автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Разработка малозатратных методов оптимизации режимов и потокораспределения на ТЭЦ

На правах рукописи

005003373

Сафронов Павел Григорьевич

РАЗРАБОТКА МАЛОЗАТРАТНЫХ МЕТОДОВ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ И ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ НА ТЭЦ

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

о

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 1 ДЕК 2011

Улан-Удэ-2011

005003373

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Забайкальский государственный университет»

Научный руководитель Официальные оппоненты:

Ведущая организация

кандидат технических наук, доцент Батухтин Андрей Геннадьевич доктор технических наук, профессор Степанов Владимир Сергеевич (ИрГТУ)

кандидат технических наук, доцент Балдаев Владимир Александрович (ВСГУТУ)

Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ СО РАН им. Л.А. Мелентьева)

Защита состоится 16 декабря 2011 года в 11.00 часов на заседании диссертационного совета ДМ 212.039.03 при Восточно-Сибирском государственном университете технологий и управления по адресу: 670013, г. Улан-Удэ, ул. Ключевская, 40в, ВСГУТУ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Восточно-Сибирского государственного университета технологий и управления

Автореферат разослан «15» ноября 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, д-р техн. наук

Бадмаев Б. Б.

Общая характеристика работы

Актуальность работы.

Повышение эффективности топливоиспользования на ТЭС всегда являлось приоритетным направлением развития науки в области энергетики. В условиях рынка для получения максимальной прибыли генерирующим компаниям необходимо снижать производственные издержки. Федеральный закон РФ от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» вынуждает компании искать пути повышения эффективности топливоиспользования.

На экономичность работы ТЭС, сильно влияет эффективность передачи и распределения энергии. Ее повышение, путем оптимизации режимов работ и оптимизации тепловой схемы, посвящено значительное количество трудов таких авторов как Андрющенко А.И., Клер A.M., Хлебалин Ю.М., Боровков В.М., Шарапов В.И. и др. Спад производства в 90-х гг. прошлого века серьезно отразился на развитии отрасли. Новые технологии, разрабатываемые различными организациями, с трудом находили применение на энергетических предприятиях. Между тем, переход на рыночные отношения и политизированное регулирование тарифов не позволяют производить обновление производственных фондов в необходимом объеме. Оборудование, используемое на станциях, зачастую выработало свой парковый ресурс, морально и физически устарело. В данной ситуации необходимо искать возможности по увеличению эффективности производства, при малых капитальных вложениях.

Исследование, направленное на разработку малозатратных способов оптимизации режимов и потокораспределения на ТЭЦ соответствует одному из приоритетных направлений развития науки, технологий и техники в РФ (утв. Президентом РФ 21.05.2006 г., ПР - 843): энергетика и энергосбережение. Поэтому данная работа является актуальной.

Цель работы - разработка малозатратных способов оптимизации режимов и потокораспределения на ТЭЦ.

Для решения поставленной цели решались следующие задачи исследования:

1. Разработать модель расчета тепловой схемы ТЭЦ, учитывающую переменный режим работы теплофикационной турбины и дросселирование в регулирующих органах регулируемых отборов, адаптированную к циклическим вычислениям.

2. Разработать методику оптимизации, применительно к параллельным вычислениям, с применением модели расчета тепловой схемы.

3. Создание программно вычислительного комплекса позволяющего: исследовать различные режимы работы турбины с изменением структуры тепловой схемы; исследовать широкий диапазон тепловых и электрических нагрузок; определять технико-экономические показатели задаваемого режима; производить оптимизацию режимов работы ТЭЦ.

4. Разработать малозатратные способы повышения эффективности производства энергии на ТЭЦ путем оптимизации тепловой схемы.

5. Определить целесообразность применения оптимизации режимов работы и тепловых схем ТЭС.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Разработан принцип расчета тепловой схемы, основанный на декомпозиции последовательности расчета, позволяющий повысить надежность циклических вычислений.

2. Разработаны тепловые схемы, позволяющие повысить эффективность работы турбин.

3. Предложены способы повышения эффективности производства энергии на низкоэкономичном оборудовании, путем перераспределения потоков пара теплофикационного отбора, за счет изменения компоновки тепловой схемы.

4. Предложен способ повышения эффективности использования низкопотенциального тепла двух турбин одновременно, путем установки до-

полнительного теплообменника и перераспределении энергетических потоков между турбинами.

Достоверность результатов и выводов обеспечивается корректным использованием применяемого математического аппарата, удовлетворительным совпадением параметров, полученных расчетами на модели, с эксплуатационными параметрами Харанорской ГРЭС.

Практическая ценность:

1. Разработана модель поиска оптимального распределения трех видов нагрузок (тепловой, промышленной и электрической) между турбоагрегатами ТЭЦ, позволяющая, за счет разбиения тепловой, промышленной и электрической нагрузок турбины на области и расчета в несколько этапов и потоков, находить с высокой скоростью оптимальное распределение нагрузок между оборудованием.

2. Модель поиска оптимального распределения трех видов нагрузок (тепловой, промышленной и электрической) между турбоагрегатами ТЭЦ реализована в программе для ЭВМ, которая может быть применена практически к любой ТЭЦ и надстроена в других программах.

3. Предложенные тепловые схемы могут быть использованы, как на вновь вводимых, так и на существующих объектах.

4. Доказана эффективность перераспределения энергетических потоков между оборудованием, на основе, которой могут быть разработаны мероприятия, повышающие экономичность производства энергии.

Реализация результатов работы

Результаты выполненной работы использованы в учебном процессе на кафедре тепловых электрических станций Забайкальского государственного университета. Предложенные в диссертационной работе решения использованы при выполнении хоздоговоров и госбюджетных НИР: «Разработка прогрессивных технологий по использованию природного цеолит-содержащего сырья Забайкальского края для повышения экологической безопасности производственных процессов в энергетике» (г/к № 02.740.11.0028), и на предприятиях энергетики Забайкальского края.

Основные научные положения, выносимые на защиту:

1. Методика поиска оптимального распределения нагрузок, основанная на декомпозиции решаемой задачи, позволяющая с высокой скоростью находить оптимальное распределение нагрузок между оборудованием.

2. Способы оптимизации потокораспределения теплоносителя, направленные на повышение эффективности использования топлива на ТЭЦ.

3. Повышение эффективности преобразования энергии на ТЭЦ путем оптимизации использования низкопотенциального тепла, основанного на перераспределении энергетических потоков между оборудованием.

Апробация работы. Основные методологические положения и результаты исследований, по теме диссертации, докладывались и обсуждались на конференциях: Энергетика в современном мире: Всероссийской научно-практической конференции (Чита 2009, 2011); Кулагинские чтения: Всероссийской научно-практической конференции (ЧитГУ, Чита 2009, 2010); 52-й научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук» (МФТИ, Москва 2009); IX Всероссийской конференции молодых ученых по математическому моделированию и информационным технологиям «Математическое моделирование и информационные технологии» (Иркутск 2010); XIII Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы: Фундаментальные исследования и инновации в технических университетах (СПбГПУ, Санкт-Петербург 2010); Международном техническом конгрессе: Энергетика в глобальном мире (СФУ, Красноярск 2010), Объединенном симпозиуме, приуроченному к 50-летнему Юбилею Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН (Иркутск 2010).

Личный вклад автора состоял в: постановке задачи исследования; разработке методических основ расчета тепловой схемы (ПТС); создание на основе разработанной модели компьютерной программы; вычислительных экспериментах и обработке результатов; разработке технических решений и подаче заявок на получение патента; анализе эффективности предлагаемых технических решений.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ из них 4 в изданиях рекомендованных ВАК. Получено 1 свидетельство о регистрации программ, 2 патента на изобретения.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованных источников. Содержит 128 страниц машинописного текста, 17 рисунков, 40 таблиц и библиографию из 101 источника.

Краткое содержание работы

Во введении обосновывается актуальность и научная новизна диссертации, сформулированы основные выводы и результаты.

В первой главе представлен литературный и патентный обзор, ставятся цели и задачи исследования.

Во второй главе приведена разработанная модель расчета тепловой схемы. Расчет параметров пара и воды осуществляется с помощью рекомендованных для теплотехнических расчетов в промышленности в 1997 г. формул (П7 97). Показан алгоритм, хорошо реализуемый в программах при работе с данными формулами.

В дальнейшем рассматривается расчет тепловой схемы. При большом количестве расчетов ПТС, что имеет место при оптимизационных вычислениях, возможна ситуация при которой итерационный цикл не будет завершен, для предотвращения возможных сбоев предусматривается декомпозиция расчета показанная на рис. 1. Блок расчета подогревателей низкого давления (ПНД) и высокого давления (ПВД) совместно с деаэратором рассчитываются отдельно. Дополнительные поверхности ПВД (охладители пара и дренажа) состоят в отдельном цикле, вместе с основным подогревателем. Нумерация уровней указанная на рис. 1 дана в соответствии с последовательностью расчета.

Достаточно сложным, при расчете тепловой схемы на основе балансовых уравнений, считается определение параметров теплоносителя в каждой точке (узле или элементе). Наибольшую сложность представляет со-

бой определение параметров пара по проточной части. В применяемой модели реализован расчет по отсекам. Отсек представляет собой группу ступеней с неизменным расходом, при этом выходные параметры одного отсека являются входными параметрами следующего отсека. Давление в отборе находится по известной формуле Стодола. Для учета изношенности оборудования предусмотрен ввод внутреннего относительного кпд каждого отсека в виде функциональной зависимости от относительного расхода через отсек т)(п = /(£>).

Рис. 1. Декомпозиция расчета ПТС: 1 - котел; 2 - турбина; 3 - подогреватель высокого давления (ПВД); 4 - деаэратор; 5 - группа подогревателей низкого давления (ПНД); 6 - нижний сетевой подогреватель; 7 - верхний сетевой подогреватель; 8 - потребитель тепловой нагрузки; 9 - насос; 10 -конденсатор.

На основе разработанного программно-вычислительного комплекса была посчитана тепловая схема К215-130 (результаты представлены в табл. 1) и построена диаграмма потоков эксергии изображенной на рис. 2.

Таблица 1 - расчет ПТС 215-130

№ Наименование узла Давление, МПа Энтальпия, кДж/кг Расход, т/ч Энтропия, кДж/кгк Эксергия, МВт

1 Параметры пара после стопорных клапанов 12,07 3435,78 605,08 6,60 249,77

2 Параметры пара после регулирующей ступени 8,71 3241,49 605,08 6,48 223,04

3 Параметры пара в отборе 1 3,81 3115,60 35,95 6,64 11,51

4 Параметры пара в отборе 2 2,50 3054,53 42,88 6,72 12,71

5 Параметры пара на входе во вторичный пароперегреватель 2,5 3054,53 526,25 6,72 156

6 Параметры пара в отборе 3 1,11 3358,37 22,57 7,56 7,05

7 Параметры пара в отборе 4 0,58 3180,03 32,65 7,58 8,51

8 Параметры пара в отборе 5 0,25 2982,09 19,61 7,62 3,97

9 Параметры пара в отборе 6 0,11 2810,85 35,80 7,66 5,43

10 Параметры пара в отборе 7 0,02 2539,50 16,60 7,74 1,16

11 Параметры пара в отборе на ОБ-1 0,11 2810,85 5,09 7,66 0,77

12 Параметры пара в отборе на ОБ-2 0,25 2982,09 0,00 7,62 0,00

13 Параметры пара в отборе на ПБ-1 0,58 3180,03 0,00 7,58 0,00

14 Параметры острого пара 12,70 3435,78 605,08 6,57 250,85

15 Параметры вторичного перегрева 2,10 3560,13 526,25 7,53 195,13

16 Параметры отработанного пара 0,00281 2358,81 393,93 7,98 0,01

17 Параметры пара при параметрах окружающей среды 0,10 96,56 - 0,34 -

...........Поступлен ие эк^е ргимл

Л

Потеря с дросселирования 27,81 МВт (11%)

пароперегревателе 39,13 МВт (15,4%).........i/

Эксергия острого пара, после котельного агрегата 250,85 МВт (100%)

.....В систему.

(20,1%).....

Потеря эксергии в конденсаторе и ГЛьт (0,004%)

Рис. 2. Диаграмма потоков эксергии В третьей главе рассмотрена оптимизация режимов работы, разработанная на основе модели турбины, представленной во второй главе. На ТЭЦ с двумя видами нагрузок электрической и тепловой или промышленной методика оптимизации проще, чем на станциях со всеми тремя видами нагрузок (следует отметить, что станция может иметь и большее количество отпускаемой продукции). Накладываемые ограничения из условия обеспечения потребителей продукцией запишутся в следующем виде:

Ncm = *Y,Nt = const

" Qcm '"TjQi =C°nSt ' 1=1

= ZA = COnSt

где Ncm - электрическая нагрузка станции, МВт; Ош - тепловая нагрузка станции, МВт; D„p0i, - промышленная нагрузка станции, кг/с.

Граничные условия для станции с тремя видами нагрузок выглядят следующим образом:

шах

тур

к ~ * к ~ ' к

о™ <Ок< Б1

дгтт < ДГ < ДГ

ГП1П

к

тах

тах

кот

тах

тах

ртт <£,г

п птт " "

<9т'п <о <<9тах

тах

.тах

I тт "I гшп

т

т

тах

где Рт - давление в теплофикационном отборе, МПа; 0,„ - тепловая нагрузка турбины, МВт; Рк - давление отработавшего пара, МПа; 0„ - промышленная нагрузка турбины, кг/с; И,- электрическая нагрузка, МВт; Цм -расход питательной воды, кг/с; Д. - расход пара в конденсатор, кг/с; Р„ -давление в промышленном отборе, МПа.

Поскольку на ТЭЦ, на данные граничные условия можно наложить ограничения по минимальной и максимальной скорости воды в трубках сетевых подогревателей (из-за возможных отложений), то задача сужается, причем в большинстве случаев регулирование нагрузки осуществляется, только изменением давления в теплофикационном отборе. Поэтому для станции в какой-то момент времени известно: состав работающего оборудования, температура обратной сетевой воды и ее расход, давление и требуемый расход пара промышленному потребителю.

Задача оптимизации сводится к предварительному нахождению матрицы возможных вариантов соотношения трех видов нагрузки (тепловой, электрической, промышленной) при минимальных значениях электриче-

ской мощности и/или минимальном расходе пара в выхлопном патрубке турбины. Каждому элементу матрицы составляется функциональная зависимость удельного расхода тепла (топлива) на выработку (отпуск) электроэнергии в зависимости от электрической нагрузки при постоянной промышленной и тепловой нагрузках:

9 =/02- вРгот таг) юотг геолог ' '

где б'со/ц? 5 - постоянная тепловая и промышленная нагрузка,

N1"' - переменная электрическая нагрузка.

Из полученных элементов матрицы осуществляется выбор возможных соотношений нагрузок при соблюдении граничных условий и произвольной электрической мощности.

Для каждого набора тепловых нагрузок проверяем следующее соотношение при постоянстве суммарной электрической нагрузки турбин:

? = X !{<21,врготЖ')-К. =>шт N ■ _ 1 ' ' 1

ст 1 — {

п

На рис. 3 представлена модель оптимального распределения нагрузок между турбинами.

Рис. 3. Модель оптимального распределения нагрузок между турбинами В четвертой главе представлены разработанные тепловые схемы. Наряду с оптимизацией режимов работы основного энергетического обо-

рудования существуют малозатратные способы повышения эффективности производства энергии путем, оптимизации тепловых потоков и потокорас-пределения теплоносителя. К таким методам можно отнести совершенствование тепловых схем и применение передовых технологий при производстве энергии. Принципиально разработанные схемы можно разделить на два вида: оптимизация тепловых потоков низкопотенциалыюго комплекса турбин и оптимизация потокораспределения теплоносителя. На рис. 4 показана схема со снижением температуры обратной сетевой воды. Перераспределение энергий достигается следующим образом: отработанный пар турбины конденсационного типа, сконденсировавшись в конденсаторе, конденсатным насосом направляется по питательному тракту, перед первым подогревателем низкого давления осуществлена врезка трубопроводов, соединяющая питательный тракт турбины с теплофикационной установкой теплофикационной турбины, через поверхностный водоводяной подогреватель. При этом автоматическое управление турбиной не меняется, а лишь дополняется элементами, управляющими потоками водоводяно-го подогревателя. В качестве водоводяного подогревателя можно использовать пластинчатый теплообменник, который является весьма компактным даже при больших тепловых нагрузках. Повышение экономичности турбины конденсационного типа связано с внешней регенерацией: подогретая питательная вода вытеснит часть пара из отбора и направит его в конденсатор, при этом расход пара на турбину уменьшится при неизменной электрической мощности. Данное изменение приближенно можно оценить из следующего соотношения:

где Д£>„, - изменение пара теплофикационного отбора, кг/с; Нт - теплопе-репад до теплофикационного отбора, кДж/кг; Я, - теплоперепад приходящийся на турбину, кДж/кг.

Из данного соотношения следует, что расход пара на турбину при увеличении теплофикационного отбора возрастает. В некоторых работах

встречается то, что при определении экономичности схемы со снижением температуры обратной сетевой воды, увеличение доли выработки электроэнергии теплофикационным отбором относят в полном объеме при определении удельного расхода топлива на выработку электроэнергии. Однако, полезно отпущенное тепло от ТЭЦ, в сравниваемых вариантах остается неизменным и в полном объеме отнесено быть не может. Критерий, при сравнении схем, со снижением температуры обратной сетевой воды необходим другой. Правильнее будет оценивать экономичность расходом теплоты или топлива в абсолютных величинах. Если суммарно, по турбинам, разница расходов теплоты до и после изменения даст положительный эффект (т.е. после изменения уменьшится), то экономический эффект будет, количество потребляемого топлива снизится.

Данная схема экономична при разнице в КПД части низкого давления в 20 %, учитывая то, что турбины типа ПТ экономично эксплуатировать при минимизации выработки ими конденсационной мощности, можно сделать вывод, что схема может быть привлекательна для ТЭЦ с промыш-ленно-отопительными турбинами.

Очевидным является то, что экономичность турбины повышается, но данное решение не может быть применимо при высоком расходе отработавшего пара, из-за существующего ограничения по пропуску пара в конденсатор. Однако, в настоящее время, экономичность конденсационного потока на ТЭЦ низка, особенно на ТЭЦ среднего и низкого давления. Максимальный пропуск пара в конденсатор возможен для турбины типа ПТ только при определенном сочетании тепловых нагрузок и выдаваемой мощности турбины или на чисто конденсационном режиме. Средняя годовая нагрузка всех турбин (в том числе промышленно-отопительной) Читинской ТЭЦ 1 значительно ниже номинальной, следовательно, конденсационный поток в данных агрегатах ниже максимального.

Еще одним способом повышения эффективности производства энергии является повышение эффективности подпитки теплосети. Недогрев является одним из показателей эффективности преобразования энергии в

сетевых подогревателях. Предлагаемый вариант подпитки тепловой сети представлен на рис. 5. Особенностью предлагаемой схемы является организация дополнительного подогрева подпиточной воды после вакуумного деаэратора в подогревателе, подключенным к теплофикационному отбору. Поскольку подпиточная вода не содержит включений отлаживающихся на внутренних стенках труб, из-за которых увеличивается недогрев, то можно утверждать, что такое перераспределение пара позволит снизить общий расход пара в отбор и на сетевой подогреватель в частности.

Рис. 4. ПТС зависимой тепловой схемы ТЭЦ:

1 - котел; 2 турбина ПТ 60-90 (1); 3 - генератор турбины 1; 4 - группа ПВД турбины 1; 5 - группа ПНД турбины 2; 6 - охладители пара уплотнений турбины 1; 7 - деаэратор турбины 1; 8 - сетевой подогреватель; 9 - пиковый сетевой подогреватель; 10 -потребитель тепловой нагрузки; 11 - насос; 12 - конденсатор турбины 1; 13 - котел; 14 -турбина Т87-90 (2); 15 - генератор турбины 2; 16 - группа ПВД турбины 2; 17 - группа ПНД турбины 2; 18 - охладители пара уплотнений турбины 2; 19 - деаэратор турбины 2; 20 - конденсатор турбины 2; 21 - водоводяной подогреватель.

Главным критерием эффективности предложения может служить более высокая температура, после подогревателя подпиточной воды. Выполнение паропроводов до подогревателя подпиточной воды и площадь теплообмена подогревателя должна быть такой, чтобы эквивалентный недог-рев был меньше, чем в сетевом подогревателе (под эквивалентным недог-ревом понимается недогрев, с учетом недогрева возникающего от потери давления от отбора до подогревателя, т.е. сравнение ведется по параметрам пара в отборе). В противном случае эффективность от внедрения будет отрицательна. Снижение расхода пара на сетевой подогреватель вызовет снижение эквивалентного недогрева подогревателя, ввиду меньшего расхода пара. Вследствие чего можно ожидать снижения давления в теплофикационном отборе, увеличение экономичности турбины и повышения эффективности когенерации.

Таблица 2 - ТЭП схем подпитки теплосети

Наименование Стандартная схема Схема (рис. 5) Схема параллельного включения

Мощность турбины, МВт 60 60 60

Расход пара на турбину, т/ч 288,56 285,9 287,58

Расход сетевой воды, т/ч 1008 1008 1008

Расход подпиточной воды, т/ч 100,8 100,8 100,8

Расход пара на сетевой подогреватель, т/ч 74,62 46,49 68,4

Расход пара на подогреватель подпиточной воды, т/ч - 1,50 1,49

Давление в теплофикационном отборе, МПа 0,157 0,156 0,155

Температурный график, иС 98/58 98/58 98/58

Температура подпиточной воды после вакуумного деаэратора, °С 72 72 72

Температурный напор сетевого подогревателя, °С 12,55 11,64 12,85

Температурный напор подогревателя подпиточной воды, °С - 8,15 8,11

Удельный расход топлива на выработку э/э, г/кВт*ч 321,67 318,25 320,36

Д Ь,% - 1,06 0,41

При такой организации отбора можно рассмотреть два варианта: включение последовательно перед сетевым подогревателем или параллельно сетевому подогревателю. Во втором случае можно ожидать снижение давления пара в теплофикационном отборе. Для параллельной схемы необходимо более высокое давление сетевой воды после дополнительного подогревателя. Показатели рассматриваемых схем в сравнении со стандартной схемой, по результатам численного эксперимента представлены в табл. 2. Как видно из табл. 2, наиболее экономичной схемой является схема последовательного включения теплообменников.

Далее в главе рассматриваются мероприятия, которые могут быть использованы на любой ТЭС, как блочного, так и не блочного типов, на примере Харанорской ГРЭС.

Рис. 5. Усовершенствованная тепловая схема ПТ-60-90: 1 - котел; 2 - турбина; 3 - генератор; 4 - группа ПВД; 5 - группа ПНД; б - охладители пара уплотнений турбины; 7 - конденсатор; 8 - насос; 9 - деаэратор; 10 - вакуумный деаэратор; 11 - подогреватель химически очищенной воды; 12 - сетевой подогреватель; 13 - потребитель тепловой энергии; 14 - пиковый сетевой подогреватель; 15 -эжектор; 16 - дополнительный теплообменник.

Подпиточная вода на тепловой электрической станции, как правило, подогревается паром от коллектора собственных нужд. Температура воды необходимая для химического цеха после подогревателя сырой воды составляет 45 °С, т.е. пар высокого потенциала подготавливает воду низкого потенциала, что является не целесообразным. В то же время на ТЭС достаточно много источников с низкопотенциальным теплоносителем, который может подогреть воду, например сбросная вода после конденсатора, уходящие газы энергетического котла, обратная сетевая вода и др. Экономический эффект при внедрении схемы подогрева сырой воды обратной сетевой водой рис. 6, в снижении удельного расхода топлива на отпуск э/э в размере 0,3 г/кВтч является весомым. При больших восполнениях технологической воды такая схема становится еще более экономичной, при этом вложения требуются небольшие.

водой:

1 - котел; 2 - турбина; 3 - генератор; 4 - группа ПВД; 5 - группа ПНД; б - деаэратор; 7 - пароохладитель; 8 - сетевой подогреватель; 9 - тепловой потребитель; 10 -подогреватель сырой воды.

1 - котел; 2 - турбина; 3 - генератор; 4 - группа ПВД; 5 - группа ПНД; 6 - деаэратор; 7 - пароохладитель; 8 -отопительный агрегат; 9 - тепловой потребитель; 10 - сетевой подогреватель.

Классический метод забора воздуха в холодном климате Российской Федерации для нужд котельного отделения: летом с цеха, а зимой с улицы. Такое распределение связано с тем, что при большой подаче холодного воздуха в цех из-за присосов холодного воздуха будет происходить недопустимое снижение температуры внутри цеха, поэтому при низких температурах наружного воздуха используются калориферы. Воздух греют высокопотенциальным паром второго отбора после его прохождения в редукционной установке. Увеличение расхода пара 2-го отбора в размере 1 кг приводит к увеличению расхода пара на турбину на 1,1 кг, что значительно снижает технико-экономические показатели ТЭС. Предлагаемое решение представлено на рис. 7. С целью недопущения понижения температуры в Главном корпусе необходимо установить воздушные калориферы на 0 отм., в которых греющей средой будет сетевая вода, т.е. про-

изойдет перераспределение нагрузки между вторым и шестым отборами турбины. При этом будет происходить утилизация тепловыделений котла, т.к. на 0 отм. не требуется подогревать весь объем воздуха, т.к. часть воздуха будет поступать через не плотности в Главном корпусе.

В главе 5 произведен анализ эффективности тепловых схем и оптимизации режимов работы турбин. При расчетах, КПД котельного отделения принят 0,9, а КПД транспорта тепла - 0,98, теплота сгорания топлива (Харанорский уголь) - 11930 кДж/кг, а его стоимость 786 руб./т. В качестве критерия экономичности выбраны два следующих показателя: чистый дисконтированный доход (ЧДЦ); срок окупаемости инвестиций (Ток). При расчетах схем рис. 6, рис. 7 цена условного топлива принята 1300 руб./т.у.т., а КПД котельного отделения 0,93.

Каждая из рассмотренных тепловых схем экономична. Расчетным периодом для возврата инвестиций, при рассмотрении экономичности тепловых схем, было выбрано 5 лет, т.к. в большинстве случаев генерирующие компании строят прогнозы и бизнес-планы на 5 лет. Делать прогнозы в перспективу на десятилетия на данном этапе экономического развития России достаточно тяжело.

Рассмотренные беззатратные способы повышения эффективности работы ТЭС дают существенную экономию без каких-либо вложений, так управление ТЭС в оптимальном режиме может дать экономию в 187 тыс. руб.

Все рассмотренные тепловые схемы имеют срок окупаемости меньше 5 лет. Схема со снижением температуры обратной сетевой воды имеет срок окупаемости меньше одного года, причем к концу пятилетки инвестор заработает 5790 тыс. руб. Тепловая схема с подогревом подпиточной воды имеет срок окупаемости 4 месяца, а к концу пятилетки инвестор получит 8360 тыс. руб. Схема подогрева сырой воды обратной сетевой водой имеет срок окупаемости год и шесть месяцев, при возврате капитала к

концу пятилетки в размере 579 тыс. руб. Данная схема имеет малую инерционность при подогреве сырой воды до определенной температуры, в виду того, что сырую воду необходимо пропускать через осветлитель ВТИ, в котором необходимо иметь достаточно точную температуру воды, для оптимального протекания химических реакций. Эффективность схемы с изменением забора холодного воздуха обусловлена сроком окупаемости в 1 мес. и получением дохода к концу пятилетки в размере 13873 тыс. руб., что делает данное решение наиболее ценным с инвестиционной точки зрения.

Основные выводы и результаты:

1. Разработан принцип расчета тепловой схемы, основанный на декомпозиции последовательности расчета, позволяющий повысить надежность циклических вычислений.

2. Разработанная модель оптимизации режимов работы ТЭЦ основанная на ее декомпозиции, позволяющая с высокой скоростью находить решение, реализованная на ЭВМ.

3. Предложен и обоснован новый способ повышения эффективности использования низкопотенциального тепла, основанный на перераспределении тепла между низкопотенциальными частями турбин. Проведен экономический расчет как при наличии чисто конденсационной турбины, так и при наличии только теплофикационных турбин. При этом оптимизация в данных случаях несколько отличается друг от друга необходимостью дополнительно перераспределять электрическую нагрузку в пользу конденсационной турбины.

4. Представлены и обоснованы способы повышения эффективности использования теплофикационного отбора, основанные на перераспределении тепла между турбинным оборудованием различной экономичности.

5. Представлен расчет экономической эффективности применения разработанных схем и определена инвестиционная привлекательность раз-

работанных малозатратных способов оптимизации режимов и потокорас-пределения.

6. Определен экономический эффект от внедрения разработанной программы для ЭВМ на примере Харанорской ГРЭС с учетом реальных режимов работы оборудования и обоснована целесообразность ее применения.

Основные результаты, изложенные в диссертации, содержатся в следующих работах:

1. Иванов СЛ. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения с учетом динамических характеристик объектов/ С. А. Иванов, П.Г. Сафронов, Н. В. Горячих//Научно-технические ведомости СПбГПУ. 2009. -№3.-С. 53-63.

2. Иванов С.А. Способы повышения экономичности станции при прохождении пиков и провалов электрических нагрузок/ СЛ. Иванов, Н.В. Горячих, П.Г. Сафронов//Научно-технические ведомости СПбГПУ. 2009. № 4-1. - С. 166-172.

3. Иванов С.А. Повышение экономичности ТЭЦ путем оптимизации распределения потоков теплоты/С.А. Иванов, А.Г. Батухтин, П.Г. Сафронов//Промышленная энергетика. 2011. № З.-С. 2-7.

4. Сафронов П.Г, Способ увеличения экономичности основного оборудования ТЭЦ/П.Г, Сафронов, А.Г. Батухтин, СЛ. Иванов, И.Ю. Батухтина//Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. 2010. Ml.- С175-178.

5. Патент РФ №2406830. Способ работы тепловой электрической станции/ СЛ. Иванов, А.Г. Батухтин, П.Г. Сафронов. Опубл. 20.12.2010 г. Бюл. №35.

6. Патент РФ №2421505. Способ снижения вредных выбросов при сжигании углей в топках с кипящим слоем/А.Г. Батухтин, М.С. Басс, Ю.В. Дорфман, П.Г. Сафронов. Опубл. 20.06.2011 г. Бюл. №17.

7. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2009614236. Программа расчета реальных тепловых схем ТЭС и распределения тепловых и электрических нагрузок между агрегатами «Scheme Calculation». / А.Г. Батухтин, П.Г. Сафронов, В.А. Мершеева.

8. Сафронов П.Г. Оптимальное распределение нагрузок между агрегатами на станциях с поперечными связями/ П.Г. Сафронов, А.Г. Батухтин. - Материалы IV Всероссийской научно-практической конференции «Энергетика в современном мире». -Чита: ЧитГУ, 2009. - Ч. I. - 302 с. - С. 33-39.

9. Сафронов П.Г. Согласованная модель паровой турбины/ П.Г. Сафронов, А. Г.. Батухтин. - Труды 52-й научной конференции МФТИ «Современные проблемы фунда-

ментальных и прикладных наук». - Москва: МФТИ, 2009. - Ч. VIII. - 286 с. - С. 266268.

10. Сафронов П.Г. Модель турбины в промежутке длительной эксплуатации/ П.Г. Сафронов, А.Г. Батухтин. - Материалы IX Всероссийской конференции молодых ученых по математическому моделированию и информационным технологиям «Математическое моделирование и информационные технологии». - Иркутск: 2010. С. 72.

11. Стрельников A.C. Повышение эффективности использования теплофикационных отборов турбины/ A.C. Стрельников, П.Г. Сафронов. - Материалы XIV Всероссийской конференции «Фундаментальные исследования и инновации в национальных исследовательских университетах»- Санкт-Петербург: Издательство Политехнического университета, 2010. - С. 372. - С. 226-228.

12. Иванов С.А. Малозатратные методы повышения экономичности ТЭЦ/ С.А. Иванов, П.Г. Сафронов. - Энергетика в глобальном мире: сб. тезисов докладов первого международного технического конгресса.- Красноярск:000 «Версо», 2010г. с. 95-96

13. Сафронов, П.Г. Повышение надежности и экономичности производства энергии на ТЭЦ/ П.Г. Сафронов. - Материалы объединенного симпозиума приуроченного к 50-летнему Юбилею Института систем энергетики им. JI.A. Мелентьева СО РАН. Сборник статей на CD-Диске: С 3-3.

14. Сафронов П.Г. Повышение эффективности подпитки теплосети на примере ТЭЦ г. Чита/ П.Г. Сафронов, А.Г. Батухтин, С.А. Иванов. - Кулагинские чтения: X Международная научно-практическая конференция. Чита: ЧитГУ, 2010. Ч. V. С. 20-23.

Подписано в печать 11.11.2011. Формат 60х84"16 Объем 1 уч.-изд.л. Тираж 100 экз. Заказ № 160

Отпечатано в типографии Забайкальского государственного университета, 672039, г. Чита, ул. Александро-Заводская, 30

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ И ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ.

1.1. Оптимизация режимов работы основного оборудования ТЭЦ.

1.1.2 Существующие работы по распределению нагрузок мезду турбоагрегатами ТЭЦ.

1.2. Оптимизация тепловой схемы.

1.3. Существующие методы перераспределения теплоносителя.

1.4 Существующие научные технические разработки, в области моделирования режимов работы турбин.

1.5 Существующий уровень развития технологий программирования вычислительной техники и технологий программирования.

ГЛАВА 2. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ.

ГЛАВА 3. ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ОСНОВНОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ:.;.:.

ГЛАВА 4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ТЭЦ.

4.1. Методические принципы снижения температуры сетевой воды.

4.1.1. Эффективность метода снижения температуры сетевой воды меяеду теплофикационным и конденсационным блоками.

4.1.2 Эффективность метода снижения температуры сетевой воды между теплофикационными блоками.

4.2 Схема повышения эффективности подпитки тепловой сети.

4.3 Подогрев сырой воды обратной сетевой водой.

4.4 Оптимизация забора холодного воздуха.

4.5 Способ управления теплофикационной установкой подключенной к нерегулируемым отборам.

ГЛАВА 5. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МАЛОЗАТРАТНЫХ СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭКОНОМИЧНОСТИ

5.1 Оценка эффективности схемы со снижением температуры обратной сетевой воды.

5.2 Оценка эффективности схемы с подогревом подпиточной воды.

5.3 Оценка эффективности схемы с подогревом сырой воды.

5.4 Оценка эффективности схемы с изменением забора холодного воздуха.

Повышение эффективности топливоиспользования на ТЭС всегда являлось приоритетным направлением развития науки в области энергетики. В условиях рынка для получения максимальной прибыли генерирующим компаниям необходимо снижать производственные издержки. Федеральный закон РФ от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» вынуждает компании искать пути повышения эффективности топливоиспользования.

На экономичность работы ТЭС, сильно влияет эффективность передачи и распределения энергии. Ее повышение, путем оптимизации режимов работ и оптимизации тепловой схемы, посвящено значительное количество трудов таких авторов как Андрющенко А.И., Клер A.M., Хлебалин Ю.М., Боровков В.М., Шарапов В.И. и др. Спад производства в 90-х гг. прошлого века серьезно отразился на развитии отрасли. Новые технологии, разрабатываемые различными организациями, с трудом находили применение на энергетических предприятиях. Между тем, переход на рыночные отношения и политизированное регулирование тарифов не позволяют производить обновление производственных фондов в необходимом объеме. Оборудование, используемое на станциях, зачастую выработало свой парковый ресурс, морально и физически устарело. В данной ситуации необходимо искать возможности по увеличению эффективности производства, при малых капитальных вложениях.

Исследование, направленное на разработку малозатратных способов оптимизации режимов и потокораспределения на ТЭЦ соответствует одному из приоритетных направлений развития науки, технологий и техники в РФ (утв. Президентом РФ 21.05.2006 г., ПР - 843): энергетика и энергосбережение. Поэтому данная работа является актуальной.

Научная новизна:

1. Разработан принцип расчета тепловой схемы, основанный на декомпозиции последовательности расчета, позволяющий повысить надежность циклических вычислений.

2. Разработаны тепловые схемы, позволяющие повысить эффективность работы турбин.

3. Предложены способы повышения эффективности производства энергии на низкоэкономичном оборудовании, путем перераспределения потоков пара теплофикационного отбора, за счет изменения компоновки тепловой схемы.

4. Предложен способ повышения эффективности использования низкопотенциального тепла двух турбин одновременно, путем установки дополнительного теплообменника и перераспределении энергетических потоков между турбинами.

Достоверность результатов и выводов обеспечивается корректным использованием применяемого математического аппарата, удовлетворительным совпадением параметров, полученных расчетами на модели, с эксплуатационными параметрами Харанорской ГРЭС.

Практическая ценность:

1. Разработана модель поиска оптимального распределения трех видов нагрузок (тепловой, промышленной и электрической) между турбоагрегатами ТЭЦ, позволяющая, за счет разбиения тепловой, промышленной и электрической нагрузок турбины на области и расчета в несколько этапов, находить с высокой скоростью оптимальное распределение нагрузок между оборудованием.

2. Модель поиска оптимального распределения трех видов нагрузок (тепловой, промышленной и электрической) между турбоагрегатами ТЭЦ реализована в программе для ЭВМ, которая может быть применена практически к любой ТЭЦ и надстроена в других программах.

3. Предложенные тепловые схемы могут быть использованы, как на вновь вводимых, так и на существующих объектах.

4. Доказана эффективность перераспределения энергетических потоков между оборудованием, на основе, которой могут быть разработаны мероприятия, повышающие экономичность производства энергии.

Реализация результатов работы

Результаты выполненной работы использованы в учебном процессе на кафедре тепловых электрических станций Забайкальского государственного университета. Предложенные в диссертационной работе решения использованы при выполнении хоздоговоров и госбюджетных НИР: «Разработка прогрессивных технологий по использованию природного цеолитсодержащего сырья Забайкальского края для повышения экологической безопасности производственных процессов в энергетике» (г/к № 02.740.11.0028), и на предприятиях энергетики Забайкальского края.

Основные научные положения, выносимые на защиту:

1. Способ поиска оптимального распределения нагрузок, основанный на декомпозиции решаемой задачи, позволяющий с высокой скоростью находить оптимальное распределение нагрузок между оборудованием.

2. Способы оптимизации потокораспределения теплоносителя, направленные на повышение эффективности использования топлива на ТЭЦ.

3. Способ повышения эффективности производства энергии на ТЭЦ путем оптимизации использования низкопотенциального тепла, основанного на перераспределении энергетических потоков между оборудованием.

Апробация работы. Основные методологические положения и результаты исследований, по теме диссертации, докладывались и обсуждались на конференциях: Энергетика в современном мире: Всероссийской научно-практической конференции (Чита 2009, 2011); Кулагинские чтения: Всероссийская научно-практическая конференция (ЧитГУ, Чита 2009, 2010); 52-й научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук» (МФТИ, Москва 2009); IX Всероссийской конференции молодых ученых по математическому моделированию и информационным технологиям «Математическое моделирование и информационные технологии» (Иркутск 2010); XIII Всероссийской конференции по проблемам науки 6 и высшей школы: Фундаментальные исследования и инновации в технических университетах (СПбГПУ, Санкт-Петербург 2010); Международном техническом конгрессе: Энергетика в глобальном мире (СФУ, Красноярск 2010), Объединенном симпозиуме, приуроченному к 50-летнему Юбилею Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН (Иркутск 2010).

Личный вклад автора состоял в: постановке задачи исследования; разработке методических основ расчета тепловой схемы (ПТС); создание на основе разработанной модели компьютерной программы; вычислительных экспериментах и обработке результатов; разработке технических решений и подаче заявок на получение патента; анализе эффективности предлагаемых технических решений.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ из них 4 в изданиях рекомендованных ВАК. Получено 1 свидетельство о регистрации программ, 2 патента на изобретения.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованных источников. Содержит 128 страниц машинописного текста, 17 рисунков, 40 таблиц и библиографию из 101 источника.

Основные выводы и результаты:

1. Разработан принцип расчета тепловой схемы, основанный на декомпозиции последовательности расчета, позволяющий повысить надежность циклических вычислений.

2. Разработанная модель оптимизации режимов работы ТЭЦ основанная на ее декомпозиции, позволяющая с высокой скоростью находить решение, реализованная на ЭВМ.

3. Предложен и обоснован новый способ повышения эффективности использования низкопотенциального тепла, основанный на перераспределении тепла между низкопотенциальными частями турбин. Проведен экономический расчет как при наличии чисто конденсационной турбины, так и при наличии только теплофикационных турбин. При этом оптимизация в данных случаях несколько отличается друг от друга необходимостью дополнительно перераспределять электрическую нагрузку в пользу конденсационной турбины.

4. Представлены и обоснованы способы повышения эффективности ис пользования теплофикационного отбора, основанные на перераспределении тепла между турбинным оборудованием различной экономичности.

5. Представлен расчет экономической эффективности применения разработанных схем и определена инвестиционная привлекательность разработанных малозатратных способов оптимизации режимов и потокораспределе-ния.

6. Определен экономический эффект от внедрения разработанной программы для ЭВМ на примере Харанорской ГРЭС с учетом реальных режимов работы оборудования и обоснована целесообразность ее применения.

Заключение

1. РД 153-34.0-09.163-00

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

3. Аттетков, A.B. Методы оптимизации: Учеб. для вузов/ A.B. Аттет-ков, C.B. Галкин, B.C. Зарубин; Под ред. B.C. Зарубиа -М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2003. 440 с.

4. Бейко, И. В. Методы и алгоритмы решения задач оптимизации./ И.В. Бейко, Б.Н. Бублик, П.Н. Зинько К.: Высш. шк. Головное изд-во, 1983.-512 с.

5. Иванов, Н.С. Математическая модель оптимизации краткосрочных режимов работы ТЭЦ в условиях конкурентного рынка/Н.С. Иванов, В.И. Беспалов, Н.С. Лопатин// Известия ТПУ. 2008. - Т. 313. - С. 37-40.

6. Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок/ Л.С. Попырин. -Н.:Энергия, 1978.-416с.

7. Иванов, Н.С. Программный комплекс для оптимизации режимов работы тепловых электростанций и эффективность его применения/ Н.С. Иванов, В.И. Беспалов, Н.С. Лопатин // Известия ТПУ. 2008. - Т. 313. - С. 40-44.

8. Ледуховаский, Г.В.Повышение эффективности работы ТЭЦ при использовании байпасирования и рециркуляции сетевой воды в теплофика-. ционных установках турбин/ Г.В. Ледуховаский, A.A. Поспелов, М.Ю Зорин., A.A. Борисов// Вестник ИГЭУ. 2009. - №2. - С. 21-26.

9. Жуков, В.П. Оптимизация многоступенчатых теплофикационных установок/ В.П. Жуков, A.A. Борисов, Г.В. Ледуховский, A.A. Коротков// Вестник ИГЭУ. 2008. - №2. - С. 38-41.

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

11. И. Басс, М.С. Повышение экономичности работы ТЭЦ с поперечными связями на основе оптимизации режимов работы и тепловой схемы: автореферат дис. канд. техн. наук. Улан-Удэ 2004.

12. Ромашова, О.Ю. Распределение нагрузок на ТЭЦ с поперечными связями с учетом потокораспределения воды: автореферат дис. канд. техн. наук. Томск 2007. - 127 с.

13. Барочкин, Е.В. Анализ и оптимальный синтез теплообменных систем со сложной конфигурацией потоков в энергетических и химических комплексах: дисс. .докт. техн. наук. Иваново 2008. -294 с.

14. Хамидов, Ш.В. Оптимизация состава работающего оборудования электростанций энергосистем: дисс.канд. техн. наук.-Ташкент 1984. 128 с.

15. Клер, A.M. Оптимизация режимов работы ТЭЦ с учетом реального состояния оборудования/А.М. Клер, A.C. Максимов, E.JI. Степанова// Теплоэнергетика. 2009. - №6. - С. 50-54.

16. Патент РФ № 2244132. Способ работы тепловой электрической станции/ В.И. Шарапов, Е.В. Макарова. Заявл. 05.08.2003 г. Опубл. 10.01.2005 г.

17. Патент РФ № 2246624. Способ работы тепловой электрической, станции/ В.И. Шарапов, Е.В. Макарова. Заявл. 05.08.2003 г. Опубл.2002.2005 г.

18. Патент РФ № 2247840. Способ работы тепловой электрической станции/В.А. Стенин. Заявл. 14.01.2003 г. Опубл. 10.03.2005 г.

19. Патент РФ № 2269013. Способ работы тепловой электрической станции/ В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, Н.С. Подстрешная. Заявл. 05.03.2004 г. Опубл. 27.01.2006 г.

20. Патент РФ № 2269653. Способ работы тепловой электрической станции/ В.И. Шарапов, Е.В. Макарова. Заявл. 11.05.2004 г. Опубл.1002.2006 г.

21. Патент РФ № 2269656. Способ работы тепловой электрической станции / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, Н.С. Подстрешная. Заявл. 11.05.2004 г. Опубл. 10.02.2006 г.

22. Боровков, В.М. Тепловые схемы ТЭС и АЭС/ В.М. Боровков, О.И Демидов, С.А. Казаров и др.; Под ред. С.А. Казаров. СПБ.: Энергоатомиздат. Санкт-Петербургское отд-ние, 1995.- 392 с. ил.

23. A.C. № 1193275. Способ работы теплофикационной паротурбинной установки/ В.А. Иванов, В.М. Боровков, Ю.В. Смолкин// Открытия и изобритения. 1988 № 43.

24. Кубашов, С.Е. Регенерация низкопотенциальных потоков теплоты тепловых электрических станций: дис.канд. техн. наук.-Ульяновск 2008. -212 с.

25. Замалеев, М.М. Повышение эффективности систем регенерации теплофикационных паровых турбин: дис.канд. техн. наук.-Ульяновск 2008. -202 с.

26. Малинина, О.В. Исследование влияния расхода выпара и способов его утилизации на эффективность термической деаэрации: дис.канд. техн. наук. Ульяновск 2004. -150 с.

27. Шарапов, В.И. Разработка высокоэффективных режимов и схем подготовки подпиточной воды систем теплоснабжения с применением вакуумных деаэраторов: автореферат дис. докт. техн. наук. Ульяновск 1994.42 с.

28. Пазушкин, П.Б. Совершенствование схем подогрева потоков подпиточной воды систем теплоснабжения в теплофикационных паротурбинных установках: дисс.канд. техн. наук. Ульяновск 2005. -204 с.

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

30. Иванов, В.А. Режимы мощных паротурбинных установок/В.А. Иванов. Л.: Энергоатомиздат, 1986. - 248 с.

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

32. Бененсон, Е.И. Теплофикационные паровые турбины/ Е.И. Бе-ненсон, Л .С. Иоффе.- М.: Энергоатомиздат, 1986.

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

34. Казаров, С.А. Пути повышения тепловой мощности турбоуста-новок в период работы ТЭЦ с включенными ПВК/ С.А. Казаров, В.А. Иванов, В.М. Боровков, В.В. Ванчиков// Электрические станции. 1991. - №4. -С.35-39.

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

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

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

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

39. Безлепкин, В.П. Регулировочный диапазон тепловых электростанций/ В.П. Безлепкин, С.Я. Михайлов. JL: Энергоатомиздат, 1990. - 168 с.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

49. Работа ТЭЦ в объединенных энергосистемах/ Под ред. В.П. Ко-рытникова. М.: Энергия, 1976. - 216 с.

50. Вульман, Ф.А. Расчет параметров и показателей тепловой схемы на быстродействующей цифровой вычислительной машине/ В.А. Вульман. -Теплоэнергетика, 1963,№ 9,с.2-6.

51. Вульман, Ф.А. Тепловые расчёты на ЭВМ теплоэнергетических установок/ Ф.А. Вульман, Н.С. Хорьков. -М.:Энергия, 1975.-200с.

52. Зорин, В.М. Универсальная математическая модель для расчёта тепловых схем АЭС и АТЭЦ/ В.М. Зорин, A.M. Бисярин.-Тр.МЭИ,1980, вып.474, с. 148-161.

53. Иванов, В.А. Расчёт на ЭВМ тепловых схем мощных паротурбинных установок/ В.А. Иванов, Б.Н. Мельников. Известия вузов СССР, Энергетика, 1974,№ 1,с.63-67.

54. Кутахов, А.Г. Разработка способов глубокой разгрузки турбоагрегатов ТЭЦ в отопительный период, реализуемых режимными мероприятиями: дис.канд. техн. наук.-JI.: ЛПИ, 1985.-185с.

55. Палагин, A.A. Автоматизация проектирования тепловых схем тур-боустановок/ A.A. Палагин. -Киев.Наукова Думка, 1933.-15Эс.

56. Попырин, Л.С. Автоматизация математического моделирования теплоэнергетических установок/ Л.С. Попырин, В.И. Самусев, В.В. Эпель-пггейн.-М. :Наука,1981 .-352с.

57. Апатовский Л.Е. Расчёт тепловых схем паротурбинных установок с секционированием конденсационного устройства на ЭВМ / Л.Е. Апатовский, М.З. Кривошей, Г.Г. Пурыгин, Г.Б. Смирнов. -Энергомашиностроение, 1982.№2,с.15-19.

58. Сыропущинский, В.М. Принципы построения программы расчёта тепловых схем паротурбинных установок с автоматическим формированием алгоритма/ В.М. Сыропущинский, JI.B. Шатон. Известия вузов СССР. Энергетика, 1960,№5,с. 105-108.

59. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник/ Под общ. Ред. чл.-корр. РАН A.B. Клименко и проф. В.М. Зорина.- 3-е изд., пере-раб и доп. М.: Издательство МЭИ, 2003.-645 с.

60. Stodola А. Die Dampf- und Gasturbinen/ A Stodola. Berlin, SpringerVerlog, 1924-238 s.

61. Кириллов, И.И. Теория турбомашин/ И.И. Кириллов.-Л.Машиностроение, 1972.-496 с.

62. Самойлович, Г.С. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах/Г.С. Самойлович, Б.М. Трояновский. М.: Энергоиздат, 1982.-496с.

63. Таранов, Б.П. О взаимосвязи между давлениями до и после паротурбинного отсека и расходом пара черев отсек/Б.П. Таранов. Известия втузов СССР.Энергетика, 1959,№ 1 .с.41 -47.

64. Флюгель, Г. Паровые турбины/ Г. Флюгель; Пер.с нем.-Л-М. :ГОНТИ,НКТМ СССР, 1939.-255С.

65. Щегляев, A.B. Паровые турбины/ A.B. Щегляев.-М.:Энергия,1976.368с.

66. Алексеев, О.Н. Исследование турбинных ступеней для наддува судовых дизелей большой мощности: дис.канд.техн.наук.-г.Брянск, БМЗ, I966.-202C.

67. Гончар, В.К. Повышение эффективности и маневренности теплофикационных турбоустановок: дис.канд.техн.наук. -Киев, КПИ, 1963.-182с.

68. Дехович, Д.А. Метод расчета и исследование характеристик осевых и радиальных турбинных ступеней: дис.канд.техн.наук. -Л.:ЛПИ,1966.-184С.

69. Котляр, И.В. Переменный режим работы газотурбинных установок/И.В. Котляр. -M.: Машгиз, 1961.-227с.

70. Морозов, С.Г. Тепловые расчеты паровой турбины при переменных режимах/ С.Г. Морозов.:М.:Машгиз,1962.-303с.

71. Чупирев, Д.А. Проектирование и тепловые расчёты стационарных паровых турбин/ Д.А. Чупирев.-М.:Машгиз, 1953.-191 с.

72. Кириллов, И.И. Теория и конструкция паровых турбин/ И.И. Кириллов, С.А. Кантор. M.-JL: Машгиз, 1947.-308с.

73. Бодюл, C.B. Комплекс программ для расчета термодинамических циклов паротурбинных установок/ C.B. Бодюл, A.A. Вассерман, А.Г. Слынь-ко//Промышленная теплотехника. 2003. - том 25 №2. - С. 58-61.

74. Боресков A.B. Основы работы с технологией CUDA. М.:ДМК Пресс, 2010.-232 с.:ил.

75. Бобровский С.И. Delphi 7. Учебный курс. СПб.: Питер, 2004. -736 с.:ил.78. www.Microsofl.com

76. Шпаковский Г.И. Программирование для многопроцессорных систем в стандарте MPI/ Г.И. Шпаковский, Н.В. Серикова. Минск: БГУ, 2002-323 с.

77. Иванов, С.А. Способы повышения экономичности станции при прохождении пиков и провалов электрических нагрузок/ С.А. Иванов, Н.В. Горячих, П.Г.Сафронов// Научно-технические ведомости СПБГПУ. 2009. № 4-1.-С. 166-172.

78. Костюк, А.Г. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп./А.Г. Костюк, В.В. Фролов,

79. А.Е. Булкин, А.Д. Трухний; Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. М.: Издательство МЭЙ, 2001. - 488 с. ил.

80. Иванов, С.А. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения с учетом динамических характеристик объектов/ С.А. Иванов, П.Г. Сафронов, Н.В. Горячих// Научно-технические ведомости СПБГПУ. 2009. -№ 3. С. 53-63.

81. Сафронов, П.Г. Согласованная модель паровой турбины/ П.Г. Сафронов, А. Г. Батухтин. Труды 52-й научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук». - Москва: МФТИ, 2009. - Ч. VIII. - 286 с. - С. 266-268.

82. Степанов B.C. Оценка негативного воздействия технических объектов на окружающую среду методами термодинамического анализа/ B.C. Степанов, Т.Б. Степанова// Промышленная энергетика. 2010 №2 с. 48-56.

83. Сафронов, П.Г. Способ увеличения экономичности основного оборудования ТЭЦ/ П.Г. Сафронов, А.Г. Батухтин, С.А. Иванов, И.Ю. Батух-тина// Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. 2010. № 1.-С 175-178.

84. Патент РФ №2406830. Способ работы тепловой электрической станции/ С.А. Иванов, А.Г. Батухтин, П.Г. Сафронов. Опубл. 20.12.2010 г. Бюл. №35.

85. Иванов С.А. Повышение экономичности ТЭЦ путем оптимизации распределения потоков теплоты/ С.А. Иванов, А.Г. Батухтин, П.Г. Сафронов// Промышленная энергетика. 2011. № 3. С. 2-7.

86. Рыжкин, В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ В.Я. Рыжкин; Под ред. В.Я. Гришфельда. 3-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1987.- 328 е.; ил.

87. Буров, В.Д. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ В.Д. Буров, Е.В. Дорохов, Д.П. Елизаров и др.; под ред. В.М. Лавыгина, A.C. Седлова, C.B. Цанева. М.: Издательство МЭИ, 2005 - 454 е.; ил.

88. Отчет о научно-исследовательской работе: "повышение эффективности работы ТЭС Читинской энергосистемы". Ч. 2 Оптимизация режимов отпуска тепла от Читинской ТЭЦ 1 (заключительный). Чита: 1989 г.

89. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Официальное издание/ Утверждено: Госстрой России № 7-12/47. - М.: Информэлектро, 1994.-78 с.

90. Семенов, Б.А. Оптимизация систем теплоиспользования в системах централизованного теплоснабжения городов: дис.докт. тех.наук Саратов: СГТУ, 2002 г. - 527 с.

91. Иванов, С.А. Малозатратные методы повышения экономичности ТЭЦ/ С.А. Иванов, П.Г. Сафронов. Энергетика в глобальном мире: сб. тезисов докладов первого международного технического конгресса.- Красно-ярскЮОО «Версо», 2010г. с. 95-96

92. Патент РФ №2421505. Способ снижения вредных выбросов при сжигании углей в топках с кипящим слоем/ А.Г. Батухтин, М.С. Басс, Ю.В. Дорфман, П.Г. Сафронов. Опубл. 20.06.2011 г. Бюл. №17.

93. Сафронов П.Г. Повышение эффективности подпитки теплосети на примере ТЭЦ г. Чита/ П.Г. Сафронов, А.Г. Батухтин, С.А. Иванов. Кула-гинские чтения: X Международная научно-практическая конференция. Чита: ЧитГУ, 2010. Ч. V. С. 20-23.