автореферат диссертации по энергетике, 05.14.15, диссертация на тему:Результаты разработки методов увеличения регулировочного диапазона тепловых электростанций с целью повышения эффективности их работы



МОСКОВСКИЙ ордена ЛЕНИНА и ордена ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЖЦШ / /

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИ! 1 ИНСТИТУТ / '

На правах рукописи

ЕЕЗЛЕПКИН Виктор Павлович

УДК 621.311.22

РЕЗУЛЬТАТЫ РАЗРАБОТКИ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИХ РАБОТЫ

Специальность 05.14.14 - Тепловые электрические станции

и тепловые сети

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук ■

(/сб дбМе*

еъ, Sf.td.if

Москва - 1989

Работа выполнена на кафедре Атомных и тепловых энергетических установок Ленинградского ордена Ленина политехнического института.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессо КАЛАМТИ Д.Д.

доктор технических наук, профессс КУЛАЗДШ А.А.

доктор технических наук, профессс ПОПОВ А.И.

Ведущее предприятие - производственное объединение турбс строения Ленинградский металлический завод.

Защита состоится "_"_19 года в аудитории №_ в_часов_минут на заседании Специализированного совета Д.053.16.01 при Московском ордена Ленина и ордена Октябрьской Революции энергетическом институте.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенных печатью, просим направлять по адресу: 105835, ГСП, Москва, Е-250, .Красноказарменная улица, дом 14, Ученый Совет МЭИ.

Автореферат разослан"_"_1989 года

Ученый секретарь Специализированного

совета, кандидат технических наук, _ Т^

доцент С.Г.Тишин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность. Огромные масштабы производства электрической и тепловой энергии и потребления топлива тепловыми электростанциями Советского Союза определяют большую важность для народного хозяйства страны научно-исследовательских работ, направленных на существенное повышение эффективности ТЭС. К таким работам относятся исследования и разработки, выполненные в настоящей диссертации.

Содержащиеся в диссертации исследования выполнены в соответствии с целевой комплексной научно-технической программой ПОТ О.Ц - 002 на 1981 - 1985 годы, задание 06.02 "Разработать и освоить маневренные режимы серийных теплофикационных турбин с целью использования ТЭЦ для регулирования графика электрических нагрузок", научно-технической программой "Энергосистема", проблема 06.04.01 (приказ по Минэнерго СССР, Минвузу СССР и Минвузу РСФСР Я 318/881/451 от 30.07.82/30.07.82/10.08.82); отраслевой программой ОНТП 01.01.05 "Повышение маневренности тепловых электростанций"; проблемой "Разработка и освоение маневренных режимов теплофикационных турбин с целью использования ТЭЦ для регулирования графика электрических нагрузок" (приказ по Минэнерго СССР, Минэнергомашу и Минэлектротехпрому й 197/221/380 от 22.06.84) и др.

Нель работы. Основная цель диссертации заключается в теоретическом обосновании, разработке и практической реализации новых способов увеличения регулировочного диапазона и повышения эффективности работы тепловых электростанций в электроэнергетических системах Советского Союза.

Научная новизна. В диссертации разработан метод учета воли-чины регулировочного диапазона ТЭС при определении приведенных затрат на производство электрической энергии. С помощью этого метода установлено, что в энергосистемах с большой долей АХ и повышенной неравномерностью электропотребления существенное повышение эффективности работы тепловых электростанций может быть получено путем увеличения их регулировочного диапазона.

Показано, что при работе турбин без потерь теплоты в конденсаторе влияние регенеративного процесса на тепловую экономичность установки утрачивается. Выявлена принципиальная возможность снижения электрической мощности турбин, работающих по

тепловому графику с заданным отпуском теплоты, путем уменьшения расхода пара в регенеративные отборы. Для основных типов турбин разработаны К , (г - диаграммы тепловых балансов. Предложена новая энергетическая характеристика паровых турбин - коэффициент регенерации теплоты. Получены формулы, описывающие зависимость энергетических характеристик ПТУ от коэффициента регенерации.

Установлено, что при работе теплофикационных турбин без потерь теплоты в конденсаторе снижение температуры перегрева пара также не приводит к снижению тепловой экономичности установки, а электрическая мощность турбин, работающих по тепловому графику с заданны;.» отпуском теплоты, может быть существенно уменьшена путем снижения температуры перегрева пара. Получейы зависимости энергетических характеристик теплофикационных ПТУ, работающих по тепловому графику с постоянным отпуском теплоты, от температуры пара.

Осуществлены промышленные испытания работающих по тепловому графику теплофикационных паротурбинных установок различных типов с отключением ПВД, снижением температуры первичного и вторичного перегрева пара и повышением давления в отопительных отборах, позволившие определить реальные величины снижения электрической мощности и характер изменения параметров рабочего тела этих установок.

Показано, что парогазовые установки могут обеспечить значительное увеличение регулировочного диапазона ТЭС. Получены расчетные формулы, позволяющие определять разницу в тепловой экономичности парогазовых установок в высоконапорным парогенератором (ПГУВ) и со сбросом газов в котел (ПГУС). Определен характер влияния различных факторов и получены значения величины этой разницы в широком диапазоне изменения параметров рабочих тел и характеристик оборудования.

Получены уравнения, позволяющие учитывать количественные показатели надежности ПГУ, выполненных по различным технологическим схемам, в приведенных затратах на производство электроэнергии. Разработана номограмма для определения затрат в аварийный резерв ПЕТ.

На опытно-промыпиенной установке осуществлены комплексные исследования рабочих процессов ПТУ со сбросом газов в котел и получены данные по полноте сгорания различных топлив в атмос-

фере выхлопных газов ГТА.

В результате теоретических обобщений определены наиболее перспективные типы парогазовых установок для энергосистем с различным составом генерирующего оборудования и разной стпеныа неравномерности электропотреблеиия.

В качестве эффективного средства, позволяющего ослабить отрицательное влияние колебаний параметров атмосферы на характеристики ГГУ и ИГУ и значительно увеличить величину их регулировочного диапазона, предложен наддув компрессора газотурбинного агрегата дутьевым вентилятором котла. Создапа методика расчета тепловых схем газотурбинных и парогазовых установок, работающих с наддувом и испарительным охлаждением. Получены формулы, позволяющие определять КПД газотурбинных и парогазовых установок, работающих с наддувом и испарительным охлаждением, и находить оптимальную степень повышения давления воздуха в наддувном агрегате этих установок. Определены оптимальные параметры наддува для различных условий работы ГТУ и ПГУ.

Установлено, что модернизация тепловых электростанций по парогазовому циклу наряду с продлением срока службы оборудования, повышением тепловой экономичности и увеличением установленной мощности ТЭС позволяет значительно расширить их регулировочный диапазон. Получены расчетные формулы душ определения расхода топлива и приведенных затрат на производство электроэнергии на ТЭС, модернизированных по парогазовому циклу. Выявлены факторы, определяющие эффективность такой модернизации и определены наиболее эффективные способы и объекты модернизации. Доказано, что величина экономии приведенных затрат и расхода топлива в энергосистеме не зависит от того, какие установки - конденсационные или теплофикационные - модернизирует по парогазовому шилу.

Новизна выполненных разработок подтверждается десятью авторскими свидетельствами на изобретение.

Практическая тюнность и реализация работы. В результате выполненных исследований и разработок предложены и реализованы новые способы увеличения регулировочного .диапазона ТЭС, а такта схемы и режимы работы оборудования тепловых электростанций, что позволило получить значительную экономию приведенных

затрат к расхода топлива.

Разработанный автором способ снккения электрической мощности работающих по тепловому графику паротурбинных установок путем обвода ПЗК, снижения температуры перегрева пара и повышения давления в отопительных отборах позволяет увеличить регулировочный диапазон ТЭЦ на 25 - 4С$ при постоянном отпуске теплоты из отборов турбины. Внедрение этого способа на ТЭЦ 14, 17, 21 и 22 Ленэнерго наряду с ослаблением проблемы регулирования мощности в энергосистеме обеспечивает экономии топлива в размере 15 тыс.т/год и экономию приведенных затрат в размере 800 тыс. руб/год. Указанный способ принят в качестве эксплуатационного режима для теплофикационных энергоблоков с турбиной Т-180/210--130-1 второй очереди ТЭЦ-5 Ленэнерго, что зафиксировано протоколом согласования технических условий на постановку этой турбины.

Под руководством и при непосредственном участии автора впервые в нашей стране создана опытно-промышленная парогазовая установка со сбросом газов в котел. На этой установке освоены режимы пуска и эксплуатации ПГУС, осуществлены запуск и наддув ГТУ котельным вентилятором, создан отечественны;'! испарительный охладитель цкклоеого воздуха газотурбинных установок.

Полученный на опытно-промышленной установке опыт использован автором при разработке промышленной парогазовой установки мощностью 250 1.13т со сбросом газов в котел. На этой установке впервые в энергетике применены схемы подогрева'воздуха с помощью промежуточного теплоносителя и компенсации колебаний объема в замкнутом контуре. Работа двух блоков ПГУ - 250 обеспечивает экономию приведенных затрат в размере 1100 тыс.руб/год и экономию топлива в размере 30 тыс.т/год.

Отработанные на опытно-промысленной установке схега запуска и наддува газотурбинного агрегата реализованы на ПГУ Надвор-нянской ТЭЦ и ГТУ газоперекачивающей станции в г.Семилуки. Разработанная автором методика расчета системы наддува и испарительного охлаздения используется ЦКТИ, АТЭПом и другими организациями.

Результаты исследований автора по модернизации ТЭС использованы Московским и Ростовским отделениями АТЭПа при разработке проектов модернизации ¡¿теровскок и Зуевской ГРЭС.

Пять из упомянутых выше десяти изобретений внедрены в промышленность с общим экономическим эффектом 450 тыс.руб.

Атгообзцпя работы. Основные результаты и методические поло-нения диссертации докладывались на научно-техническом совещании "Опыт эксплуатации и перспективы внедрения П1У", Лен:тград, 1971; на Всесоюзной конференции "Рациональные реиимы блоков и ГРЭС в условиях переменного графика электрических нагрузок", Львов, 1972; на заседании отделешш физико-технических проблем энергетики АН СССР, 1973; на Советско-Американском симпозиуме по парогазовым установкам, Ленинград, 1973; на межвузовском семинаре "Повышение эффективности и оптимизация теплоэнергетических установок", Саратов, 1980; на научно-техническом совещании по вопросам повышения эффективности использования топлива на ТЭС, Москва, 1984; на научно-техническом совещании "Повышение экономичности и маневренности энергетического оборудования ТЭС", Львов, 1984; на Всесоюзной научно-технической конференции "Научные проблемы современного энергетического машиностроения и их решение", Ленинград, 1987 и др.

Публикации. Основные материалы диссертации изложены в 78 научньк работах, в том числе в одной монографии, четырех брошюрах общим объемом 10 п.л., 25 статьях, 10 авторских свидетельствах.

Объем я структура. Диссертация состоит из введения, семи глав, заключения, перечня использованной литературы и приложения. Общий объем диссертации - 430 стр., в том числе: текст основной часта - 288 стр., рисунки - 83 стр., литература -- 25 стр., приложение - 34 стр.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введения показана актуальность и важность для народного хозяйства исследований и разработок, выполненных в диссертации, кратко изложены основные результаты работы.

Первая глава посвящена анализу особенностей развития отечественных тепловых электростанций и выбору путей существенного повышения эффективности ТЭС.

Предметом исследования настоящей диссертации являются тепловые электростанции главным образом европейской зоны СССР,

поэтому ниже приведены те из упомянутых особенностей, которые характерны для этого региона.

Интенсивный рост стоимости органических тошшв. За последние 20 лет стоимость нефти и природного газа увеличилась более чем в 5 раз.

Увеличение неравномерности электропотребления. По оценкам Минэнерго СССР к концу столетия разница между максимально! и минимальной нагрузкой в ЕЭС СССР достигнет 100 млн.кВт.

Изменение структуры генерирующих мощностей при росте доли базисных (АЭС и ТЭЦ) и снижении доли маневренных (КХ и ГЭС) электростанций. Б 1985 г. доля маневренного оборудования составила 20%, а к 1990 г. снизится до 15$.

Трудности в регулировании мощности в энергосистемах. По данным ЦЦУ Минэнерго СССР общий избыток мощности в периоды спадов нагрузки в целом по ОЭС Центра, Северо-Запада и Юга к 1990 г. составит 10 ГВт. Вырабатываемая избыточной мощностью электроэнергия передается в восточные районы навстречу потокам топлива. При этом потери электроэнергии в ЛЭП превышают 9$. В этих условиях обязательно широкое участие ТЭЦ в регулировании мощности в энергосистемах.

Старение действующего оборудования ТЭС. На уровне 1990 г. суммарная мощность оборудования ТЭС, достигшего предельного срока службы, оценивается в 50 - 60 ГВт. В дальнейшем дата такого оборудования будет увеличиваться на 3 - 5?» ежегодно, что определяет, необходимость срочных мер по его замене и модернизации.

Темпы снижения удельного расхода топлива на ТЭС в последние года резко снизились: в X пятилетке 12,1, в XI -1,8 г/(кВт/ За три года ХЛ пятилетки удельный расход топлива на ТЭС Минэнерго СССР даже увеличился с 326,2 до 330,1 г/(кВт/ч). Это свидетельствует и о недостаточной эффективности применяемых методов улучшения характеристик ТЭС.

Выполненный анализ позволил выявить принципиальную возможность значительного повышения эффективности TSC, определить рациональные пути достижения такого повышения и сформулировать цели и задачи исследования, которые содержатся в приведенной выше общей характеристике работы.

Во второй главе исследована зависимость экономической эффе5 тивности ТЭС от величины диапазона регулирования электрической

мощности.

Принятые в настоящее время в энергетике методы определения экономической эффективности электростанций не позволяют в явном виде учитывать величину регулировочного диапазона в количественных показателях этой эффективности - приведенных затратах на производство электрической и тепловой энергии.

Несовершенство существующих методов определения экономической эффективности ТЭС отмечено в работах института энергетических исследований АН СССР и ШГГ СССР, ВТИ, ВЭП и др. Хотя в некоторой части этих работ имеются предложения по совершенствованию упомянутых методов, анализ показал, что указанные предложения все же не позволяют впрямую учитывать величину регулировочного диапазона ТЭС в приведенных затратах и" методически правильно производить сопоставление экономической эффективности установок с различным регулировочным диапазоном.

Нике приведены основы разработанного автором метода учета регулировочного диапазона в приведенных затратах и результаты расчетных исследований, выполненных с помощью этого метода.

Уравнение, описывающее величину регулировочного диапазона ТЭС, имеет вид:

£Э= ( МтС1х-Мтт)/Мтах = {—$т1п/Мтац, (I)

где Лтоу и //гтп - максимальная и минимальная электрическая мощность, определяемая условиями эксплуатации установки в данный период времени.

По отношению к электростанциям, работающим со значительным снижением электрической мощности в периоды минимальных нагрузок, справедливо утверждение, что часть их установленной мощности, равная (I - Д) Л!та* , работает в базовой зоне графика нагрузки, а другая часть, равная Д $ та х - в полупиковой или пиковой зонах этого графика.

Для ТЭЦ, работающих в базовой и полупиковой зонах графика электрической нагрузки, расход топлива и отпуск теплоты между базовой и полупиковой частями распределим пропорционально электроэнергии, производимой ТЭЦ в указанных режимах. Тогда, для базовой части ТЭЦ уравнение, описывающее величину приведенных затрат, можем записать в виде:

К^Ц -Э)) Лтс,эс+ЦтВ5тэч+-

+ 6^к Как а-Жтэц)(4-5)) Отр, (2)

где о - суммарная доля постоянных отчислений от капиталовложений, К - удельные капиталовложения, В - расход топлива, Дт -замыкающие затраты на топливо, ск/ ТЭц - коэффициент теплофикации, 0 тр - тепловая нагрузка района. Индекс вк означает водогрейные котлы.

В качестве альтернативного варианта базовой части ТЭЦ примем раздельную схему производства электрической и тепловой энергии, для которой

Здесь индекс оэ означает базовая конденсационная•электростанция, рк - районная котельная.

Для полупкковой части ТЭЦ эти зависимости имеют вид:

Зг"4=бтэн К&к(1-ЛТ9ч) & Огр, (4)

Зс^ЪЯта^пп КппГЦТеО Цт" КР<3) С>Тр, (5)

Аналогичные зависимости получены и для конденсационных электростанций.

Отметим, что изложенное выпе распределение расхода топлива и приведенных затрат мекду базовыми и полупкковыми частж.н ТЭС является только методическим приемом и никак не влияет на суммарную величину этих основных показателей эффективности КЭС и ТВЦ, определение которых производят обычным путем.

Выполненные предложенным методом расчеты позволили установить высокую экономическую эффективность расширения регулировочного диапазона ТЭЦ в энергосистемах с большой долек АЭС и повышенной неравномерностью электропотребления. С ростом Д вследствие увеличения палупиковой части ТЭЦ, показатели которой значительно лучше показателей полупиковой КЭС, и уменьшения ее базовой части, показатели которой хуже показателей АЗС, вместо перерасхода обеспечивается существенная экономия приведенных затрат. Причем величина этой экономии увеличивается с ростом замыкающих затрат на органическое топливо.

С увеличением регулировочного .диапазона ТЭЦ уменьшается также и перерасход органического топлива по сравнению с альтернативны:.! вариантом. При Д = 0,65 производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ уже не вызывает перерасхода органического тшшта в энергосистеме, а при Д = I обеспечивается значительная его экономия. Происходит это потому, что с ростом Д увеличивается полупиковая часть мощности ТЭЦ, иглеющая расход топлива на производство электроэнергии примерно в два раза ниже, чем замещаемая полупиковая КЭС.

Установлено также, что в энергосистемах с большой долей АЭС увеличение регулировочного .диапазона конденсационных электростанций в большинстве случаев экономически оправдано.

Сопоставление экономической эффективности ТЭЦ с турбинами Т-250-240 и Т-175-130 показало, что решающее преимущество в экономической эффективности получает ТЭЦ, имеющая больший регулировочный диапазон. Так, если в ОЭС Центра ТЭЦ с турбинами Т-175--130 имеет Д = 0,8, а ТЭЦ с турбинами Т-250-240 - Д = 0,2, то первая, несмотря на меньшую удельную выработку на тепловом потреблении, обеспечивает экономию приведенных затрат в размере 10%, а вторая - только 1%. При этом ввод первой приводит к экономии органического топлива в энергосистеме, а ввод второй - к перерасходу этого топлива.

В энергосистемах с малой долей АЭС, базовую зону графика нагрузки которых покрывают электростанции на органическом топливе, увеличение регулировочного диапазона КЭС экономически оправдано только при высоких замыкающих затратах на топливо. Увеличение регулировочного диапазона ТЭЦ в этих условиях как правило вызывает перерасход приведенных затрат и топлива в энергосистеме.

В ОЭС европейских районов страны наибольшую экономию топлива и приведенных затрат обеспечивают ТЭЦ, работающие в полупиковом режиме, выработка электроэнергии на тепловом потреблении у которых шксимальна в периоды наибольших нагрузок и равна нулю в периоды минимальных нагрузок в энергосистеме.

В современных условиях развития энергетики для характеристики экономической эффективности тепловых электростанций узе недостаточно использовать только традиционные показатели -удельный расход топлива, удельные капиталовложения и выработку

электроэнерпс! на галловом потреблены. Одним лэ основных показателей, определяющих экономическую эффективность ТЭС, становится их регулировочный диапазон.

В третьей главе приведены результаты разработки и исследования нового способа увеличения диапазона регулирования электрической мощности работающих по тепловому графику ТЭЦ.

С помощью анализа теплофикационных циклов, тепловых схем и режимов работы теплофикационных паротурбинных установок (ТПТУ) получены приведенные пике результаты, которые являются теоретической основой нового способа.

При работе теплофикационных паротурбинных установок по тепловому графику потери теплоты в конденсаторе отсутствуют, и вся подведенная к турбине теплота, за исключением потерь в подшипниках и электрогенераторе, полезно используется для производства электрической и тешгозой энергии.

В этом случае любое изменение параметров рабочего тела и характеристик цикла ТПТУ не приводит к изменению ее тепловой экономичности, а вызывает только изменение количественного соотношения между производимой установкой электрической и теплозой энергией, то есть изменение удельной выработки на тепловом потреблении.

В энергосистемах с большой долей АЭС и повышенной неравномерностью электропотребления снижение удельной выработки на тепловом потреблении в периоды минимальных нагрузок необходимо по условиям регулирования мощности и в большинстве случаев оправдано экономически.

Так. как основное назначение регенеративного процесса заключается в уменьшении потери теплоты в холодном источнике, то при работе ТПТУ без потерь теплоты в конденсаторе влияние регенерации на тепловую экономичность установки утрачивается.

Большинство теплофикационных турбин типов Т и ПТ приблизительно половину отопительного периода работают по тепловому графику с закрытой поворотной диафрагмой ЧНД. На этом режиме потери теплоты в конденсаторе либо полностью отсутствуют, либо величина их минимальна. Турбины типа Р вообще не имеют таких потерь.

Электрическая мощность турбин, работающих по тепловому графику с заданным отпуском теплоты, может быть снижена путем уменъ-

шения расхода пара в регенеративные отборы.

Практически у всех серийных отечественных теплофикационных паротурбинных установок предусмотрена возможность отключения регенеративных подогревателей.

Вызываемое отключением регенеративных подогревателей снижение температуры питательной воды приводит к снижению температуры уходящих газов котла. При этом растет его КПД. Следовательно, отключение регенерации на работающих по тепловому графику установках может привести к повшиешш их тепловой экономичности.

Для основных типов теплофикационных турбин разработаны к , (х - диаграмм, представляквде собой диаграмм тепловых балансов установки на которых, в отличии от известных диаграмм, представлены все элементы теплового баланса турбины, и которые позволяют определять изменение энергетических характеристик ЮТУ при изменении параметров рабочего тела, в том числе при отключении регенерации,без выполнения громоздких детальных расчетов. В результате анализа 1х , & - диаграмм предложена новая энергетическая характеристика паровых турбин - коэффициент регенерации теплоты , который представляет собой отношение количества теплоты, отведенного от турбины с регенеративными отборами пара, к общему количеству теплоты, подведенному к турбине.

К? ®г/кг &гЛо Ц (6)

На основании выполненных исследований предложен новый способ увеличения регулировочного диапазона ТЭЦ, названный способом переменных коэффициентов регенерации. Согласно этому способу с целью увеличения регулировочного диапазона теплофикационных паротурбинных установок, работающих по теплово!ду графику, при снижении электрической нагрузки отборы пара на регенеративные подогреватели уменьшают, а при повышении нагрузки эти отборы восстанавливают до номинального значения при постоянном отпуске теплоты. Способ защищен авторским свидетельством СССР И 1110912.

Хотя отключение всех регенеративных подогревателей на серийных ТИТУ в принципе возможно, реализация этой возможности связана с рядом трудностей, среди которых необходимость обеспечения деаэрации питательной воды, недопустимость снижения ее

температуры ниже заданного уровня и др. Частичное отключение регенеративных отборов пара, а именно - отключение ПВД, достаточно просто реализуется на практике.

Для определения характера зависимости энергетических характеристик ТПТУ от коэффициента регенерации получены уравнения, описывающие эти зависимости в форме, удобной для выполнения необходимого анализа.

Уравнение, описывающее зависимость КПД по производству электроэнергии Т13ТУ с двумя регулируемыми отборами пара от параметров рабочего тела, имеет вид:

где /г. - энтальпия рабочего тела, оС - доля массового расхода, £ - КЦД. Индексы означают: о - острый пар, Т1 и Т2 - соответственно первый и второй регулируемые отборы, к - конденсатор, г - регенеративные отборы, зм - электромеханический, ка -- котлоагрегат, тр - транспорт тепла.

При отключении т. регенеративных отборов из общего их количества /г. величины долей расхода пара в работающие отборы и конденсатор описываются следующими уравнениями:

Индексом 40 обозначены величины при частично отключенной регенерации, индексом от - отключенные отборы.

С учетом уравнения (8) выражения для определения величины электрической мощности, вырабатываемой одним кияохраммом подведенного к турбине пара, и КПД 1ПТУ запишем в ввде:

}

> (7)

(8)

г )

г" ОТ (п

704 кг

(Ю)

Аналогичные формулы получены для всех основных типов тепло-фикациошшх турбин. С помощью этих формул, а также с использованием общепринятых методов, выполнены расчетные исследования зависимости основных энергетических характеристик турбш типа Т, ПТ и Р от коэффициента регенерации теплоты и коэффициента использования регенерации \[ = Н^^/Ц д.

Расчеты показали, что при полном отключении регенеративных отборов пара электрическая мощность серийных турбин типа Т снижается на 16 - 18%, а турбин типа ПТ на 18 - 2С$. На столько же процентов увеличивается при этом регулировочный диапазон установки. Отключение только ПВД приводит к снижению электрической мощности упомянутых турбин, соответственно, на 7 - 9 и 8 - 10$. Отключение ПВД на турбинах типа Р приводит к снижению электрической мощности и увеличению регулировочного диапазона на 10 -— 12?.

Промышленными испытаниями, осуществленными в 1983 - 1989 гг. на ряде ТЭЦ Ленэнерго, подтверждена эффективность использования способа переменных коэффициентов регенерации для увеличения диапазона регулирования электрической мощности работающих по тепловому графику турбин Т-250-240, Т-100-130, 1ГГ-60-130 и Т-50--130. Результаты испытаний хорошо согласуются с результатом расчетных исследований.

Доказано, что реализация способа переменных коэффициентов регенерации не требует внесения каких-либо изменений в тепловую схему серийных ТЭЦ или установки дополнительного оборудования. Способ может быть осуществлен как на действующих так и на вновь вводимых ТЭЦ практически без финансовых и материальных затрат.

Отключение ПВД на работающих по тепловому графику ТЭЦ может быть тато:е использовано для существенного увеличения отпуска теплоты вношнпм потребителям.

Вместе с тем испытания показали, что периодическое отклю-

чение ПДД вызывает изменение их температурного и напряженного состояния к приводит к необходимости их отмывки от продуктов стояночной коррозии, связанной с дополнительными потерями теплоты. С целью исключения этих потерь и обеспечения стабильного температурного режима подогревателей автором предложен и освоен режим обвода ПЩ по питательной воде.

При работе на этом режиме открывают задвижку на холодной байпасе, оставляя открытыми задвижки на подводе к ПВД питательной воды и пара. Испытания показали, что в этом случае расход питательной воды через ПЩ становится равным 20 - 30% от ее общего расхода. На этих режимах подогреватели работают с температурой и давлением греющего пара и питательной воды/ практически но отличающимися от расчетных.

На испытанных установках обвод ПВД приводил к снижению электрической мощности установки на 5 - 105?, температуры питательной воды на 35 - 60 К, температуры уходящих газов на 10 -- 20 К и повышению КПД котла на 0,5 - 1,0$.

Обвод ПДЦ может быть применен практически на всех типах теплофикационных турбин при любых нагрузках и температуры наружного воздуха. Этот режим не требует форсировки оборудования ТЭЦ и превышения допускаемых инструкциями величин расходов, температур и давлений воды и пара.

С учетом изложенного завода?.®-изготовителями оборудования выдано разрешение на снижение электрической мощности путем обвода ПВД' теплофикационных турбин практически всех типов. В настоящее время обвод ПВД внедрен на ТЭЦ йК 14, 17, 21 и 22 Ленэнерго.

Четвертая глава посвящена двум новым способам увеличения регулировочного диапазона ТЭЦ.

С помощью аналитических и расчетных исследований установлено, что при работе Т1ПУ без потерь теплоты в конденсаторе температура первичного и вторичного перегрева пара не влияет на тепловую экономичность установки. В этом случае снижение температуры пара вызывает только уменьшение удельной выработки на тепловом потреблении.

Так как снижение начальной температуры пара приводит к значительному уменьшению располагаемого теплоперепада в турбине, то электрическая мощность работающих по тепловому графику

ТГУ колет быть уменьшена путем астения температуры пара.

Выполненные расчеты показали, что при снижении температуры ара на входе в турбину Т-100-130 на 100 К ее располагаемый теп-эперепад уменьшается на 16,25?, "а энтальпия пара в верхнем ото-,1телыюм отборе снижается с 2407 до 2286 иДд/кг. Для сохране-отпуска теплоты на заданном уровне расход пара в отопитель-ге отборы должен быть увеличен примерно на &%. В результате язместного действия двух указанных выше факторов - увеличения асхода пара и уменьшения располагаемого теплоперепада - элект-1ческая мощность турбины снижается на 12$. Расход топлива в этле при этом уменьшается от 11,5 до 10,9 кг/с.

Снижение температуры острого пара на 100 К приводит к умень-энкю степени сухости пара на выходе из ЧСД от 0,91 до 0,81. гскэда следует, что для турбин без промежуточного перегрева па-5 величина снижения температуры острого пара может ограничивать-т значением влажности пара в конце его расширения.

Снижение температуры первичного и вторичного перегрева паз на 100 К на турбине Т-250-240 приводит к уменьшению распола-земого теплоперепада на 17$. Для сохранения постоянного отпус-1 теплоты расход пара на турбину должен быть увеличен на 5%. ж этом электрическая мощность турбины снижается на 14,1$, а

»сход топлива в котле уменьшается от 26,6 до 24,9 кг/с или на

1

з.

Выполненные исследования и анализ полученного материала по-золшш предложить новый способ регулирования электрической мощ-зсти работаищих по тепловому графику ТЭЦ, согласно которому юктрическуто мощность теплофикационных турбин изменяют путем шовременного изменения температуры первичного и вторичного зрегрева пара и расхода пара на турбину при постоянном отпус-з теплоты. Этот способ, названный способом переменной темпера-эи пара, защищен авторским свидетельством й 1453053.

Для реализации способа переменной температуры пара не тре-гется вносить изменения в схему установки или вводить дополш-зльное оборудование. На подавляющем большинстве ТПТУ способ жет быть реализован практически без дополнительных капиталь-га затрат.

Промышленные испытания способа переменной температуры пара зущоствлены в 1985 - 1989 гг. на турбинах Т-250-240 п Т-100-

-130 йкной и Северной ТЭЦ Ленэдарго. Испытания показали, что сникение тешературы пара перед работающими по тепловому графику турбинами позволяет на 10 - 15% сникать их электрическую мощность при постоянном отпуске теплоты и практически неизменной тепловой экономичности. На турбине Т-250-240 с помощью штатных устройств получено снижение температуры первичного и вторичного перегрева пара на 100 К. На турбине Т-100-130 с помощью штатных устройств температуру острого пара удалось снизить па 70 К при работе на мазуте и на 35 К - при работе на газе.

Вместе с тем некоторыми специалистами высказываются опасения в том, что снижение температуры острого пара на турбинах Т-100-130 и Т-250-240 ПО ТШ макет вызвать усиление коррозионных повреждений дисков ротора, работающих в зоне фазового перехода, вследствие повышения параметров пара в этой зоне. Расчетными и экспериментальными исследованиями установлено, что параметры пара в зоне фазового перехода турбин без промежуточного перегрева пара мопзю поддергивать постоянными в определенных пределах изменения параметров острого пара, если одновременно со снижением температуры уменьшать расход пара на турбину.

Установлено таксе, что снижение температуры пара на турбинах'с промежуточным перегревом пара практически не влияет на интенсивность упомянутых выше повреддежй, так как при работе по тепловому графику с обводом ПВД и ПСГ процессы расЕпгаекхя пара в такэс турбинах за:санчиваются, как правило, до пограничной кривой. Указанное обстоятельство не является препятствием для снижения температуры перегрева пара и перед противодавленчес-кими турбинами.

Выполненные аналитические, расчетные и экспериментальные исследования позволили установить, что нанбольпее увеличение регулировочного диапазона и повышение тепловой экономичности при благоприятных эксплуатационных характеристиках ТПТУ, работающих по тепловому графику с заданны..: отпуском теплоты, мохе? быть получено при совместно!.», и одновременном использовании способов переменных коэффициентов регенерации и переменной температуры пара в сочетании с известным способом скользящего давления в отопительных отборах. Этот объединенный способ назван способом переменных параметров пара (С1ШП).

Расчеты показали, что СНЯЛ позволяет увеличить регулировоч-

ннй диапазон работающих по тепловому графику ТЭЦ на 25 - 40$ при постоянном отпуске теплоты. При этом тепловая эконог.ичность установок, работающих без потерь теплоты в конденсаторе, повышается на I%, а тепловая экономичность установок, у которых теплота вентиляционного потока пара не используется, пошссает-ся на 3%. Конечная влажность пара как правило не превышает допустимых значений.

Промышленные испытания работающих по тепловому графику турбин Т-250-240, Т-100-130, ПТ-60-130 и T-50-I30 подтвердили принципиальную возможность и высокуюю эффективность использования СППП для увеличения регулировочного диапазона этих турбин. Результаты испытаний хорошо согласуются с результатами расчетов.

Работы по внедрению способа переменных' параметров пара выполнялись автором совмество с Ленэнерго и заводами-изготовителями оборудования. Так, специалистами конструкторских бюро ПО JE.E, TIS и ТТСВ по исходным данным автора били выполнены тепло-гидравлические расчеты турбин и котлов при отключении и обводе ПЭД, сшссешш температуры пара и частичном обводе ПСГ. ЖШ и ЦКТИ выполнены расчеты элементов оборудования, в частности ПВД, на малоцпкловую усталость. По результатам расчетов и промышленных испытаний оборудования получено разрешение заводов-изготовителей на сних:ение электрической мощности теплофикациошшх установок с турбинами Т-250-240, T-I80-I30, T-I00-I30 с помощью указанных выше способов, применяемых в различных сочетаниях.

Способ переменных параметров пара и входящие в его состав способы разгрузки ТЭЦ имеют значительные преимущества перед известнш,ш техническими решениями. При использовании СППП или его компонентов отпуск теплоты из отборов турбины не изменяется, поэтому реализация этого способа не требует дополнительных тсаппталовлокений или установки нового оборудовагаш. Способ достаточно просто реализуется как на действующем, так и на вновь вводимом оборудовашш.

Реализация предложенных способов на ТЭЦ, входящих в состав ОЭС Северо-Запада, Центра и Средней Волги, позволяет в периоды спадов нагрузки снизить электрическую мощность этих энергосистем на 5-10 млн.кВт. При этом соответственно сокращаются встречные потоки топлива и электроэнергии, а в энергосистемах появляется возможность дополнительного ввода базисных АЭС. До-

статочно широкое внедрение этих способов мсшет быть осуцествле, но уже в текущей пятилетке.

Расчеты, выполненные автором совместно с РЭУ Ленэнерго, показали, что реализация способа переменных параметров пара то. ко на одном блоке с турбиной Т-250-240 Южной ТЭЦ по сравнению с установкой дополнительных ПСГ и РОУ по схеме БелВЭП обеспечн вает экономию приведенных затрат в размере 257 тыс.руб/год и экономию топлива в размере 3,0 тыс.т/год.

В пятой главе приведены результаты исследования путей уве' личения регулировочного диапазона и повышения эффективности ра боты тепловых электростанций с помощью парогазовых установок.

В результате анализа термодинамических циклов л тепловых схем парогазовых установок со сбросом газов в котел, с котлом-утилизатором (ПЛЯСУ) и высоконапорным парогенератором выявлены достоинства и недостатки этих П1У, определяемые различием в технологических схемах. Установлено, что основным достоинством ПГУС, обесточивающим значительное увеличение регулировочно го диапазона и повышение надежности и эффективности работы з энергосистемах, является возможность автономной работы ПА и ПТУ.

До исследований автора вопрос о сравнении тепловой экономичности ПТУ, выполненных по различны:,! схемам, был изучен недостаточно. Поэтому автором получены формулы, описывающие зависимость величины разницы в КПД ПГУВ и ПГУС от параметров рабочих тел, характеристик оборудования и свойств используемого топлива. Для ПГУ, работающих на жидком ' топливе или газе, эта формула имеет вид:

- а+1/о1кс 1°) , ш

где о^ - коэффициент избытка воздуха в уходящих газах, -теоретически необходимое количество воздуха для сжигания I кг тошшва, Ср - изобарная теплоемкость, б - степень понижения давления в газовой турбине, т - показатель степени политроп-ного процесса, Ч § - низшая теплота сгорания топлива, Т3 - те;, пература газов перед турбиной. Индексы означают: £ - ПГУВ, с -

- ПГУС, гт - газовая турбина, кс - камера сгорания.

Аналогичные формулы получены для ПГУ, работающее с дожимающим компрессором и с внутрнцикловой газойикацией угля.

Расчеты, выполненные с использованием формулы (II) к анализ полученного материала позволили установить, что величина разницы в тепловой экономичности ПГУВ и ПГУС определяется параметрам! рабочих тел и характеристиками оборудования газотурбинных частей установок, а также избытка:® воздуха и свойствам! используемого топлива. Эта разница не зависит от параметров рабочих тел и характеристик оборудования паротурбинных чаете" сравниваемых ПГУ.

Тепловая экономичность ПГУС незначительно уступает тепловой экономичности ПГУВ. Крайние значения разницы в КПД этих установок, работающих на газотурбинном топливе, лежат з пределах от 0,7 до 1,95? (относительных). Наиболее характерный диапазон изменения этой разницы - от 1,0 до 1,353.

До исследований автора практически не был изучен вопрос о влиянии технологической схемы на надежность парогазовых установок. Поэтому автором разработана методика, позволяющая читывать разницу в надежности ПГУ, выполненных по различным схемам, в приведенных затратах на производство электроэнергии.

В качестве комплексного показателя надежности принят коэффициент готовности Кр, которой представляет собой вероятность того, что ПГУ окажется работоспособной з произвольный момент времени, за исключением простоев на производство плановых ремонтов и технического обслуживания.

Известно, что надежность системы зависит от схемы соедипе-ния входящих в ее состав элементов. В составе ПГУВ ГТА и ПТУ технологически соединены последовательно, так что отказ любого из них ведет к полному останову ПГУ. Вероятность работоспособного состояния ПГУВ определяется уравнением:

Р0 = К^, (12)

где К^ и Крд - коэффициенты готовности, соответственно, ГТА и ПТУ."

Кроме последовательного соединения элементов ЩУ возможно и параллельное их соединение. Примером параллельного соединения может служить объединение ГТА и ПТУ в составе ПГУС тагам

образом, что при отказе одного элемента второй остается в работе. Вероятность выполнения задачи (отпуска электрической и тепловой энергии) парогазовым! установками со сбросом газов в котел описывается уравнением:

к3 = Кгг . я г + кга j? п , (13)

где Я = ^j/-Wnr = доля м0и510СП1> соответ-

ственно, ГТА и ПТУ в суммарной мощности установки.

Для парогазовых установок с котлом-утилизатором, у которых предусмотрена возможность автономной работы ГТА при выходе из строя паротурбинной части, уравнение (13) имеет вид:

кз = Vtr + <г ~ Кгп)Кгг * г • (М)

С помощью уравнений (12 - 14) получены количественные характеристики надежности ПТУ, выполненных по различным схемам, и выявлена зависимость надежности ПГУС от характеристик арматуры газовоздухолроводов. Анализ полученных результатов показал, что при прочих равных условиях самую высокую надежность имеют ПГУС, самую низкую - ПГУВ. Надеяноеть 1ЮТСУ занимает промежуточное положение.

При наличии арматуры, обеспечивающей автономную работу ITA и ПТУ, надежность МУС наибольшая, а при отсутствии такой арматуры - наименьшая и равна надежности ПГУВ. Если предусмотрена автономия работа только ПТУ, то вероятность выполнения задачи такой установкой приблизительно на 1% (абсолютный) ниже, чем ПГУС с возможностью автономной работы ГТА и ПТУ. Если арматура на газопроводах отсутствует, а между ГТА и котлом предусмотрена установка неоперативной заглушки, вероятность выпогоегшя задачи установкой снижается еще на 3%.

■ Из изложенного видно, что для получения объективных данных об экономической эффективности ПГУ, выполненных по различным схемам, в приведенных затратах на производство электроэнергии должен быть учтен разный уровень надежности этих установок.

С учетом затрат на аварийный резерв и возможный ущерб от перерасхода топлива на резервной установке, формула для определения удельных приведенных затрат в производство электроэнергии

на 1ШУ имеет вид:

п

г+(}Ы6р-Юцт+£ R (к-ё)кЦт, Ш

где Z - коэффициент аварийного резерва, ^ = (I - PQ) - коэффициент аварийности, р^ - вероятность работоспособного состояния L -го элемента ИГУ, для которого обеспечена азтоко:лна;: работа.

Расчетные исследования показали, что при равных значениях коэффициентов готовности ГТА и ПТУ затраты в азарпйшй розерз ПГУВ приблизительно в два раза выше аналогичных затрат в ПГУС. Следовательно, относительно низкая надежность ПГУВ и связанные с этим значительные затраты в аварийный розэрз существенно снижают экономическую эффективность этих установок.

По результатам расчетов построена номограклз, позволяющая определить затраты в аварийный резерв парогазовых установок без выполнения громоздких расчетов.

Из изложенного видно, что одним из наиболее э§£эжгпзнос типов парогазовых установок являются парогазоЕнэ установки со сбросом газов в котел. ПГУ этого типа получили достаточно с:ро-кое распространение за рубежом. Созданы ПГУС :: в наглей стране. Теорететескпе исследовать ПГУС был:: начаты еще з сороковые годы профессором ¡[.К.Кирилловым. Экспериментальные исследования впервые в нашей стране выполнены на опытно-промыщленной уста- ■ ковке, созданной в Ленинграде под руководством и при непосредственно:.'. участии автора.

Ка этой установке отработаны реглимн лускз л нормальней эксплуатации ПГУС, получены данные по г-оренпв разхгчных теплив в обедненной кислородом среде выхлопных газов ГТА ксслсдозана эффективность наддува ко:,"рессора ГТА котельным вентилятором и испарительного о:ста:кдекпя воз духа на входе в компрессор, отработан и реж1Е.ы запуска ГТА котельным вентилятором.

В результате выполненных исследований и опатно-прогашген-ной эксплуатации ПГУС доказана возможность удержания в работе ПТУ при остановах ITA, что увеличивает регулировочный диапазон на 25$ и повышает вероятность выполнения задачи установкой на 12$. Установлено, что горение мазута в диапазоне изменения содержания кислорода от 21 до 15$ и горение природного газа в

диапазоне от 21 до 12,5$ происходит без хишедояога.

Опит, полученный при создании, освоении и исследовании опыт-но-прк,деленной ПГУС использован автором при разработке первой отечественной промышленном- парогазовой установки единичной мощностью 250 МВт со сбросом газов в котел (ПТУ - 250). В 1979 -- 1980 гг. два блока ПГУ - 250 введены в промышленную эксплуатацию на Полдавской ГРЭС.

В тепловой схеме ПГУ - 250 впервые в мировой практике применены подогрев поступающего в котел воздуха с помощью промежуточного теплоносителя по A.c. СССР Л 313989 и схема компенсации колебашш объема ходкости в замкнутом контуре по A.c. СССР И 823607.

В решении состоявшегося в 1982 г. межотраслевого совещанзш, посвященного итогам сооружения, наладки и эксплуатации П1У - 250, отмечено, что на установке практически достигнуты проектные показатели - удельный расход топлива 320 г/(кВт.ч) и мощность 250 Шт. Себестоимость отпущенной электроэнергии составила 0,98 коп/(кВт.ч). Удельные капитальные затраты по двум блокам ПГУ - 250 Молдавской ГРЭС составили 113,9 руб/кВт. Освоенный регулировочный .диапазон в парогазовом режиме равен 50$, при оста-, нове ГТА - &5%.

В процессе эксплуатации ПГУ - 250 подтверждена высокая на-деаность и эг^фоктивнооть схеш подогрева воздуха промежуточным теплоносителем. В 1981 г. паротурбинная часть ПГУС проработала 7944 часа, выработала 1335,9 * 10б кВт электроэнергии и имела коэффициент готовности 0,946.

На установке отработан автоматический перевод ПЕУС на автономную работу ГТА и ПТУ и автоматический запуск ГТА при работающем котле, что еще раз подтверждает возможность значительного увеличения регулировочного диапазона ТЭС с помощью парогазовых установок.

Опит, подученный при разработке, освоении и эксплуатации ПГУ - 250, должен быть использован при создании более мощных и совершенных ШУС. В настоящее время наиболее подготовленной к реализации является ПГУС, создаваемая на базе теплофикационного энергоблока с турбиной T-I80-I30 ПО ЛГО и газотурбинных установок ГГ-85-1070 (ПГУ - 260), ГГ-45-850 ПО ХТЗ (ПГУ - 220)

,!ЛИ двух ГТЭ-30 ПО нал (ПТУ - 270).

Расчеты показали, что ввод в европейской часта СССР базовых ТЭЦ экономически не оправдан как в паротурбинном, так :: з :шрогазовом варианте. Экономическая эффективность парогазовых хЭЦ значительно возрастает при переводе их в маневренный режим, .{огда в периоды спадов электрической нагрузи: ГГА останавливают, г электрическую мощность установки уменьшают способом переменных параметров пара при постоянном отпуске теплоты.

Ввод в ОХ Центра маневренной ПТУ - 220 вместо ПТУ - 180 обеспечивает экономию топлива в размере 31 тыс.т/год и приведенных затрат в размере 1X70 тыс.руб/год. Для ПТУ - 230 такая экономия, соответственно, равна 59 тыс.т/год и I860 тыс.руб/год.

Сооружение и освоение маневренных теплофикационных ПГУС кокет быть осуществлено в течение ближайших нескольких лет. С помощью этих установок могут быть в значительной степени решо-нн такие важные для энергетики проблемы, как наращивание манев-ренннх мощностей в ОЭС европейской части СССР, покрытие растущих тепловых нагрузок, регулирование мощности в энергосистемах с повышенной неравномерностью электропотребления, эффективнее использование выделяемого для энергетик: природного газа.

Иестат глаза посвящена исследованию эффективности наддува газотурбинных и парогазовых установок.

Известно отрицательное влияние колебаний параметров наружного воздета на энергетические характеристики ГГУ и ПГУ. Расчеты показали, что в южных районах нашей страны, где температура наружного воздуха в течение длительного времени превышает расчетную, недовыработка электроэнергии газотурбпшь.-.::: установками достигает ЗСЙ суммарной годовой выработки.

В качестве эффективного средства, позволяющего в значительной степени ослабить отрицательное влияние колебаний параметров атмосферы на энергетические характеристики ГГУ и ПГУ и существенно увеличить их регулировочный диапазон, предложен наддув компрессора газотурбинных агрегатов дутьевым вентилятором котла.

Осуществлен наддув путем подачи дутьевым вентилятором воздуха давлением 6,0 - 18,0 кПа на всасывание компрессора ГТУ. Так как давление газов за газовой турбиной остается постоянны:,:, то указанное повышение давления воз,духа на входе в компрессор

наряду с повышением его производительности увеличивает и избыточную мощность установки.

С целью исключения вредного влияния на характеристики ГТУ повышения температуры воздуха в наддувном агрегате, на входе в компрессор установлен испарительный охладитель. В этом охладителе в поток воздуха влрымквается мелко распыленная вода. Некоторая часть этой'воды испаряется, отбирая тепло у воздуха и заметно понижая его температуру.

Автором создан графо-аналитический метод определения параметров воздуха, включая влагосодеряание, за испарительным охладителем. Основу этого метода составляет номограмма, позволяющая определять параметры воздуха на входе в компрессор ГТУ при давлении наддува до 20 кЛа. Для более высоких давлений наддува получена эмпирическая формула, позволяющая определять температуру воздуха после наддувного агрегата и испарительного охладителя.

1 = 2271 с1~и -(.0,3295/Ц+ 0,3323) ^"Ч ^ , (16)

где с[ - влагосодеркание воздуха.

Здесь и далее параметры циклового воздуха имеют следующий обозначения: I - наружный воздух, 2 - за наддувным агрегатом, 3 - за испарительным охладителем, 4 - за компрессором ГГУ, 5 -- перед газовой турбиной, 6 - за газовой турбиной.

Автором такз® получены фор!лулы, позволяющие определять КПД ГТУ, работающих с наддувом и испарительным охлаждением, и находить термодинамически оптимальную степень повышения давления воздуха в наддувном агрегате.

А 7 Гу[М&1)1(1-КиЖ^)к~Т,(<5,-гнп д (17)

"" V Г; [Мс]

1л1л__-1 (18)

Здесь: - степень расширения в турбине, £ - степень повышения давления, - потеря давления в тракте ГТУ, К,,0 =

£

сг

I

'ШЖ Ок

= (Т2-Т3)/(Т2~Т2) - коэффициент эффективности работы испарительного охладителя, Т = Тд/^ - степень повышения температуры. Индекс:; означают: г.т. - газовая турбина, К - компрессор, н.а,-наддувной агрегат, и.о. - испарительный охладитель, п.и. - привод н.э., н - наддув.

Для определения термодинамически оптимальной степени повышения давления воздуха в наддувном агрегате ПГУ получено следую-гдее уравнение:

><18)

где сС г - коэффициент избытка воздуха в ГТА, £ г - КПД паровой части цикла, из которого исключена потеря теплоты с уходящими газами котла.

С помощью расчетных исследований установлено, что повышение температуры газов перед газовой турбиной, со 1С1Д, а также КПД наддувного агрегата и его привода приводит к росту олтнмаль-ной стелет! повышения давления воздуха в наддувном агрегата. Увеличение степени повышения давления в компрессоре вызывает ее снижение. КДД компрессора слабо влияет на. £

Характер зависимости оятпг.элъкол с те пени повышения давления воздуха в наддувном агрегате П1У от перечисленных величин принципиально тот же, что и для ГГУ. Однако при прочих равных условиях степень повышения давления з наддувном агрегате пзро-газозой установка существенно ниже, чем з наддувном агрегате газотурбинной установки.

В установках, работающих с наддувом без испарительного охлаждения, величина оптимальной степени повышения дазлэкпя значительно меньше, чем в установках, работающих с наддувом и испарительным охлаждением.

Расчеты схем серийных газотурбинных и парогазовых установок показали, что наддув с последующим испарительным охлаждением в большинстве случаев вызывает повышение КПД ГГУ и ПТУ. При этом величина приращения КПД П1У значительно меньше, чем КГЩ ГТУ.

Экономическая эффективность надпува ГТУ и ПГУ определена путем сопоставления приведенных затрат на производство электрической энергии установками, работающими с наддувом и без него.

Уравнение, описывающее величину граничных удельных капитальных затрат в наддув ГТУ и ПТУ, отнесенных к единице мощности установки. имеет зил:

без наддува с целью-получения одинакового энергетического эффекта.

Расчеты показали, что надлув ГТУ и ПТУ экономически оправдан для большинства климатических районов нашей страны и позволяет увеличить регулировочный .диапазон ГГУ на 10 - 3Q#, а ПГУ -на 5 - 15^.

Экспериментальные исследования и наладка работы системы наддува и испарительного охлаждения выполнены на опытно-промышленной парогазовой установке со сбросом газов в котел.

Исследования показали, что все элементы системы наддува и испарительного охлаждения устойчиво работали на различных режимах, обеспечивая расчетные параметры рабочего тела на входе в компрессор ГТУ.

Снижение температуры воздуха в испарительном охладителе v достигало 10 К, что несколько превышает расчетную величину. В охладителе использовали воду из городского водопровода без предварительной обработки. Контрольные вскрытия компрессора показали, что после работы в течение 400 часов проточная часть не имела солевых отложений, что говорит об удовлетворительной работе сепарациониого устройства испарительного охладителя.

При запуске ГТА котельным вентилятором ротор ТВД начинал вращаться, когда давление воздуха на входе в компрессор достигало 1,2 кПа, а при давлении 14,7 кПа скорость его вращения достигала 2200 об/мин без включения форсунок. Этот способ запуска ГТА позволяет снизить температуру газов перед турбиной на ПО -- 150 К по сравнению с ев величиной при запуске электростартерами, что существенно повышает надежность работы и увеличивает срок службы оборудования. С учетом указанных факторов запуск ГГУ - 15 котельным вентилятором был принят обслуживающим персоналом в качестве основного.

Отработанные на опытно-промышленной установке схемные решения и оборудование системы наддува и испарительного охладце-

::ля использованы на ГПУ Надзорнянской ТЭЦ и газотурбинной установке газоперекачивающей станции в Семплуках.

В седьмой главе выполнен анализ возможности значительного увеличения регулировочного диапазона и существенного улучшения показателей работы действующего оборудования ТЭС путем его модернизации и определены эффективные способы и объекты такой модернизации.

Модернизированное в ХП и ХШ пятилетках оборудование какое-го время будет работать в XXI веке, поэтому характеристики этого оборудования долины отвечать требованиям, предъявляемым к теплоэнергетическим установкам XXI зека. Вместе с тем прпменя-змые в настоящее время способы модернизации обеспечивают главны:.? образом продление срока службы действующего оборудования ТЭС без значительного улучшения характеристик его работы. Следовательно, необходимо разработать принципиально новые способы модернизации ТЭС, которые наряду с продлением срока слукбы оборудования обеспечивали бы значительный рост установленной мощности, повышение тепловой экономичности до уровня современных требований, существенное увеличение регул::ровочного диапазона. Выполненные исследования показал::, что сдк:-: ::з та:сцс способов язляется модернизация ТЭС с помощью парогазовых установок.

В обозримой перспективе отечественная промыа-оккостз будет выпускать ограниченное количество ГТУ, характеристик:: которых позволяю? использовать их при модернизации ТЭС. Поэтому в диссертации определены наиболее эффективные схемц ШУ и т:п:ы ТЗС, модернизация которых обеспечивает получение наибольшего экономического эффекта.

3 общем случае уравнение, описывающее величину регулировочного диапазона ПТУ, модернизированной по парогазовому циклу, имеет вид: .

/-ОС+Л„)/(Кт0+Я»), (21)

Из уравнения (21) видно, что газотурб:шная надстройка монет вызвать значительное снинение регулировочного диапазона ПТУ. Лишь в случае, когда после модернизации газотурбинная и паротурбинные части установки могут работать независимо друг от друга, достигается значительное увеличение ее регулировочного диапазона. В этом случае уравнение (21) принимает вцд:

= 1-J^zy (КГ^г, ), (22)

Выполненные исследования и анализ полученного материала показали, что одним из наиболее универсальных и эффективных способов модернизации ПТУ по парогазовому циклу является надстройка их газотурбинным агрегатом по схеме со сбросом выхлопных газов ГТА в топки реконструированных котлов. Возможность автономной работы ГТА и ПТУ обеспечивает модернизируемой ТЭС наряду с ростом установленной мощности и повышением тепловой экономичности еще и увеличение регулировочного диапазона на 25 - 4($, что в ОЭС европейской части СССР обеспечивает этому варианту модернизации ТЭС и наибольшую экономическую эффективность.

Модернизация ТЭС по схеме ППУС не требует разработки нового энергетического оборудования - котлов-утилизаторов, ВИР и др. Объем реконструкции действующих котлов как правило не велик. Необходимая для ПГУС арматура газовоздухопроводов освоена на ПТУ - 250 Молдавской, ГРЭС и без особых затруднений может выпускаться отечественной промышленностью.

При модернизаций ПТУ по парогазовому циклу расход топлива в котле, работающем на выхлопных газах ГТА, и уменьшение этого расхода по сравнению с работой в схеме ПТУ, определяется следующими выражениями: .

UM L*КI, <23)

* С= ß*A-ßnK> Q* LJrp-ßr-Aß^ (24)

Г -

где Mi - внутренняя мощность ГТА, Ц«* - теплота, подведенная к рабочее-телу в котле.

Расчеты показали, что при надстройке энергоблоков с турбинами К-210-Г30 и T-I80-I30 газотурбинными агрегатами ГГ-45-850 и ГГ-85-1070 по схеме ПГУС расход топлива на ТЭС увеличивается, соответственно, на 2,1 и 3,6 кг/с, а в котле, работающем на выхлопных газах ГТА, уменьшается, соответственно, на 5,0 и 6,5 кг/с. При этом удольный расход топлива газотурбинными агре' гатами, работающими в палупиковом режиме, равен, соответственно, 0,181 и 0,166 кг/(кВт.ч). Удельный расход топлива ПТУ принят постоянным.

Анализ форцул (23) и (24) и результатов расчетов показал, что величина изменения расхода топлива на ТЭС не зависит от того, какая ПТУ - конденсационная или теплофикационная - подвер-

.тается модернизации. В обоих случаях в энергосистеме вводится ;ысокомакевренный газотурбинный агрегат, тепловая экономичность :оторого находится на уровне лучшее теплофикационных установок.

Отнеся все затраты в модернизацию на ГГА и приняв в качест-¡е альтернативного варианта полушпеозьй энергоблок, выражение итя определения разности в удельных приведенных затратах на производство электроэнергии полупикозым энергоблоком и газотурбинной надстройкой запишем в виде:

&„гСКпп-КЫ)+Цт (25)

Расчеты показали, что надстройка над энергоблоками с турбинами К-210-130 я Т-180-130 газ отчинных агрегатов ГТ-85-1070 и ГГ-45-85 по сравнению с вводом палуппкоЕого энергоблока обеспечивает экономию топлива в размере, соответственно, 60 к 30 тыс.т/год и экономию приведенных затрат в размере 4600 и 2200 тыс. руб/год.

С ростом замыкающих затрат на топливо экономия приведенных затрат возрастает. Это означает, что модернизация ТЭС по парогазовому циклу наибольший экономический эсуект может обеспечить в районах с дорогом топливом - ОЗС Северо-Запада, Центра и др.

На основе анализа результатов расчетно-теореткческлх исследований определены рациональные способы модернизации ТЭС по парогазовому циклу. Такими способами являются: надстройка действующих ПТУ газотурбинными агрегатами со сбросом выхлопных га-зоз в реконструированные котлы пли замена этих котлоз высоконапорными парогенератора:.;!, надстройка ПТУ на средние параметры пара газотурбинными агрегата:.:! с котлами-утилизаторами и проти-водазленческими паровыми турбина:.;:, пристройка ГГА к ПТУ с использованием тепла выхлопных газов для подогрева питательной воды, подстройка котла-утилизатора с паровой турбиной к действующим газотурбинным установкам.

В энергосистемах со значительной далей АЭС и повышенной неравномерностью электропотребления наибольший экономический эффект от модернизации, как правило, мажет быть получен при надстройке ТЭЦ газотурбинным агрегатом по схеме ШУС в сочетании с увеличением регулировочного диапазона ПТУ способом переменных параметров пара. Модернизация указанным способом действующих ТЭЦ европейской зоны СССР приводит-к снижению расхода органического топлива в энергосистеме в размере 1,5 - 2,0 т/год на каждый

киловатт мощности ГГА. Экономия приведенных затрат при этом составляет 2-5 руб/(кВт.год). Улучшая условия регулирования мощности, такая модернизация позволяет дополнительно вводить в э:-шр госистемах мощности на АЭС в размере 0,5 - 1,0 кВт/кВт, повышает эффективность использования природного газа, выделяемого для энергетики.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В диссертации разработан метод учета величины регулировочного диапазона тепловых электростанций в приведенных затратах на производство электрической и тепловой энергии. С помощью этого метода показано, что регулировочный диапазон является' одним из основных показателей экономической эффективности ТЭС. В энергосистемах европейской зоны СССР увеличение регулировочного диапазона ТЭС является эффективным путем снижения затрат на производство электрической и тепловой энергии, экономии расхода органического топлива и решения проблемы регулирования мощности.

2. Установлено, что при работе теплофикационных паротурбинных установок без потерь теплоты в конденсаторе, когда практически вся подведенная к турбине теплота полезно используется

. для производства электрической и тепловой энергии, отключение регенерации, снижение те;, лора туры перегрева пара и повышение давления в отопительных отборах не приводит к снижению тепловой экономичности установки,- а вызывает только уменьшение удельной выработки на тепловом потреблении. В энергосистемах с большой долей АЭС и повышенной неравномерностью электропотребления уменьшение удельной выработки на тепловом потреблении в периода спадов нагрузки необходимо по условиям регулирования мощности и в большинстве случаев оправдано экономически.

3. Разработаны И , (г - диаграммы паротурбинных установок, на которых, в отличии от известных диаграмм, представлены все элементы теплового баланса ПТУ. Предложена новая энергетическая характеристика паровых турбин - коэффициент регенерации теплоты. Получены уравнения, описывающие зависимость энергетических характеристик турбины от коэффициента регенерации.

4. Предложены новые способы увеличения регулировочного диапазона ТЭЦ при постоянном отпуске теплоты из отборов турбины.

Согласно этим способам электрическую мощность ТИТУ, работающих по тепловому графику с закрытой поворотной диафрагмой ЧдД, противодавлением или ухудшенным вакуумом, снижают путем обвода ПЗД, снижения температуры пара и повышения давления з отопительных отборах. Совместное использование этих способов позволяст на 25 - AOfn спинать электрическую мощность ТЗЦ. Новые способы применяются как в различных сочетаниях друг с другом, так и в сочетании с известными способами разгрузит ТЭЦ.

5. Промышленными испытаниями теплаЗикацконных установок с турбинам! Т-250-240, Т-100-130, ПТ-60-130 и T-50-I3C подтверждена техническая возможность а экономическая эффективность снижения электрической мощности ТЭЦ путем сбвода ПЗД, сниеокпя температуры пара и повышения давления 'в отопительных отборах. Получены разрешения JE,53, Т:,В и IK3 на снижение электрнческсГ: мощности серийных теплофикационных паротурбинных установок с помощью этих способов, применяемых в различных сочетаниях.

6. Новые способы сникения электрической мощности работающих по теюговог.у графику паротурбинных установок внедрена на турбинах T-II0/I20-I30 и Т-250/300-240 ТЗЦ - 21 и ТЭЦ - 22 Лен-энерго. В рабочем проекте зтороИ очереди расширения ТЭЦ - 5 Ченэнерго для теплофикационных энергоблоков с турбиной 7-I80/2I0--130 предусмотрены реет-и; разгрузки путем обвода ПЗД, снёсши температуры перзтного и вторичного перегрева пара на 1С0°С г. ловысекия давления з отопительных отборах до 2,0 кГс/с;.:2.

7. Показано, что с помощью парогазовых установок мог.е? бить .-олучено значительное увеличение регулировочного диапазона и по-зышенпе эффективности работы TSC з энергосистемах. Вследствие возможности автономней работы ITA и ПТУ наибольшее приращение регулировочного диапазона тепловым электростанциям обеспечивают парогазовые установки со сбросом газов в котел.

8. С помощью полученных формул установлено, что тепловая экономичность ПГУС незначительно уступает тепловой зкономнчнос-ти ПГУВ. Наиболее характерный диапазон изменения значения разницы в КПД этих установок леяит в пределах от 1,0 до 1,3$ (относительных).

Разработана методика, позволившая определить количественные характеристики влияния технологической схеж на наде.'шость ИГУ и учесть эти характеристики в приведенных затратах на произведет-

во электроэнергии. Установлено, что наиболее высокую надежность среди парогазовых установок имеют ПГУС, наиболее низкую - ПГУВ. При равных значениях коэффициентов готовности ГТА и ПТУ затраты в аварийный резерв П1УВ приблизительно в два раза выше аналогичных затрат в ПГУС.

9. На созданной впервые в нашей стране опытно-промышленной парогазовой установке со сбросом газа в .котел получены данные о полноте сгорания различных видов топлива в атмосфере выхлопных газов ГТА, освоены режимы пуска и эксплуатации ПГУС.

Полученный на опытно-промышленной установке опыт использован при создании первой отечественной ПГУС мощностью 250 МВт, Ка установке в первые годы эксплуатации достигнуты проектные показатели. Отработан автощтический перевод парогазового блока на раздельную работу ГТА и ПТУ и автоматический запуск ГТА при работающем котле.

Использование отработанных на 1ДУ - 250 Молдавской ГРЭС оборудования и схемных решений позволяет уже в ближайшие годы ввести з действие в ОЭС европейской части' СССР маневренные теплофикационные парогазовые установки мощностью 220 и 260 МВт со сбросом газов в котел.-Эти установки могут быть созданы на базе паротурбинного блока с турбиной Т-180-130 и газотурбинных установок ГГ-45-850, ГТ-85-1070 или двух ГТЭ - 45. Ввод в ОЭС Центра ПТУ - 220 вместо ПТУ - 180 обеспечивает экономию топлива в размере 31 тыс.т/год и- приведенных затрат в размере 1170 тыс.руб/год.

10. В качестве эффективного средства, позволяющего значительно ослабить отрицательное влияние колебания параметров наружного воздуха на основные характеристики ГТУ и ШУ и увеличить их регулировочный диапазон, предложен наддув компрессора ГТА дутьевым вен кия тором.

Разработана методика расчета тепловых схем ГТУ и ПГУ, работающих с наддувом и испарительным охлаждением. Получены формулы, позволяющие определять КПД этих установок и находить оптимальную степень повышония давления в наддувном агрегате. Установлено, что наддув ГТУ и ПГУ экономически оправдан .туш большинства климатических районов Советского Союза.

Экспериментальные исследования наддува и испарительного охлаждения выполнены на опытно-промышленной ПГУС в Ленинграде. На этой установке впервые в СССР и Европе бшш реализованы наддув ПГУ, запуск ГТУ котельным вентилятором и испарительное охлаэде-

ниа циклового воздуха.

II. Показано, что эффективным способом модернизации действующего оборудования ТЗС является его модернизация с помощью парогазового цикла. Такая модернизация наряду с продлением срока службы позволяет значительно увеличить мощность и регулировочный диапазон ПТУ, существенно повысить их тепловую экономичность.

Установлено, что газотурбинная надстройка над дейстзувщпми паротурбинными установками по схеме ПГУС эквивалентна вводу в энергосистеме высокоманевренной полупиковой мощности, удельная стоимость которой нияе, чем у ПТУ, а удельный расход топлива такой не, как у теплофикационных установок. При этом не имеет значения какие ПТУ - конденсационные или теплофикационные - модернизируют по парогазовому циклу.

В энергосистемах со значительной долей АЭС и повышенно:'! неравномерностью электропотребления наибольший экономический эффект от модернизации монет быть получен при надстройке газотурбинным агрегатом ТЭЦ в сочетании с увеличением регулировочного диапазона ПТУ способом переменных параметров пара.

Содержание диссертации отражено в следующих основных публикациях.

1. Литвинов Д.В., Безлепккн З.П., Будагян Р.Г. Первая отечественная парогазовая установка со сбросом газов в котел.// Энергомашиностроение, 1967, .V? 10, с. 34 - 36.

2. Безлепкин В.П. Парогазовые установки за рубежом. - ".!, ШШКнформтя;кмзш, 1967, - 48 с.

3. Литвинов Д.З., Бездетен В.П., Гпльде Е.Э. и др. К исследованию рабочих процессов парогазовой установки со сбросом газов в котел на опытно-премкшденной установке ЦКТИ // Тр. ЦКТЛ, 1369, вып. 93, с. 32 - 40.

4. Литвинов Д.В., Безлешсш З.П. Опытно-проккшгенная парогазовая установгса со сбросом газов в котел. - М, ШКИвшормтяя-маш, 1969, - 26 с.

5. Безлепкин В.П. Графоаналитический метод определения параметров воздуха на входе в компрессор ИУ при использовании наддува и испарительного охладителя // Тр. ЦКТИ, 1970, вып.102, - с. 129 - 132.

6. Зыков С.А., Безлепки В.П. Наддув газотурбинных установок // Энергомашиностроение, 1970, й I, с. 36 - 38.

7. Литвинов Д.В., Безлепкин В.П., Гильде Е.Э. Исследование рабочих процессов ПТУ со сбросом газов в топку котла на опытно-промышленной установке ЦКТИ // Опыт эксплуатации и перспективы внедрения ПГУ в энергетике. - Л., 1971, с. 12 - 13.

8. A.c. 289209 (СССР). Парогазовая установка / Бозлепкян В.П., Литвинов Д.В., Гшхьде Е.Э. - Опубл. в Б.и., 1970, J3 I.

9. Бозлепкян В.П., Гофлин Л.П., Татьянин А.II. Наддув парогазовых и газотурбинных установок и перспективы внедрения. // Опит эксплуатации и перспективы внедрения ПТУ в энергетике. -

- Л., J.97I, с. 10 - 12.

10. A.c. 313989 (СССР). Парогазовая установка / Литвинов Д.В., Безлепкин В.П., Гильде Е.Э. - Опубл. в Б.и., IS7I, ü 27.

11. Расширение регулировочного диапазона ТЭС за счет совместной работы паро- и газотурбинных установок / Зыков С.А., Аг.атовский Л.В., Гельтман А.Э., Безлепкин В.П. и др. // Рациональные режимы работы блоков ГРЭС в условиях переменного графика электрических нагрузок.-Львов, 1972, с. 9 - II.

12. Результаты освоения опытно-промышленной ШУ со сбросом газов в топку парогенератора / Безлепкин В.П., Гильде В,Э., Голованоз Н.В., Литвинов Д.В., Шатиль A.A., Кацнельсон Б.Д. // Энергомашиностроение, 1973, К 2, с. 5 - 10.

13. A.c. 377531 (СССР). Комбинированная парогазовая установка / Безлепкин В.П., Гофлин А.П.,'Прутковский E.H. -Опубл. в Б.и., 1973, J5 18.

14. A.c. 358531 (СССР). Энергетическая установка / Безлепкин В.П., Гольдштейн. - Опубл. в Б.И., 1973, № 34.

15. Безлепкин В.П. Зарубежные парогазовые установки и некоторые особенности их развития. - М., НИИИнформтяжмаш, 1973,

- 33 с.

16. A.c. 49179I (СССР). Парогазовая установка / Безлепкин В.П., Голованов Н.В., Гильде Е.Э., Шатиль A.A. -Опубл. в Б.и., 1976, 13 42.

17. A.c. 4994II (СССР). Теплофикационная парогазовая ■энергетическая установка / Безлепкин В.П., Гильде Е.Э., Длугосельский В.И., Камаева Г.П., Сорокин H.A. - Опубл. в Б.и.,

1976, Ja 2.

18. Разработка парогазовых установок мощностью 130-250 МВт со сбросом газов в котел на жидком топливе / Безлепкин З.П., Камаева Г.П., Чернякова И.И., Яковлева Т.С. // Тр. ЦКТК, 1978, вып. 163,' с. 45 - 48.

19. Безлепкин В.П. Сравнительная тепловая экономичность парогазовых установок с высоконапорным парогенератором и со сбросом газов в котел. // Повышение эффективности и оптимизации теплоэнергетических установок. - СПИ, IS8I, с. 49 -

- 56.

20. A.c. 823607 (СССР). Способ работы парогазовой установки / Безлепкин В.П., Барабанов Э.Л., Парков P.A., Ткачук А.Г. - Опубл. в Б.н., 1981, й 15.

21. Безлепкин В.П., Нейман Б.А. Состояние и перспективы развития парогазовых установок за рубежом. - I.i., НИПИнформ-энерго, 1981, вып. 58, - 80 с.

22. A.c. 949273 (СССР). Запорное устройство системы трубопроводов / Безлепкин В.П., Барабанов Э.Л., Безлепкин В.В. -

- Опубл. в Б.н., 1982, Js 29.

23. Безлепкин З.П. Результаты исследования эффективности надцуза парогазовых и газотурбинных установок // Изв. вузов, Энергетика, 1982, JS 10, с. 45 - 5С.

24. Способ работы парогазовой установки / Безлепкин В.П., Барабанов Э.Л., Еарков P.A., Ткачук А.Г. // Электрические станции, 1984, I, с. 81.

25. Безлепкин В.П. Парогазовые установки со сбросом газов в котел. - Л., ¡.'1ашиностроение, Лен. отд., 1984, - 232 с.

25. A.c. IIIQ9I2 (СССР). Способ регулирования электрической мощности теплофикационной паротурбинной установки / Безлепкин В.П. - Опубл. в Б.н., 1984, И 32.

27. Иванов В.А., Безлепкин В.П., Михайлов С.Я. Новый способ регулирования электрической мощности теплофикационных энергетических установок // Повышение экономичности, надежности

и маневренности энергетического оборудования ТЭС. - М., 1984, ч. 2, с. 17 - 18.

28. Исследование режимов работы теплофикационных турбоус-тановок с переменной степенью регенерации / Иванов В.А.,

Безлепкин В.П., Михайлов С.Я. и др. // Тр. ЛПИ - 1984, вып. 402, с. 7 - II.

29. Безлепкин В.П. Влияние технологической схемы на надежность и эффективность парогазовых установок // Теплоэнергетика, 1984, J.» 6, с. 53 - 55.

30. Безлепкин В.П. Регулирование электрической мощности теплофикационных турбин, работающих по.тепловому графику // Теплоэнергетика, 1985, .'3 12, с. 49 - 52.

31. Иванов В.А., Безлепкин В.П., Антонова А.М. Надежность подогревателей высокого давления теплофикационных турбин при

их отключении с целью регулирования графика электрической нагрузки // Научные проблемы современного энергетического машиностроения и их решение. - Л., 1987, с. 132.

32. Регулирование электрический мощности ТЭЦ, работающих по тепловому графику, изменением тептературы перегрева пара / Пааноз В.Л., Левченко Г.И., Безлепкйн В.П. и др. // Теплоэнергетика, 1988, Ü 3, с. 12 - 15.

33. Безлепкин В.П. Влияние регулировочного диапазона на экономическую эффективность тепловых электростанций // Теплоэнергетика, 1988, И 3, с. 12 - 15.

34. A.c. 1453053 (СССР). Способ регулирования электрической мощности теплофикационной паротуроннной установки / Безлепкин В.П., Иванов В.А., Михайлов С.Я., Левченко Г.И., Христич Л.М., Сорокин H.A., Неженцев Ю.Н., Лиснянский Ф.А., Иванов С.Н. - Опубл. в Б.и., 1989, й 3.

Подписано к печати 4 Уч.-изд. печ.л.2,5

ЗДКЯЗ-Д^ изд. номер А ¿2 Тира» № Бесплатно Типография издательства МЭИ, Красноказарменная, и.