ -новый этап в энергетике России // Журнал «Энергетик» № 6.

24. A.B. Чугин. Исследование технологии пусковых режимов бинарных парогазовых установок типа ПГУ-450Т. Дисс. на соиск. уч. ст. к.т.н.

25. Акматбеков Р., Вощинин А.П., Кузнецов С.Г. ППП оптимального планирования эксперимента в регрессионных задачах прогноза и оптимизации с заданной точностью. // Труды МЭИ, выпуск 548. М.: МЭИ, 1982. -108 с.

26. Аминов Р. 3. Векторная оптимизация режимов работы электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1994. 304 с.

27. Аминов Р.З., Аминов В.З. Градиентный метод распределения нагрузок на ТЭЦ с использованием множителей Лагранжа. //Известия ВУЗов. Энергетика, 1979. №2.

28. Аракелян Э. К., Кормилицын В. И., Самаренко В. Н. Оптимизация режимов оборудования ТЭЦ с учетом экологических ограничений. //Теплоэнергетика, 1992. №2. С. 29-33.

29. Аракелян Э.К., Нгуен Дык Тхао. Об учете фактора надежности при определении оптимального состава генерирующего оборудования на ТЭС. // Известия ВУЗов. Энергетика, 1991. №8.

30. Аракелян Э. К., Пикина Г. А. Оптимизация и оптимальное управление. М.: МЭИ, 2003. 356 с.

31. Аракелян Э. К., Старшинов В. А. Повышение экономичности и маневренности оборудования тепловых электростанций. М.: МЭИ, 1993.-328 с.

32. Аракелян Э. К., Хоа Л. К., Мань Н. В. Оптимизация режима работы тепловых электростанций по экономическому и экологическому критериям. //Вестник МЭИ, 2002. №4. С. 25-30.

33. Бакпастов А. А. Алгоритм оптимального распределения нагрузок между параллельно работающими агрегатами. // Труды МЭИ, 1987. №142. С. 61-69.

34. Берсенев А. П. Оптимизация пуско-остановочных и переменных режимов мощных энергоблоков ТЭС, обеспечивающих их надежность и эффективность. Автореферат к канд. диссертации. М.: 1995.-20 с.

35. Васин В.П., Старшинов В.А. Распределение нагрузок между агрегатами электростанции при невыпуклых расходных характеристиках. //Труды МЭИ, выпуск 346. М.: МЭИ, 1978. 124 с.

36. Веников В. А., Журавлева В. Г., Филиппова Т. А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1990. -352 стр.

37. Вентцель Е. С. Исследование операций. Задачи, принципы, методология. М.: Наука, 1988 год. -206 с.

38. Вощинин А. П. Выделение множества предпочтительных решений в задачах оптимизации в условиях неопределенности. // Труды МЭИ, выпуск 594. М.: МЭИ, 1983. 142 с.

39. Вощинин А. П. Разработка и внедрение методов оптимизации объектов управления по экспериментально-статистическим моделям. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. М.: МЭИ, 1984. 411 с.

40. Вощинин А. П. Метод оптимизации объектов по интервальным моделям целевой функции. М.: МЭИ, 1987. -48 с.

41. Вощинин А. П., Сотиров Г. Р. Оптимизация в условиях неопределенности. М.: МЭИ, 1989. 216 с.

42. Галашов Н. Н. Анализ и прогнозирование технико-экономических показателей ТЭС и энергосистем с использованием статистических методов. Диссертация на соискание ученой степени , кандидата технических наук. М.: МЭИ, 1980. 183 с.

43. Гиршфельд В. Я., Акименкова В. М., Куликов В. Е., Борисов Г. М., Удыма С. П. Испытания теплоэнергетического оборудования и обработка результатов с использованием метода планирования эксперимента. //Теплоэнергетика, 1976. №2. С. 38-41.

44. Гирфшельд В. Я., Князев А. М., Куликов В. Е. Режимы работы и эксплуатация ТЭС. М.: Энергия, 1980. 288 с.

45. Горев Е. Н. Эколого-экономическая оптимизация природоохранной деятельности в энергетике. // Электрические станции, 1996, №8. С. 28-32.

46. Горнштейн В. М. и др. Методы оптимизации режимов энергосистем. М.: Энергия, 1981. 336 с.

47. Гремяков А. А., Рокотян И. С., Строев В. А. Модели оптимизационных расчетов при краткосрочном планировании режимов ЭЭС. М.: Изд-во МЭИ, 1994. 108 с.

48. Дементьев В. А. Работы ОАО «ЦНИИКА» по созданию интеллектуальных функций АСУТП объектов энергетики. Труды международной конференции Соп^о1-2000. М.: МЭИ, 2000. С. 24-27.

49. Елизаров Д. П., Аракелян Э. К. Маневренные характеристики оборудования ТЭС. М.: МЭИ, 1989. -128 с.

50. Зорин В. М., Копченова Н. В. Некоторые методы решения оптимизационных задач. Атомные электрические станции. М.: МЭИ, 1993.-71 с.

51. Кудрявый В. В. Комплексная оптимизация режимов работы электростанций с учетом факторов экономичности, экологии и надежности. Автореферат к диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. М.: 1998. -40 с.

52. Летун В. М., Сызганов Н. А., Мартюшев С. Н., Соколов А. Г. Оптимальное управление ТЭС со сложной тепловой схемой. Электрические станции, 1997, №1. С. 23-28.

53. Мань Н. В., Аракелян Э. К., Хунг Н. Ч. Оптимизация фактического режима эксплуатации теплоэнергетических установок. //Вестник МЭИ, 1997. №6. С. 56-61.

54. Мань Н. В., Аракелян Э. К., Хунг Н. Ч. Оптимальное распределение нагрузки между параллельно работающими энергетическими блоками с учетом фактора надежности. //Вестник МЭИ, 1997. №3. С. 15-20.

55. Мань Н. В., Хунг Н. Ч. Оптимизация режима работы энергетических объектов. Труды международной конференции Со^го1-2000. М.: МЭИ, 2000. С. 32-36.

56. Мань Н. В. Поисковые методы оптимизации систем управления недетерминированными объектами (на примере теплоэнергетики). Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. М.: МЭИ, 1999.

57. Методы математического моделирования и комплексной оптимизации энергетических установок в условиях неопределенности исходной информации. Иркутск: СЭИ, 1977. 191 с.

58. Методы математического моделирования и комплексной оптимизации энергетических установок в условиях неопределенности исходной информации. М.: Наука, 1972. -243 с.

59. Наумова Е. А. Методы динамического программирования в задачах управления производством. Санкт-Петербург.: Издательский центр СПб МТУ, 1996. 56 с.

60. Нгуен Ань Чинь. Разработка методов решения задач векторной оптимизации по неточным моделям. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: МЭИ, 1984. 167 с.

61. Нгуен Дык Тхао. Учет фактора надежности при выборе оптимального состава генерирующего оборудования ТЭС. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: МЭИ, 1991.-198 с.

62. Нгуен Чонг Хунг. Многоцелевая оптимизация режимов работы теплоэнергетических установок. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: МЭИ, 1998. 160 с.

63. Плетнев Г.П., Щедеркина Т.Е., Виноградник М.В. Автоматизированное управление распределением суммарной нагрузки КЭС. // Теплоэнергетика, 1990. №10. С. 61-64.

64. Плетнев Г.П., Щедеркина Т.Е., Горбачев А. С. Автоматизированное управление вредными выбросами в переменных режимах ТЭС. //Теплоэнергетика, 1995. №4. С. 54-56.

65. Реклейтис Г. и др. Оптимизация в технике. В 2-х кн. М.: Мир, 1986.-350 е., 320 с.

66. Самаренко В. Н. Оптимизация режимов работы ТЭЦ с учетом экологических факторов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: МЭИ, 1993. 176 с.

67. Сидулов М. В. Разработка и исследование алгоритмов оптимизации в условиях неразличимости (на примере распределения нагрузок между агрегатами ТЭЦ). Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: МЭИ, 1986. 128 с.

68. Скибицкий H. В. Некоторые подходы к решению задачи оптимального управления динамическими объектами в условиях неполной информации. // Труды МЭИ, выпуск 548. М.: МЭИ, 1982. 108 с.

69. Ханс К., Асосков О. Проблемы оптимизации управления производством. Труды международной конференции Control-2000. M.: МЭИ, 2000. С. 11-17.

70. Шахвердян С. В., Бабаян Д. М. Приложение трехмерного динамического программирования к оптимизации режима ТЭЦ с применением ЦВМ. //Теплоэнергетика, 1969, №2. С. 63-66.

71. Щедеркина Т. Е. Разработка методического и алгоритмического обеспечения системы автоматизированного распределения нагрузок КЭС. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: 1985. 200 с.

72. Плетнев Г.П., Долинин И.В. Основы построения и функционирования АСУ тепловых электростанций М.: МЭИ, 2001.

73. Г.П. Плетнев. Автоматизация технологических процессов и производств в теплоэнергетике, МЭИ, 2007, 352 с.

74. T. Sutoh, H. Suzuki, M. Ichinohe. Simulation method of annual management for electric utility. IFAC Energy Systems Management and Economies, 1989. p. 163-168.