автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Совершенствование выбора тепловых схем и параметров одноцелевых утилизационных парогазовых установок

На правах рукописи

МЕЛЬНИКОВ Юрий Викторович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ВЫБОРА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ И ПАРАМЕТРОВ ОДНОЦЕЛЕВЫХ УТИЛИЗАЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК

05.14.14 - Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Иваново 2009

003473500

Работа выполнена на кафедре тепловых электрических станций ГОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина»

Научный руководитель-

доктор технических наук, профессор Мошкарии Андрей Васильевич Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Андрюшин Александр Васильевич кандидат технических наук, доцент Масленников Владимир Владимирович Ведущая организация: ОАО«Зарубежэнергопроект»

Защита состоится «26» июня 2009 г. в 14— часов на заседании диссертационного совета Д 212.064.01 при ГОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина» по адресу:

153003, г. Иваново, ул. Рабфаковская, 34, корпус «Б», аудитория 237.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим присылать по адресу: 153003, г.Иваново, ул. Рабфаковская, 34, Ученый совет ИГЭУ. Тел.: (4932) 38-57-12, факс: (4932) 38-57-01. E-mail: uch_sovet@ispu.ru.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ивановского государственного энергетического университета.

Автореферат разослан «25» мая 2009 г.

И.О. учёного секретаря

диссертационного совета д.т.н., профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Интенсивное развитие газотурбостроения в течение последних десятилетий, обусловленное успехами в материаловедении, технологиях проектирования и эксплуатации газотурбинных установок (ГТУ) и их элементов, привело к росту КПД ГТУ до 45 % и единичной мощности до 350 МВт. Парогазовые установки утилизационного типа (ПГУ) на основе современных ГТУ являются наиболее совершенными энергетическими установками на газообразном топливе по показателям экономичности и маневренности. По различным оценкам, доля ПГУ в мировой генерации электроэнергии в ближайшем будущем составит до 49 %.

Обзор создаваемых в настоящее время парогазовых энергоблоков показывает широкое разнообразие как типов используемых ГТУ, так и схем и параметров паротурбинной части ПГУ. Установки различаются по числу главных двигателей (моноблоки, дубль-блоки, трипл-блоки), числу контуров котла-угилизатора (КУ) (одно-, двух-, трехконтурные и котлы-утилизаторы с пром-перегревом), типу их питания (последовательное и параллельное), признаку наличия камер дожигания выхлопных газов ГТУ и т.д. Разброс значений давлений в контурах КУ однотипных ПГУ достигает 20..30 %.

Первые исследования, посвященные оптимизации параметров ПГУ по критерию их максимальной тепловой экономичности, проводились еще в 60-е годы прошлого века. К настоящему времени сотрудниками кафедры тепловых электростанций МЭИ, ИГЭУ, СГТУ, СПбГТУ проработаны методические основы выбора оптимальных параметров одноцелевых ПГУ с различным числом контуров КУ. Базой для этого выбора принято считать параметры номинального режима работы ГТУ.

Исследования параметров ПГУ, основанные на показателях номинального режима ГТУ, имеют существенный недостаток. Важнейшей особенностью газотурбинных установок является зависимость показателей их работы от параметров наружного воздуха (давление, температура) и относительной мощности установки. Вопрос влияния этих зависимостей на показатели работы ПГУ в целом остается малоизученным. В ряде работ отечественных и зарубежных авторов приводятся результаты испытаний конкретных установок, подтверждающие факт существенного влияния параметров наружного воздуха и загрузки ГТУ на показатели парогазовых блоков, но отсутствует анализ причин этих изменений. Между тем, сравнение парогазовых блоков по их параметрам в стандартных условиях явно недостаточно, так как не отражает условий работы этих блоков. В силу этих же причин оптимизация схем и параметров паротурбинной части ПГУ, основанная на номинальных параметрах работы ГТУ, не всегда приводит к корректным результатам.

Таким образом, анализ влияния режимов работы ГТУ на показатели ПГУ, выявление отличительных особенностей режимов работы ПГУ по сравнению с паротурбинными установками (ПТУ), внесение в методику выбора опти-

4 о

мальных параметров ПГУ учета режимных факторов и технических ограничений являются актуальными задачами энергетики.

Целью диссертации является совершенствование выбора тепловых схем и параметров одноцелевых ПГУ на основе исследований режимов их работы.

Задачи диссертации:

• разработка методики численного исследования статических режимов работы ПГУ с использованием программного комплекса «Boiler Designer»;

• проведение исследований режимов работы ПГУ с выявлением диапазонов изменения параметров ПГУ в регулировочном диапазоне с учетом климатических характеристик ГТУ;

• определение отличительных особенностей режимов работы ПГУ разных типов в сравнении с ПТУ и разработка рекомендаций к совместной работе ПГУ и ПТУ;

• проведение оптимизации параметров ПГУ различных типов с учетом режимных и технических ограничений.

Научная новизна работы заключается в следующем:

• впервые на основе численного анализа показателей работы утилизационных ПГУ двух и трех давлений на частичных нагрузках показано, что КПД парогазовых блоков менее устойчив к снижению нагрузки по сравнению с КПД паросиловых блоков, поэтому при совместной работе ПГУ и ПТУ разгрузка последней выгоднее по условию минимального прироста расхода условного топлива;

• в методику выбора оптимальных параметров утилизационных ПГУ внесены дополнения, обеспечивающие учет режимных и технических ограничений по минимальным значениям давлений пара в нижнем контуре и температуре уходящих газов котла-утилизатора.

Практическая ценность результатов состоит в следующем:

■ для блоков ПГУ мощностью 325 и 400 МВт выявлены пределы изменения параметров в регулировочном диапазоне ГТУ различных типов производства Siemens, Alstom, ОАО «Сатурн-Газовые турбины» с учетом их климатических характеристик;

■ показано, что применение дожигания на ПГУ с ГТУ SGT5-4000F фирмы Siemens при незначительном снижении КПД (0,1..0,4 %) позволяет при низких температурах наружного воздуха обеспечить температуру пара перед паровой турбиной 540 °С;

■ показано, что в качестве паротурбинной части блока ПГУ-800 может использоваться паровая турбина К-300-23,5 после перевода ее на пониженные параметры пара и реконструкции проточной части;

• показано, что с разгрузкой до 50 % КПД моноблоков ПГУ снижается на 3,5..5 %, а КПД паротурбинных блоков - на 1,5 %, поэтому при совместной работе ПГУ и ПТУ разгрузка последней выгоднее по критерию минимального прироста удельного расхода условного топлива;

■ показано, что перевод дубль-блоков ПГУ на малых нагрузках (менее 50 %) в режим «полублока» позволит сохранить КПД ПГУ на высоком уров-

не и получить экономию в удельном расходе топлива около 12 % по сравнению с работой в режиме «блока».

Автор защищает:

• алгоритм численного исследования показателей утилизационных moho- и дубль-блоков ПГУ в режимах частичных нагрузок с учетом климатических характеристик ГТУ;

• результаты анализа показателей блоков ПГУ-325 и ПГУ-400 с газовыми турбинами SGT5-4000F (Siemens), GT26 (Alstom) и ГТД-110 (Сатурн-Газовые турбины) в переменных режимах работы;

• результаты оптимизации параметров утилизационных ПГУ двух и трех давлений с учётом режимов их работы.

Достоверность полученных результатов обеспечивается использованием нормативного метода расчета котельных агрегатов и совпадением результатов расчетного анализа с результатами теплотехнических испытаний эксплуатируемых ПГУ.

Личный вклад автора состоит в постановке задач и цели исследования, разработке алгоритма исследования показателей ПГУ в регулировочном диапазоне с учетом климатических характеристик ГТУ; проведении анализа этих показателей для ряда современных ПГУ; дополнении методических основ выбора оптимальных параметров ПГУ.

Внедрение результатов работы. Ряд выводов, полученных в ходе диссертационного исследования, использовались экспертами на тендерных торгах на поставку ГТУ для ПГУ генерирующих компаний.

Апробация результатов. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на региональных и международных научно-технических конференциях:

• IV Российская научно-практическая конференция «Повышение эффективности теплоэнергетического оборудования» (г. Иваново, 2005 г.);

• XII, XIII, XV Международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (г. Москва, 2006, 2007,2009 гг.);

• IV Региональная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» (г. Ульяновск, 2006);

• Региональная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Теплоэнергетика» (г. Иваново, 2006,2007,2008, 2009 гг.);

• III Международная научно-практическая конференция «Актуальные проблемы энергетики» (г. Екатеринбург, 2007);

• IV Межрегиональная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Информационные технологии, энергетика и экономика» (г. Смоленск, 2007 г.);

• XIV, XVI Международная научно-техническая конференция «Состояние и перспективы развития электротехнологии - Бернадосовские чтения» (г. Иваново, 2007, 2009 г.).

Список публикаций. По материалам диссертационной работы опубликовано 32 печатных работы, в том числе 11 статей в журналах по списку ВАК, 4 статьи в других журналах, 15 тезисов докладов, а также в учебном и учебно-методическом пособиях.

Содержание и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных результатов и выводов, библиографического списка использованной литературы из 96 наименований и 4 приложения. Объем диссертации, включая приложения, составляет 207 страниц машинописного текста. Работа содержит 100 рисунков и 42 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель исследования, научная новизна, практическая значимость и основные положения, выносимые на защиту.

Первая глава посвящена аналитическому обзору развития парогазовых технологий и исследований по выбору структуры и параметров тепловых схем утилизационных ПГУ.

Первые ПГУ появились в Германии в 1913-1917 гг. Их развитие в первой половине XX в. связывают с именами европейских инженеров Парсонса, Кузьминского, Штольца, Шюле, Хольцварта, Арманго, Лаваля, Караводина. В СССР исследования ПГУ проводились сотрудниками и учеными ЦКТИ (А.Н. Ложкин и др.), Одесского политехнического института (Д.П. Гохштейн и др.), Саратовского политехнического института (А.И. Андрющенко и др.), Ленинградского политехнического института (И.И. Кириллов, В.А. Зысин и др.), а также учеными ЭНИНа, ВТИ и др. Показано, что начиная с 60-х годов XX в., практическое внедрение газотурбинных и парогазовых технологий в СССР существенно отставало от ведущих стран мира. К настоящему времени в мировых лидерах находятся энергомашиностроительные компании Европы, США и Японии - Siemens, Alstom, General Electric, Mitsubishi. С конца 1990-х годов ежегодный ввод ГТУ составляет не менее 100 ГВт.

Отмечено, что на тепловую эффективность утилизационных ПГУ в условиях заданной ГТУ оказывают влияние число контуров КУ, начальные параметры пара в контурах, а также величины температурных напоров в паропе-регревательных и испарительных поверхностях КУ.

Выполнен обзор существующих тепловых схем утилизационных ПГУ. Выявлено большое разнообразие схем ПГУ (моноблоки, дубль-блоки, трипл-блоки, наличие или отсутствие промежуточного перегрева, наличие или отсутствие дожигания топлива в среде уходящих газов ГТУ, различия в компоновке поверхностей нагрева КУ и др.) и их параметров. Отмечено, что разброс значений давлений пара в контурах однотипных ПГУ может достигать 20 %.

Вопросам выбора схем и параметров утилизационных ПГУ посвящены работы А.И. Андрющенко, В.Н. Лапшова, Л.В. Арсеньева, В.А. Зысина, а также исследования, проводимые на кафедре ТЭС МЭИ (В.Д. Буров, C.B. Цанев, Я.Ю. Сигидов и др.). Показано, что благодаря усилиям этих ученых к настоящему времени созданы методические основы выбора оптимальных параметров одноцелевых ПГУ с различным числом контуров КУ. Вместе с тем, важнейший вопрос влияния режимов работы ПГУ на показатели работы ПГУ в целом остается недостаточно изученным. Большинство авторов уделяют внимание исследованию режимного фактора ГТУ. В последнее время в публикациях приводятся результаты теплотехнических испытаний ПГУ в различных режимах работы, подтверждающие факт существенного влияния параметров наружного воздуха и нагрузки на показатели ПГУ, но отсутствует анализ причин этого влияния.

На основании поставленной цели и проведенного анализа научных работ сформулированы основные задачи исследования.

Во второй главе проводится численная оценка показателей схем ПГУ, планируемых к внедрению в России, и анализ влияния типов ГТУ на их эффективность.

Проанализированы технические решения по созданию новых блоков ПГУ (моноблоки ПГУ-400, дубль-блоки ПГУ-325) и блоков с использованием существующих зданий и сооружений (проект одновальной ПГУ-285 для замены

блоков 300 МВт), а также действующих паровых турбин К-300-23,5 (дубль-блок 800 МВт).

Проект ПГУ-285 предложен в 2006 г. сотрудниками кафедры ТЭС ИГЭУ при участии автора. ПГУ-285 включает в свой состав ГТУ SGT5-3000E Siemens, паровую турбину К-90-9 JIM3, котел-утилизатор трех давлений с промперегревом (см. рис. 1). Для условий Костромской ГРЭС получены следующие энергетические показатели: мощность нетто 287 МВт, КПД ПГУ 54,5 %. Размещать турбинное оборудование ПГУ предлагается по одноваль-ной схеме в существующих строительных конструкциях главного корпуса ГРЭС.

Дубль-блок ПГУ-800 включает в свой состав две ГТУ мощностью не менее 270 МВт, котлы-утилизаторы трех давлений с промперегревом, а также паровую турбину К-300-23,5, переведенную на докритические параметры пара за счет модернизации системы паровпуска, регулирующих ступеней, последних ступеней ЦНД, закрытия патрубков нерегулируемых отборов и т.д. На основе вариантных расчетов тепловой схемы показано, что существующие на мировом рынке ГТУ фирм Siemens, Alstom, General Electric, Mitsubishi требуемого класса мощности обеспечивают ПГУ-800 близкие энергетические показатели: мощность 770..800 МВт, КПД нетто 54,9...56,4 %.

Для оценки возможности использования турбины К-300-23,5 в паротурбинном цикле ПГУ выполнен анализ изменения объемных пропусков по цилиндрам паровой турбины после ее перевода на пониженные параметры. Расчеты показали, что это изменение составляет не более 18 % (рис. 2). Наибольшее изменение объемных пропусков наблюдается в ЦНД, что потребует его реконструкции.

Рис. 2. Сравнение объемных пропусков пара в турбине К-300-23,5 до н после реконструкции (ПГУ-800 с 2хГТУ 8СТ5-4000П

Результаты расчетов и технические рекомендации были использованы ЛМЗ и Подольским машиностроительным заводом при разработке проекта ПГУ-800 для Киришской ГРЭС - филиала ОГК-6.

Моноблок ПГУ-400 включает в свой состав мощную ГТУ (от 270 МВт) и паровую турбину мощностью около 120 МВт. Этот энергоблок - один из

наиболее распространенных типов генерирующих установок на природном газе в мировой энергетике. Расчеты показали, что использование ГТУ SGT5-4000F Siemens и GT26 Alstom дает следующие энергетические показатели: мощность 406...416 МВт и КПД ПГУ нетто 55,8...56,1 % (большие значения -для GT26).

В третьей главе выполнена оценка зависимости показателей ПГУ от относительной нагрузки ГТУ и температуры наружного воздуха. Изложен алгоритм численного исследования показателей ПГУ на частичных нагрузках с учетом климатических характеристик ГТУ. Приведены результаты исследований ПГУ-285, ПГУ-400 с ГТУ SGT5-4000F Siemens (с дожиганием и без) и GT26 Alstom, а также ПГУ-325 с ГТД-110 «Сатурн-Газовые Турбины». Дан сравнительный анализ эффективности снижения нагрузки на паротурбинных и одноцелевых утилизационных парогазовых установках.

Энергетические ГТУ большую часть жизненного цикла работают в режимах, отличных от номинального. Для их расчета некоторые авторы рекомендуют использовать методы теории газодинамического подобия, основанные на приведении параметров работы ГТУ в таких режимах к стандартным условиям. Однако использовать эти методы для расчета реальных ГТУ часто представляется невозможным, так как они не учитывают работу вспомогательных систем. Так, осевые компрессоры ГТУ оснащаются входными и поворотными направляющими лопаточными аппаратами, способными изменять проходные сечения воздушного тракта установки в различных режимах; имеются системы подогрева воздуха перед компрессором, обеспечивающие стабильную работу установки при низких температурах наружного воздуха. Практический интерес представляют только климатические и режимные характеристики, предоставляемые производителями.

В утилизационных ПГУ параметры выхлопных газов ГТУ оказывают определяющее влияние на работу котла-утилизатора. Изменение как температуры, так и расхода выхлопных газов ГТУ обусловливает изменение теплоты, утилизируемой в КУ, и интенсивность теплообмена (за счет изменения плотности, расхода газов и скорости обтекания ими поверхностей нагрева КУ).

В свою очередь, режим работы КУ определяет условия работы паротурбинной установки. Изменение давлений в контурах КУ ведёт к изменению теплоперепадов в цилиндрах ПТУ, а изменение расхода пара в этих контурах влияет на значение внутренних относительных КПД цилиндров и величину вырабатываемой мощности.

Использование промежуточного перегрева еще более усложняет систему: теплосъем в промежуточном пароперегревателе зависит от параметров пара на выхлопе ЦВД и, в то же время, определяет тепловой режим во всех последующих по ходу газов поверхностях нагрева КУ.

Комплексное изучение характеристик ПГУ в режимах работы, отличных от номинального, возможно только с учетом всех отмеченных взаимосвязей элементов установки, и невозможно без помощи ЭВМ и современных специализированных программных продуктов.

В целях исследования характеристик парогазовых энергоблоков был разработан алгоритм расчета показателей ПГУ утилизационного типа в режимах, отличных от номинального, с использованием САПР Boiler Designer, (рис. 3).

Рис. 3 Алгоритм исследования показателей ПГУ на частичных нагрузках

На основе данных компаний Siemens и Alstom получены регрессионные зависимости, позволяющие определить показатели ГТУ SGT5-3000E, SGT5-4000F и GT26 (расход G^yx и температуру tayx выхлопных газов, мощность N/ry и КПД >7/7у) в зависимости от температуры наружного воздуха 1НИ [°С] и относительной нагрузки п [%].

Зависимости С7йь/у[кг/с], Nny [МВт] и r\tTs/ [%] для GT26 Alstom

имеют вид:

цт =42,5224-

694 49

1 + 0,111 Тнв - 6,624 х 10 ^ TL;

55936 0,1573

''ВЫХ - - + "

и -176,55 и-176,55

Г •

'ЯД'

'вых =786,21-1,782л + 0,4035Гш + 0,0022167^-54,636-^-;

(1) (2) (3)

Nny = 3,4911и - 8,95 + 7^в(-0,000043605л + 0, ООО 1214);

Tm=tHB+100.

(4)

(5)

Аналогичные зависимости получены для ГТУ SGT5-4000F и SGT5-3000E Siemens. Полученные модели использованы для формирования исходных данных к вариантным расчетам статических режимов блоков ПГУ-285 и ПГУ-400.

Для каждого энергоблока (ПГУ-285, ПГУ-400 с GT26 и ПГУ-400 с SGT5-4000F) на основе конструкторских разработок созданы модели котлов-утилизаторов горизонтальной компоновки. В ходе разработки предполагалось, что поверхности нагрева КУ собираются из унифицированных секций, которые изготовлены из вертикально расположенных в два ряда оребрённых труб, вверху и внизу сообщаемых с коллекторами. Диаметры труб, шаги, параметры оребрения и компоновки секций принимались стандартными для продукции Подольского машиностроительного завода - крупнейшего производителя котлов-утилизаторов в России.

Разработка моделей паротурбинных установок ПГУ и синтез ГТУ, КУ и ПТУ в модель единого энергоблока осуществлялась в сотрудничестве с компанией «ОПТСИМ-К» - разработчиком САПР Boiler Designer - и сопровождалась доработкой и отладкой программы до состояния, обеспечивающего проведение расчетов схем ПГУ в переменных режимах.

Выполнен анализ показателей работы моноблока ПГУ-285 с ГТУ SGT5-3000E Siemens в режимах частичной нагрузки при различных значениях температуры наружного воздуха.

При разгрузке до 60 % КПД ПГУ-285 снижается с 54,6 до 51,5 %. Температура наружного воздуха слабо влияет на КПД ПГУ: во всем диапазоне 1цв КПД сохраняется в пределах 54...54,5 %. Мощность ПГУ со снижением tue линейно растет: при снижении температуры с +25 до -15 °С мощность возрастает с 264 до 311 МВт (на 18 %).

Увеличение мощности ПГУ в зимний период вызвано снижением потребляемой мощности компрессора ГТУ из-за уменьшения удельных объемов воздуха при снижении его температуры. Показано, что значения давлений пара во всех контурах при разгрузке до 60 % снижаются в среднем на 2530 %. Это связано с уменьшением теплоты, отводимой от ГТУ в котел-утилизатор, вследствие резкого снижения температуры выхлопных газов, при низких tHB сопровождающегося еще и уменьшением их расхода.

Расчёты показали, что расходы пара в цилиндры ПТУ также в основном определяются величиной относительной нагрузки ГТУ и расходом выхлопных газов.

По результатам расчетов установлено, что параметры работы котла-утилизатора ПГУ на частичных нагрузках ГТУ изменяются аналогично показателям энергетических паровых котлов.

Ввиду незначительного изменения теплоперепадов в паровой турбине определяющее влияние на изменение ее мощности оказывает изменение паро-производительности КУ. Мощность, потребляемая главными насосами ПТУ (питательные и конденсационный), значительно снижается с разгрузкой

блока. Это снижение достигает 40 % при разгрузке ГТУ до 60 % от номинальной мощности.

КПД ПТУ практически не зависит от п и tHB при условии разгрузки ПТУ на скользящих параметрах пара до 50 %.

Таким образом, на изменение КПД ПГУ влияние оказывает только изменение КПД ГТУ и КПД КУ, причем превалирует влияние первого фактора. Влияние tHB на КПД ГТУ и КПД КУ противоположно, поэтому КПД ПГУ от tHB практически не зависит, хотя при высоких и низких температурах наружного воздуха КПД ПГУ чуть меньше из-за снижения КПД КУ (в первом случае) и КПД ГТУ (во втором).

Диапазон изменения мощности при температуре 5 °С составляет 190..290 МВт, пределы изменения КПД 52..55 %. Снижение tHe с 15 °С до -15 °С приводит к падению КПД ПГУ примерно на 1 % и росту мощности на 12 %.

Проведен анализ показателей работы моноблока ПГУ-400 с ГТУ SGT5-4000F Siemens (рис. 4) и GT26 Alstom (рис. 5) в режимах частичной нагрузки при различных значениях температуры наружного воздуха (табл. 1).

Энергоблок ПГУ-400 с ГТУ GT26 обеспечивает лучшие энергетические показатели как при разгрузке, так и при снижении tHB- Температура выхлопных газов ГТУ при разгрузке не уменьшается, как у SGT5-4000F, а увеличивается на 50 °С. Расход выхлопных газов GT26 при снижении /»я увеличивается значительнее (12 % против 5 %), в результате чего паропроизводитель-ность КУ возрастает на 7 % (0 % у SGT5-4000F), а тепловая мощность КУ -на 8 % (0 % у SGT5-4000F). Мощность ПТУ энергоблока с GT26 при снижении 1ИЯ не уменьшается на 4 %, а увеличивается на 8 %. КПД ПГУ-400 с GT26 при разгрузке до 60 % снижается всего на 2,3 % (абс.), а мощность на 36 % (у ПГУ с SGT5-4000F соответственно 4,5 % и 40 %). Снижение tHB до -30 °С увеличивает мощность ПГУ на 15 %, при этом КПД практически не меняется (у ПГУ с SGT5-4000F он снижается на 1,8 % (абс.).

Такие отличия объясняются конструктивными особенностями GT26. ГТУ снабжена двумя индивидуально управляемыми камерами сгорания с последовательным горением топлива (за счет которых организуется промежуточный подогрев газов, способствующий «карнотизации» газотурбинного цикла с повышением его КПД) и тремя регулируемыми направляющими лопаточными аппаратами в воздушном компрессоре.

Преимущества GT26 в тепловой эффективности особенно очевидны при работе ее на пониженных (нк, что позволяет признать ГТУ GT26 более предпочтительной для сооружения ПГУ-400 на территории России, на большей части которой среднегодовая tHB отрицательна.

При низких tun для повышения температуры газов на входе в КУ можно применить дожигание топлива. Дожигание позволит повысить температурные напоры в поверхностях КУ, паропроизводительность, теплоперепады и мощность ПТУ. Дожигание будет особенно целесообразно для ПГУ с газовыми турбинами, температура выхлопных газов которых падает со снижением tHK (например, SGT5-4000F Siemens).

N, МВт

250 ■ Г-<( ■ ■»••• tHB « 30 *С

240 ■ *- ', f —— tHS = 5 "С

230 / ; 1Н8 = -30 *С

220 J

60 65 TO 75 SO 85 90 95 n, "A Рис. 4. Зависимость КПД и мощности ПГУ-400 с SGT5-4000F Siemens от п н tHa

N, МВт

85 90 95 п, «А

Рис 5. Зависимость КПД и мощности ПГУ-400 с GT26 Alstom от п и <кв

ТНВ, 'С

Таблиц 1. Результаты расчетов показателей Г1ГУ-400 с ГТУ фирм Alstom и Siemens

Показатели

Тип ГТУ

SGT5- GT26

4000F

- 10 + 50

40 30

5 12

27 29

4,8 4,6

1,4 1,1

20 19

30 30

30 24

0 7

10...30 10..

30

30 29

13 14

24 22

10 9

29 24

0 8

31 28

5 9

1,7 3

2,8 . 1,2

32 26

-4 +8

26 26

-4 +8

+0,7 -0,3

1,3 0

4,5 2,3

1,8 0,3

40 36

13 15

Максимальное изменение температуры выхлопных газов ГТУ при разгрузке до 60 %, "С

Падение температуры выхлопных газов при снижении /да с 15 до -30°С, %

Увеличение расхода выхлопных газов при снижении 1НЗ с 15 до -30 "С, %

Уменьшение расхода выхлопных газов при разгрузке до 60 %, % Снижение КПД ГТУ при разгрузке до 60 %, % (абс.) Увеличение КПД ГТУ при снижении 1НВ с 30 до -30 °С, % (абс.) Увеличение мощности ГТУ при снижении /яд с 30 до -30 °С, % Снижение давлений в контурах ПГУ при разгрузке до 60 %, % Уменьшение расхода пара при разгрузке до 60 %, % Увеличение расхода пара при снижении /нвс 30 до -30 °С, %

Относительное изменение скоростей среды при изменении п и 1цп- %

Снижение скоростей газов при разгрузке до 60 %, % Увеличение скоростей газов при снижении 1НВ с 30 до -30 °С, % Уменьшение коэффициента теплопередачи при разгрузке до 60 %, % Увеличение коэффициента теплопередачи при снижении //,дс 30 до -30 °С, %

Уменьшение теплопроизводительности КУ при разгрузке до 60 %, % Увеличение теплопроизводительности КУ при снижении 1нвс 30 до -30 °С, %

Уменьшение теплоты газов при разгрузке до 60 %, % Увеличение теплоты газов при снижении /ад с 30 до -30 °С, % Увеличение КПД КУ при разгрузке до 60 %, % (абс.) Уменьшение КПД КУ при снижении /нйс 30 до -30 °С, % (абс.) Уменьшение мощности ПТУ при разгрузке до 60%, % Изменение мощности ПТУ при снижении ¡нвс30 до -30 °С, % Уменьшение мощности насосов ПТУ при разгрузке до 60%, % Изменение мощности насосов ПТУ при снижении 1нвс 30 до -30 °С, %

Изменение КПД ПТУ при разгрузке до 60 %, % (абс.) Уменьшение КПД ПТУ при снижении 1НВ с 30 до -30 °С, % (абс.) Уменьшение КПД ПГУ при разгрузке до 60 %, % (абс.) Уменьшение КПД ПГУ при снижении 1НВ с 30 до -30 °С, % (абс.) Уменьшение мощности ПГУ при разгрузке до 60 %, % Увеличение мощности ПГУ при снижении 1НВ с 30 до -30 °С, %

Для расчетной оценки влияния дожигания топлива на показатели ПГУ-400 принималось, что камера дожигания расположена перед КУ и обеспечивает получение равномерного температурного поля по ширине газохода;

температуры пара высокого давления поддерживаются на уровне 540 °С.

Установлено, что:

- для обеспечения температуры острого пара 540 °С необходимо поддерживать температуру газов на входе в КУ не ниже 585590 °С, что достигается на различных режимах при степени дожигания от 0 до 6,8 % (максимальное значение соответствует 1цк -30 °С и 100 % нагрузке);

- применение дожигания ведет к снижению КПД ПГУ на 0,1..0,4 % абс. (рис. 6);

- дожигание позволяет увеличить паропроизводительность КУ, теплоперепад в ПТУ и ее мощность (рис. 7);

- конечная влажность пара не превышает 7 % и уменьшается с разгрузкой.

и пара на выходе из промперегревателя

Рис 6 Изменение КПД ПГУ-400 при разгрузке ГТУ (1„в = 5 °С): 1 - для 8С.Т5-4000Р без дожигания; 1' - для 5СТ5-4000[: с дожиганием; 2 - для СТ26

а) б)

Рис. 7 Климатические характеристики мощности (а) и КПД ПГУ-400 (б) на 100 %-й нагрузке ГТУ: 1 - для 50Т5-4000Р без дожигания, 1' - для 8СТ5-4000Р с дожиганием; 2 -для ОТ26

Падение значения КПД в ПГУ-400 с ГТУ 5ОТ5-4000Р со снижением температуры наружного воздуха от 15° до -30 °С достигает 2 %, и при использовании дожигания - 2,3 % (абс.).

В результате перевооружения ТЭС на основе ПГУ вероятной становится ситуация, при которой одной генерирующей компании будут принадлежать как паросиловые энергоблоки, так и парогазовые. Следовательно, возникнет необходимость оптимизации их параллельной работы по критерию минимального прироста удельного расхода условного топлива.

По тепловой экономичности паротурбинные блоки уступают парогазовым, но более устойчивы к сохранению высоких значений КПД при снижении нагрузки (рис. 8). Это означает, что при разгрузке блоков разных типов приоритет (по критерию тепловой экономичности) следует отдавать паросиловым блокам.

н и с КПД нетто при разгрузке ряда мощных энергоблоков Онв = 5 °С): I- ПГУ-400 с SGT5-4000F, 2 - ПГУ-285 с SGT5-3000E, 3 - ПТУ К-300-23,5; 4 - ПГУ-400 с GT26

Численная оценка показателей дубль-блока ПГУ-325 в режимах глубокой разгрузки выполнена на основе математической модели ПГУ-325 в программе Boiler Designer. Модель верифицирована с использованием результатов испытаний ПГУ-325 «Ивановских ПГУ».

В первой серии расчетов предполагалось, что разгрузка энергоблока осуществляется за счет сброса нагрузки на обеих работающих ГТУ (режим «блока») (рис. 9).

КПД ПГУ с разгрузкой на 47 % (на 150 МВт) снижается с 51,5 до 45 %. Номинальный КПД сохраняется на уровне 50..52 % в интервале tHB от -40 до +45 °С. Вместе с тем, из-за эффекта ухудшения утилизации теплоты выхлопных газов при низких значениях tHn и п КПД ПГУ падает вместе с мощностью ПТУ.

При разгрузке до 50 % удельный расход топлива на ПГУ-325 возрастает примерно на 13 %.

Вторая серия расчетов ПГУ-325 была проделана для случая глубокой разгрузки с отключением одной из ПГУ и котла-утилизатора, подключенного к ней (режим «полублока»).

В этом случае расход пара через цилиндры паровой турбины (при работе одной ГТУ в номинальном режиме) будет примерно в 2 раза меньше проект-

N, МВт

40%

mm . _ 2ХГТУП = 45%

______ 1хГТУп = 100%

_ _ 2хГТУ п = 50%

120

-40 -30 -20 -10 0 10 20 30 Ue, 'С

Рис 10 Зависимость мощности и КПД ПГУ-325 от п и tHB

ного, однако это не оказывает заметного влияния на внутренние относительные КПД цилиндров паровой турбины.

Во всем диапазоне температур наружного воздуха работа с одной ГТУ позволяет поддерживать мощность ПГУ не меньше, чем в режиме «блока» с загрузкой обеих ГТУ около 44 % (рис. 10).

В режиме «блока» мощность и КПД ПГУ при низких значениях нагрузки ГТУ падают при снижении tHn ниже -15 °С. В режиме «полублока» наблюдается обратный эффект. Если при температурах наружного воздуха выше -15 °С мощность «полублока» и мощность «блока» (п = 45 %) примерно равны, то при меньших tHB мощность «полублока» больше. Таким образом, при низких tMB эффективность использования режима «полублока» повышается.

КПД в режиме «полублока» составляет 50..51,5 % против 38..45 % в режиме «блока» (при п = 45%).

Четвертая глава посвящена оптимизации параметров и схем ПГУ с учетом режимов работы ПГУ. Анализируются режимные и технические ограничения изменения оптимизируемых параметров.

Отмечено, что в условиях заданной ГТУ главными оптимизируемыми переменными в ПГУ являются давления пара в контурах КУ.

На значения давлений пара в контурах ПГУ накладываются следующие ограничения:

1. Верхняя граница давления (для верхнего контура КУ) - 30 МПа для прямоточных котлов и 15-19 МПа - для барабанных котлов с естественной циркуляцией (по условию надежности естественной циркуляции);

2. Нижняя граница давления (для нижнего контура КУ) для номинального режима - 0,15 МПа, так как при работе ПТУ на скользящем давлении давление в нижнем контуре с разгрузкой ПГУ снижается и может достичь величины меньше 0,12 МПа.

3. Предельное значение конечной влажности в ЦНД паровой турбины составляет 12 %. В случае превышения этого значения конструкция турбины усложняется включением сепаратора, что нежелательно.

4. Минимальная температура уходящих из котла-утилизатора газов составляет 90.. 100 °С. Меньшие ее значения могут быть обеспечены только применением развитых поверхностей нагрева в нижнем контуре КУ и газовом подогревателе конденсата. Это удорожает установку, ее эксплуатацию и обслуживание. Кроме того, при снижении температуры уходящих газов повышается вероятность конденсации водяных паров на внешней поверхности трубок ГПК и последующей их коррозии.

Для определения степени влияния среднегодового режима работы ГТУ на оптимальные сочетания давлений для утилизационных ПГУ были проведены расчеты тепловых схем двухконтурной ПГУ-90 с ГТУ SGT-1000F Siemens и ПГУ-160 с ГТЭ-160 с промперегревом и без. Расчеты проводились для ряда температур наружного воздуха от -5 °С до +15 °С и нагрузок 80 % и 100 %.

КПД ПГУ и.по.1

Расчеты показывают, что учёт влияния температуры наружного воздуха и нагрузки на характеристики ГТУ практически не вносит корректировки в выбор оптимальных давлений для нижнего цикла.

В целях учета ряда технических ограничений при выборе оптимальных параметров трехконтурных ПГУ были проведены расчеты тепловых схем ПГУ-400 с газовыми турбинами SGT5-4000F Siemens и GT26 Alstom.

Анализ полученных результатов (рис. II) показывает, что для каждого значения давления во втором контуре имеет место явно выраженный оптимум, соответствующий давлению в третьем контуре. Оптимальные значения давлений в контурах среднего и низкого давлений увеличиваются с ростом значений давления в первом контуре. Однако относительные значения оптимальных давлений снижаются с ростом давления пара в первом контуре.

В ПГУ-400 мак-имальный КПД дос-гается при низких значениях давления пара в третьем конуре - в пределах 0,08..0,24 МПа в зависимости от дав-еий в контуре ВД и СД.

Анализ параметров в нижнем цикле существующих бло-ов ПГУ-400 на основе полученных результатов показывает, что сооружаемые блоки имеют давление в нижнем контуре КУ, в 3-4 раза превышающее оптимальное значение. Давление в среднем контуре также завышено по сравнению с оптимальным его значением. Это приводит к потере в КПД ПГУ от 0,2 % абс., однако позволяет использовать

0.38 0.42 0.« ft» tlMPiu. Hfla

Рис 1 Г Результаты оптимизация давлений в контурах ПГУ-400 с ГТУ GT26 Alstom

менее развитые поверхности нагрева в хвосте котла-утилизатора (с температурой уходящих газов 90.. 100 °С), избежать конденсации водяных паров на них и предотвратить попадание контура НД на нагрузке ПГУ около 50 % под вакуум.

Для ПГУ-400 с GT26 Alstom получены аналитические зависимости оптимальных давлений в среднем и нижнем контурах от давления в верхнем контуре и температуры уходящих газов ПГУ:

Рад =/('w) = 0.016/w-1,09; рид>0Л5МПа- (6)

опт ft \ ,1/!7,х„„7 16,2074 + 20,9439^, Рсд = /{Рвя > Рнл) = 3,1673 + 5,3547 рш--. (7)

Рва

Аналогичные зависимости получены для ПГУ-400 с SGT5-4000F Siemens и блоков ПГУ двух давлений - ПГУ-90 с ГТУ SGT-1000F Siemens.

Результаты оптимизации трехконтурных ПГУ показали:

■ что оптимальные значения давлений в нижнем контуре КУ растут с увеличением начального давления. Так, оптимальное давление в нижнем контуре растет с 0,1 до 0,2 МПа с увеличением начального давления от 9 до 20 МПа;

■ повышение начального давления пара в ПГУ с 9 до 14,5 МПа приводит к увеличению КПД ПГУ на 0,29 % (абс.), с 14,5 до 20 МПа - на 0,15 % (абс.)., что в 2 раза меньше, чем у паротурбинных блоков суперсверхкритических параметров с двукратным промперегревом;

■ оптимальные значения относительных давлений в ПГУ уменьшаются на 1,5 % с ростом начального давления с 9 до 20 МПа;

■ оптимальные значения относительных давлений в ПГУ (рсн -0,16..0,17ред и рнд = 0,009..0,012рщ) значительно меньше, чем у паротурбинных блоков суперсверхкритических параметров с двукратным промперегревом (рпп, = 0,2..0,38ро ирппп = 0,06..0,1 р„)\

• увеличение давления в третьем контуре ПГУ выше его оптимального значения позволяет без существенного снижения КПД уменьшить диаметры паропроводов, однако, в отличие от ПТУ, важными дополнительными ограничениями на минимальное значение этого давления становится ограничение по температуре уходящих газов и режимное ограничение по условию надежности работы контура НД при глубокой разгрузке.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

1. На основе анализа технических решений по созданию парогазовых энергоблоков, замещающих устаревшие паротурбинные блоки 300 МВт, проведена оценка показателей тепловых схем одноцелевых ПГУ мощностью 285, 400 и 800 МВт. Проанализировано влияние типов ГТУ на их эффективность. Показана возможность использования существующих зданий и сооружений и

паровой турбины К-300-23,5 в проектах перевода паросиловых блоков 300 МВт на парогазовый цикл.

2. Выполнен комплекс научно-технических исследований показателей одноцелевых ПГУ с ГТУ SGT5-4000F Siemens, GT26 Alstom, ГТД-110 «Сатурн-Газовые турбины» в режимах частичной загрузки с учетом климатических характеристик. Выявлены зависимости параметров паротурбинного цикла ПГУ от режима работы ГТУ.

3. Для поддержания температуры острого и перегретого пара на уровне 540 °С в ПГУ-400 с ГТУ SGT5-4000F рекомендуется применять дожигание перед КУ, которое позволит увеличить температуру выхлопных газов ГТУ, температурные напоры в КУ, теплоперепады в ПТУ и повысить мощность ПГУ на величину до 6,1 % (25 МВт). Дожигание целесообразно использовать для ПГУ с газовыми турбинами, температура выхлопных газов которых падает со снижением tHB-

4. Показано, что снижение КПД паротурбинных энергоблоков при разгрузке до 60 % составляет 1,5 % против 3...5 % у парогазовых. Дня обеспечения минимального прироста расхода условного топлива при регулировании нагрузки разгружать следует в первую очередь паротурбинные блоки.

5. Разгрузка дубль-блоков 111У-325 одновременным снижением мощности на обеих ГТУ экономически целесообразна до нагрузки 45 ..50 %. Снижение нагрузки ниже 45..50 % может быть осуществлено переводом ПГУ-325 в режим «полублока» с одной ГТУ, работающей на нагрузке, близкой к номинальной, что позволит получить экономию в удельном расходе топлива до 12%.

6. На основе расчетов вариантов тепловых схем двух- и трехконтурных ПГУ проведена оптимизация давлений пара в контурах КУ. Установлено, что давления в нижних контурах, при которых достигается оптимальная температура уходящих газов (90..100°С), как правило, выше оптимальных с точки зрения максимальных КПД ПГУ (в двухконтурных ПГУ - в 2 раза, в трехконтурных - в 3-4 раза). Это приводит к потере в КПД ПГУ до 0,2 % абс., однако позволяет использовать менее развитые поверхности нагрева в хвосте котла-утилизатора, избежать конденсации водяных паров на них и предотвратить попадание контура низкого давления под вакуум в режимах глубокой разгрузки.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Научные статьи, опубликованные е изданиях по списку ВАК

1. Мошкарин, А. В. О влиянии характеристик газовых турбин на показатели работы мощных парогазовых блоков в переменных режимах / А. В. Мошкарин, Ю. В. Мельников // Энергосбережение и водоподготовка. - №4. - 2007. - С. 32-35.

2. Мельников, Ю. В. Расчетная оценка энергетических показателей ПГУ-325 в режиме «полублока» / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин // Энергосбережение и водоподготовка. - №2 - 2009. - С. 32-37.

3. Мошкарин, А. В. Техническое предложение по замене оборудования блока 300 МВт утилизационной ПГУ трех давлений / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин, Б. Л. Ше-лыгин // Вести. Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2006. - вып. 2. - С. 3-6.

4. Мошкарин, А. В. Оценка показателей работы парогазовой установки трёх давлений в установившихся режимах / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин // Вести. Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2006. - вып. 4. - С. 6-8.

5. Мошкарин, А. В. Климатические характеристики энергетических газотурбинных установок большой мощности / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин II Вести. Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2006. - вып. 6. - С. 13-15.

6. Мошкарин, А. В. Оценка показателей работы мощных одноцелевых парогазовых и паросиловых энергоблоков на частичных нагрузках / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2007. - вып. 2. - С. 3-6.

7. Мошкарин, А. В. Сравнительная оценка вариантов реконструкции энергоблоков К-300-23,5 на основе парогазовых технологий / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин, О. Е. Таран // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2004. - вып. 5. - С. 3-6.

8. Мошкарин, А. В. Оптимизация давлений в трехконтурной ПГУ с учетом технических ограничений / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2007. - вып. 4. - С. 3-6.

9. Шелыгин, Б. Л. Расчет котлов-утилизаторов с использованием программного продукта Boiler Designer / Б. Л. Шелыгин, А. В. Мошкарин, Ю. В. Мельников // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2008. - вып. 2. - С. 3-9.

10. Мошкарин, А. В. Оценка показателей паротурбинной части парогазовых блоков парогазового блока мощностью 400 МВт на частичных нагрузках / Ю. В. Мельников, А.

B, Мошкарин, Б. Л. Шелыгин // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2008. - вып. 2. -

C. 9-16.

11. Мошкарин, А. В. Оптимизация давлений в утилизационной Г1ГУ двух давлений с учетом технических ограничений / Ю. В. Мельников и др. // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2008. - вып. 2. - С. 23-26.

Публикации в других изданиях

12. Мошкарин, А. В. Проект утилизационной ПГУ трех давлений для замены паротурбинного оборудования энергоблока 300 МВт / А. В. Мошкарин, Б. Л. Шелыгин, Ю. В. Мельников // Газотурбинные технологии. - №5- 2006. - С. 23-26.

13. Мошкарин, А. В. Оценка технической возможности замены основного оборудования энергоблоков 300 МВт на утилизационную ПГУ трёх давлений / А. В. Мошкарин, Б. Л. Шелыгин, Ю. В. Мельников II Новое в российской электроэнергетике. - №6 - 2006.

14. Мельников, Ю. В. Анализ характеристик энергоблока ПГУ-400 на частичных нагрузках / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин, Б. Л. Шелыгин II Газотурбинные технологии. - №9 - 2008. - С. 2-6.

15. Мельников, Ю. В. Расчетная оценка показателей работы энергоблока ПГУ-325 в режимах глубокой разгрузки / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин // Газотурбинные технологии. -№1 -2009.-С. 2-6.

16. Мошкарин, A.B. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа / А, В. Мошкарин, Ю. В. Мельников: Учебно-методическое пособие. - Иваново: ИГЭУ, 2007.-44 с.

17. Доверман, Г. И. Расчет котельных агрегатов с использованием современных программных продуктов : учеб. пособие / Г. И. Доверман, Б. Л. Шелыгин, А. В. Мошкарин, Ю. В. Мельников. - Иваново.: ГОУВПО «ИГЭУ им. В.И. Ленина», 2007. - 220 с.

18. Мошкарин, А. В. Оптимизация давлений в трехконтурной утилизационной ПГУ / А. В. Мошкарин, Ю. В. Мельников // Повышение эффективности теплоэнергетического оборудования: материалы Четвёртой Рос. науч.-практ. конф., 18-19 ноября 2005 г. / Под

ред. А В. Мошкарина; Федеральное агентство по образованию, ГОУВПО <Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина>. - Иваново, 2005. - С. 3-6.

19. Мельников, Ю. В. ПГУ утилизационного типа для ОАО «Костромская ГРЭС» / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин, М. А. Девочкин // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: тез. докл. Двенадцатой Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов, 2-3 марта 2006 г. : в 3 т. / Московский энергетический институт (технический университет) - М.: МЭИ, 2006. -Т.З. - С. 196-197.

20. Мельников, Ю, В. Проект утилизационной ПГУ трех давлений для замены энергоблоков 300 МВт / Ю. В. Мельников, Б. Л. Шелыгин, А. В. Мошкарин // Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности: тез. докл. Четвёртой региональной науч.-техн. конф. студентов и аспирантов. / Ульяновский государственный технический университет, 2006. - С. 150-155.

21. Мельников, Ю. В. Оптимизация давлений в трехконтурной утилизационной ПГУ / А. В. Мошкарин, Ю. В. Мельников // Теплоэнергетика: тез. докл. региональной науч.-техн. конф. студентов и аспирантов, 28 апреля 2006 г. / Федеральное агентство по образованию, ГОУВПО <Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина>. - Иваново, 2006. - С. 4-5.

22. Мельников, Ю. В. Методика и результаты расчёта котла-угилизатора на ЭВМ / Ю. В. Мельников, Б. Л. Шелыгин, А. В. Мошкарин // Теплоэнергетика: тез. докл. региональной науч.-техн. конф. студентов и аспирантов, 28 апреля 2006 г. / Федеральное агентство по образованию, ГОУВПО <Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина>. - Иваново, 2006. - С. 4-5.

23. Мельников, Ю. В. Результаты проектирования котла-утилизатора трёх давлений для ПГУ / Ю. В. Мельников, Б. Л. Шелыгин, А. В. Мошкарин // Теплоэнергетика: тез. докл. региональной науч.-техн. конф. студентов и аспирантов, 28 апреля 2006 г. / Федеральное агентство по образованию, ГОУВПО -¿Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина>. - Иваново, 2006. - С. 5-6.

24. Мельников, Ю. В. Сравнительная оценка вариантов реконструкции блоков мощностью 300 МВт на основе парогазовых технологий / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: тез. докл. Тринадцатой Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов, 1-2 марта 2007 г. : в 3 т. / Московский энергетический институт (технический университет) - М.: МЭИ, 2007. -Т.З. - С. 166-167.

25. Мельников, Ю. В. Оценка показателей работы ПГУ трех давлений в установившихся режимах / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин И Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: тез. докл. Тринадцатой Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов, 1-2 марта 2007 г. : в 3 т. / Московский энергетический институт (технический университет) - М.: МЭИ, 2006. - Т.З. - С. 167-168.

26. Мельников, Ю. В. Анализ вариантов реконструкции энергоблоков К-300-23,5 с использованием парогазовых установок / Ю. В. Мельников, М.А. Короткое // Информационные технологии, энергетика и экономика: сб. трудов Четвёртой Межрегион, науч.-техн. конф. студентов и аспирантов, 12-13 апреля 2007 г.: в 3 т. / Филиал МЭИ (ТУ) в г. Смоленск - Смоленск, 2007. - Т.1. - С. 102-107.

27. Мельников, Ю. В. Анализ работы мощных парогазовых и паросиловых блоков на частичных нагрузках / Ю. В. Мельников // Информационные технологии, энергетика и экономика: сб. трудов Четвёртой Межрегион, науч.-техн. конф. студентов и аспирантов, 12-13 апреля 2007 г.: в 3 т. / Филиал МЭИ (ТУ) в г. Смоленск - Смоленск, 2007. - Т.1. - С. 107-111.

28. Короткое, М. А. Анализ вариантов реконструкции блока 300 МВт в ПГУ / М. А. Короткое, Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин // Теплоэнергетика: тез. докл. региональной науч.-техн. конф. студентов и аспирантов, 27 апреля 2007 г. / Федеральное агентство по образованию, ГОУВПО <Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Лешша>. - Иваново, 2007. - С. 4-5.

о

29. Мошкарин, А. В. Анализ вариантов реконструкции блока 300 МВт в ПГУ / А. В. Мошкарин, Ю. В. Мельников, М. А. Короткое // Состояние и перспективы развития электротехнологии'. тез. докл. Четырнадцатой междунар. науч.-техн. конф. «Бенардосовские чтения», 29-31 мая 2007 г. / Федеральное агентство по образованию, ГОУВПО Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина>. - Иваново, 2007. -Т.1.-С. 159.

30. Мельников, Ю. В. Результаты численного анализа работы котлов-утилизаторов в переменных режимах / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин, Е. В. Шомов, Т. А. Жамлиха-нов // Теплоэнергетика: тез. докл. региональной науч.-техн. конф. студентов и аспирантов, 24 апреля 2008 г. / Федеральное агентство по образованию, ГОУВПО -«Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина>. - Иваново, 2008. - С. 2-3.

31. Мельников, Ю. В. Оптимизация давлений в утилизационной ПГУ двух давлений с учетом технических ограничений / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин // Теплоэнергетика: тез. докл. региональной науч.-техн. конф. студентов и аспирантов, 24 апреля 2008 г. / Федеральное агентство по образованию, ГОУВПО <Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина>. - Иваново, 2008. - С. 4-5.

32. Мельников, Ю. В. Расчетный анализ показателей ПГУ-325 в режиме «полублока» / В. В. Торгов, Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин // Теплоэнергетика: тез. докл. региональной науч.-техн. конф. студентов и аспирантов, 28 апреля 2009 г. / Федеральное агентство по образованию, ГОУВПО <Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина?-. - Иваново, 2006. - С. 5-6.

МЕЛЬНИКОВ Юрий Викторович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ВЫБОРА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ И ПАРАМЕТРОВ ОДНОЦЕЛЕВЫХ УТИЛИЗАЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 19.05.2009. Формат 50X84 1/16 Печать плоская. Усл. печ. л. 1,39. Тираж 100 экз. Заказ № 80. ГОУ ВПО «Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина» 153003, Иваново, ул. Рабфаковская, 34. Отпечатано в УИУНЛ ИГЭУ.

Список использованных сокращений.

Введение

Глава 1. Аналитический обзор развития парогазовых технологий и исследований по выбору структуры и параметров тепловых схем утилизационных ЛГУ.

1.1. Анализ исторического развития парогазовой технологии.

1.2. Термодинамические основы парогазовых циклов.

1.3. Обзор существующих тепловых схем конденсационных парогазовых установок с котлом-утилизатором.

1.4. Обзор работ по исследованию и оптимизации схем и параметров ПГУ-КЭС с КУ.

1.5. Постановка задачи и цели исследования.

Глава 2. Анализ технических решений по внедрению ЛГУ утилизационного типа в России.

2.1. Анализ путей модернизации и реконструкции оборудования действующих ТЭС на основе парогазовых технологий.

2.2. Оценка эффективности замены блоков мощностью 300 МВт блоками ПГУ-285.

2.2.1. Методика расчетов тепловых схем ПГУ.

2.2.2. Анализ результатов балансовых расчетов схемы ПГУ-285.

2.2.3. Результаты проектирования котла-утилизатора.

Компоновочные решения.

2.3. Оценка создания трёхвального дубль-блока ПГУ-800 при реконструкции блоков 300 МВт.

2.3.1. Оценка возможности применения ГТУ фирм Siemens, Alstom, Mitsubishi, General Electric.

2.3.2. Анализ технических ограничений при использовании паровой турбины К-300-23,5.

2.3.3. Компоновочные решения.

2.4. Одновальные блоки ПГУ-400 на основе ГТУ Siemens SGT5-4000F и Alstom GT26.

2.4.1. Анализ результатов балансовых расчетов схемы ПГУ-400.

2.4.2. Компоновочные решения.

2.5. Выводы по главе.

Глава 3. Численное исследование переменных статических режимов работы ПГУ.

3.1. Постановка задачи.

3.2. Алгоритм исследования показателей ПГУ на частичных нагрузках.

3.3. Разработка климатических и разгрузочных характеристик ГТУ по данным фирм-производителей.

3.3.1. Расчет характеристик ГТУ SGT5-3000E Siemens на основе имеющейся регрессионной модели аналогичных ГТУ.

3.3.2. Расчет характеристик ГТУ SGT5-4000F Siemens на основе регрессионных моделей.

3.3.3. Расчет характеристик GT26 Alstom на основе регрессионных моделей.

3.4. Разработка модели парового котла-утилизатора.

3.5. Разработка модели ПТУ и синтез моделей ГТУ, ПТУ и КУ в модель единого энергоблока.

3.5.1. Особенности интеграции модели КУ в модель ПТУ.

3.5.2. Алгоритм построения тепловой схемы энергоблока.

3.6. Расчет тепловой схемы энергоблока на номинальный и переменные режимы работы.

3.7. Результаты исследования режимов работы моноблоков ПГУ.

3.7.1. Анализ режимов работы ПГУ-400 с ГТУ SGT5-4000F.

3.7.2. Анализ режимов работы ПГУ-400 с ГТУ GT26.

3.7.3. Сравнение эффективности работы моноблоков ПГУна базе ГТУ фирм Siemens и Alstom.

3.7.4. Оценка применения дожигания для ПГУ с SGT5-4000F.

3.7.5. Сравнение показателей ПГУ и ПТУ в режимах сниженных нагрузок.

3.8. Исследование режимов работы дубль-блоков ПГУ.

3.8.1. Особенности регулирования нагрузки на дубль-блоках ПГУ по сравнению с моноблоками.

3.8.2. Анализ режимов работы ПГУ-325.

3.9. Выводы по главе.

Глава 4. Оптимизация параметров и схем ПГУ.

4.1. Задачи выбора оптимальных параметров ПГУ.

4.2. Оптимизация параметров двухконтурных ПГУ.

4.2.1. Двухконтурная ПГУ-90 с ГТУ SGT-1000F.

4.2.2. Двухконтурная ПГУ- с ГТЭ-160 (V94.2).

4.2.3. Выводы.

4.3. Результаты выбора оптимальных параметров трехконтурных ПГУ с учетом режимных и технических ограничений.

4.4. Сравнительная оценка результатов оптимизации параметров трехконтурных ПГУс результатами оптимизации параметров паротурбинных блоков на суперсверхкритические давления пара.

Актуальность работы. Интенсивное развитие газотурбостроения в течение последних десятилетий, обусловленное успехами в материаловедении, технологиях проектирования и эксплуатации газотурбинных установок (ГТУ) и их элементов, привело к росту КПД ГТУ до 45 % и единичной мощности до 350 МВт. Парогазовые установки утилизационного типа (ПТУ) на основе современных ГТУ являются наиболее совершенными энергетическими установками на газообразном топливе по показателям экономичности и маневренности. По различным оценкам, доля ПГУ в мировой генерации электроэнергии в ближайшем будущем составит до 49 %.

Обзор создаваемых в настоящее время парогазовых энергоблоков показывает широкое разнообразие как типов используемых ГТУ, так и схем и параметров паротурбинной части ПГУ. Установки различаются по числу главных двигателей (моноблоки, дубль-блоки, трипл-блоки), числу контуров котла-утилизатора (КУ) (одно-, двух-, трехконтурные и котлы-утилизаторы с промпе-регревом), типу их питания (последовательное и параллельное), признаку наличия камер дожигания выхлопных газов ГТУ и т.д. Разброс значений давлений в контурах КУ однотипных ПГУ достигает 20.30 %.

Первые исследования, посвященные оптимизации параметров ПГУ по критерию их максимальной тепловой экономичности, проводились еще в 60-е годы прошлого века. К настоящему времени сотрудниками кафедры тепловых электростанций МЭИ, ИГЭУ, СГТУ, СПбГТУ проработаны методические основы выбора оптимальных параметров одноцелевых ПГУ с различным числом контуров КУ. Базой для этого выбора принято считать параметры номинального режима работы ГТУ.

Исследования параметров ПГУ, основанные на показателях номинального режима ГТУ, имеют существенный недостаток. Важнейшей особенностью газотурбинных установок является зависимость показателей их работы от параметров наружного воздуха (давление, температура) и относительной мощности установки. Вопрос влияния этих зависимостей на показатели работы ПГУ в целом остается малоизученным. В ряде работ отечественных и зарубежных авторов приводятся результаты испытаний конкретных установок, подтверждающие факт существенного влияния параметров наружного воздуха и загрузки ГТУ на показатели парогазовых блоков, но отсутствует анализ причин этих изменений. Между тем, сравнение парогазовых блоков по их параметрам в стандартных условиях явно недостаточно, так как не отражает условий работы этих блоков. В силу этих же причин оптимизация схем и параметров паротурбинной части ПГУ, основанная на номинальных параметрах работы ГТУ, не всегда приводит к корректным результатам.

Таким образом, анализ влияния режимов работы ГТУ на показатели ПГУ, выявление отличительных особенностей режимов работы ПГУ по сравнению с паротурбинными установками (ПТУ), внесение в методику выбора оптимальных параметров ПГУ учета режимных факторов и технических ограничений являются актуальными задачами энергетики.

Целью диссертации является совершенствование выбора тепловых схем и параметров одноцелевых ПГУ на основе исследований режимов их работы.

Задачи диссертации:

• разработка методики численного исследования статических режимов работы ПГУ с использованием программного комплекса «Boiler Designer»;

• проведение исследований режимов работы ПГУ с выявлением диапазонов изменения параметров ПГУ в регулировочном диапазоне с учетом климатических характеристик ГТУ;

• определение отличительных особенностей режимов работы ПГУ разных типов в сравнении с ПТУ и разработка рекомендаций к совместной работе ПГУ и ПТУ;

• проведение оптимизации параметров ПГУ различных типов с учетом режимных и технических ограничений.

Научная новизна работы заключается в следующем:

• впервые на основе численного анализа показателей работы утилизационных ПГУ двух и трех давлений на частичных нагрузках показано, что КПД парогазовых блоков менее устойчив к снижению нагрузки по сравнению с КПД паросиловых блоков, поэтому при совместной работе ПГУ и ПТУ разгрузка последней выгоднее по условию минимального прироста расхода условного топлива;

• в методику выбора оптимальных параметров утилизационных ПГУ внесены дополнения, обеспечивающие учет режимных и технических ограничений по минимальным значениям давлений пара в нижнем контуре и температуре уходящих газов котла-утилизатора.

Практическая ценность результатов состоит в следующем:

• для блоков ПГУ мощностью 325 и 400 МВт выявлены пределы изменения параметров в регулировочном диапазоне ГТУ различных типов производства Siemens, Alstom, ОАО «Сатурн-Газовые турбины» с учетом их климатических характеристик;

• показано, что применение дожигания на ПГУ с ГТУ SGT5-4000F фирмы Siemens при незначительном снижении КПД (0,1.0,4 %) позволяет при низких температурах наружного воздуха обеспечить температуру пара перед паровой турбиной 540 °С;

• показано, что в качестве паротурбинной части блока ПГУ-800 может использоваться паровая турбина К-300-23,5 после перевода ее на пониженные параметры пара и реконструкции проточной части;

• показано, что с разгрузкой до 50 % КПД моноблоков ПГУ снижается на 3,5.5 %, а КПД паротурбинных блоков - на 1,5 %, поэтому при совместной работе ПГУ и ПТУ разгрузка последней выгоднее по критерию минимального прироста удельного расхода условного топлива;

• показано, что перевод дубль-блоков ПГУ на малых нагрузках (менее 50 %) в режим «полублока» позволит сохранить КПД ПГУ на высоком уровне и получить экономию в удельном расходе топлива около 12 % по сравнению с работой в режиме «блока».

Автор защищает:

• алгоритм численного исследования показателей утилизационных моно- и дубль-блоков ПГУ в режимах частичных нагрузок с учетом климатических характеристик ГТУ;

• результаты анализа показателей блоков ПГУ-325 и ПГУ-400 с газовыми турбинами SGT5-4000F (Siemens), GT26 (Alstom) и ГТД-110 (Сатурн-Газовые турбины) в переменных режимах работы;

• результаты оптимизации параметров утилизационных ПГУ двух и трех давлений с учётом режимов их работы.

Достоверность полученных результатов обеспечивается использованием нормативного метода расчета котельных агрегатов и совпадением результатов расчетного анализа с результатами теплотехнических испытаний эксплуатируемых ПГУ.

Личный вклад автора состоит в постановке задач и цели исследования, разработке алгоритма исследования показателей ПГУ в регулировочном диапазоне с учетом климатических характеристик ГТУ; проведении анализа этих показателей для ряда современных ПГУ; дополнении методических основ выбора оптимальных параметров ПГУ.

Внедрение результатов работы. Ряд выводов, полученных в ходе диссертационного исследования, использовались экспертами на тендерных торгах на поставку ГТУ для ПГУ генерирующих компаний.

Апробация результатов. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на региональных и международных научно-технических конференциях:

• IV Российская научно-практическая конференция «Повышение эффективности теплоэнергетического оборудования» (г. Иваново, 2005 г.);

• XII, XIII, XV Международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (г. Москва, 2006, 2007, 2009 гг.);

• IV Региональная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» (г. Ульяновск, 2006);

• Региональная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Теплоэнергетика» (г. Иваново, 2006, 2007, 2008, 2009 гг.);

• III Международная научно-практическая конференция «Актуальные проблемы энергетики» (г. Екатеринбург, 2007);

• IV Межрегиональная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Информационные технологии, энергетика и экономика» (г. Смоленск, 2007 г.);

• XIV Международная научно-техническая конференция «Состояние и перспективы развития электротехнологии - Бернадосовские чтения» (г. Иваново, 2007, 2009 г.).

Список публикаций. По материалам диссертационной работы опубликовано 32 печатных работы, в том числе 11 статей в журналах по списку ВАК, 4 статьи в других журналах, 15 тезисов докладов, а также в учебном и учебно-методическом пособиях.

Содержание и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных результатов и выводов, библиографического списка использованной литературы из 96 наименований и 4 приложения. Объем диссертации, включая приложения, составляет 207 страниц машинописного текста. Работа содержит 100 рисунков и 42 таблицы.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. На основе анализа технических решений по созданию парогазовых энергоблоков, замещающих устаревшие паротурбинные блоки 300 МВт, проведена численная оценка показателей тепловых схем одноцелевых ПГУ мощностью 285, 400 и 800 МВт. Проанализировано влияние типов ГТУ на их эффективность. Показана возможность использования существующих зданий и сооружений и паровой турбины К-300-23,5 в проектах перевода паросиловых блоков 300 МВт на парогазовый цикл.

2. Выполнен комплекс научно-технических исследований показателей одноцелевых ПГУ с ГТУ SGT5-4000F Siemens, GT26 Alstom, ГТД-110 «Сатурн-Газовые турбины» в режимах частичной загрузки с учетом климатических характеристик. Выявлены зависимости параметров паротурбинного цикла ПГУ от режима работы ГТУ.

3. Для поддержания температуры острого и перегретого пара на уровне 540 °С в ПГУ-400 с ГТУ SGT5-4000F следует применять дожигание перед КУ, которое позволит увеличить температуру выхлопных газов ГТУ, температурные напоры в КУ и теплоперепады и повысить мощность ПГУ на величину до 6,1 % (25 МВт). Дожигание целесообразно использовать для ПГУ с газовыми турбинами, температура выхлопных газов которых падает со снижением tHB.

4. Показано, что снижение КПД паротурбинных энергоблоков при разгрузке до 60 % составляет 1,5 % против 3.5 % у парогазовых. Для достижения минимального прироста расхода условного топлива при регулировании нагрузки разгружать следует в первую очередь паротурбинные блоки.

5. Разгрузка дубль-блоков ПГУ-325 путем одновременного снижения мощности на обеих ГТУ экономически целесообразна до нагрузки 45.50 %. Снижение нагрузки ниже 45.50 % может быть осуществлено переводом ПГУ-325 в режим «полублока» с одной ГТУ, работающей на нагрузке, близкой к номинальной, что позволит получить экономию в удельном расходе топлива до 12 %.

6. На основе вариантных расчетов тепловых схем двух- и трехконтурных ПГУ проведена оптимизация давлений пара в контурах КУ. Установлено, что давления в нижних контурах, при которых достигается оптимальная температура уходящих газов (90. 100 °С), как правило, выше оптимальных с точки зрения максимальных КПД ПГУ (в двухконтурных ПГУ - в 2 раза, в трехконтурных - в 3-4 раза). Это приводит к потере в КПД ПГУ до 0,2 % абс., однако позволяет использовать менее развитые поверхности нагрева в хвосте котла-утилизатора, избежать конденсации водяных паров на них и предотвратить попадание контура низкого давления под вакуум в режимах глубокой разгрузки.

1. Годовой отчет РАО «ЕЭС России» за 2007 г. Утвержден Общим собранием акционеров 28 мая 2008 г. М.: РАО «ЕЭС России», 2008.

2. Цанев, Стефан Вичев. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / С. В. Цанев, В. Д. Буров, А. Н. Ремезов ; под ред. С.В. Цанева. -М.: Издательство МЭИ, 2002.

3. Основные положения (Концепция) технической политики в электроэнергетике России на период до 2030 г. М.: РАО «ЕЭС России», 2008.

4. Официальный сайт ОАО «ОГК-1» Электронный ресурс. / Режим доступа: http : // www. ogkl. com/.

5. Официальный сайт ОАО «ОГК-2» Электронный ресурс. / Режим доступа: http : // www. ogk2. ru / index.wbp.

6. Официальный сайт ОАО «ОГК-3» Электронный ресурс. / Режим доступа: http : // www. ogk3. ru / main.

7. Официальный сайт ОАО «ОГК-4» Электронный ресурс. / Режим доступа: http : // www. ogk-4. ru.

8. Официальный сайт ОАО «ОГК-5» Электронный ресурс. / Режим доступа: http : // www. ogk-5. com / ru.

9. Официальный сайт ОАО «ОГК-6» Электронный ресурс. / Режим доступа: http : // www. ogk6. ru.

10. Проект утилизационной ПГУ трех давлений для замены паротурбинного оборудования энергоблока 300 МВт / Ю.В. Мельников, А.В. Мошкарин, Б.Л. Шелыгин // Газотурбинные технологии. 2006. - №5.

11. Техническое предложение на ПГУ-270. СПб.: ОАО «Силовые машины», 2005.

12. Программа для ЭВМ «WaterSteamPro» / К.А. Орлов, А.А. Александров, А.В. Очков, В.Ф. Очков. Свидетельство № 2000610803 М.: Роспатент, 2001.

13. Доверман, Григорий Иосифович. Расчет котельных агрегатов с использованием современных программных продуктов : учеб. пособие / Г. И. Доверман, Б. JI. Шелыгин, А. В. Мошкарин, Ю. В. Мельников. Иваново. : ГОУВПО «ИГЭУ им. В.И. Ленина», 2007. - 220 с.

14. Каталог газотурбинного оборудования. М.: Газотурбинные технологии, 2007.

15. Трухний, Алексей Данилович. Стационарные паровые турбины. / А. Д. Трухний. -М.: Энергоатомиздат, 1990.

16. Трухний, Алексей Данилович. Теплофикационные турбины и турбоуста-новки: учеб. пособие / А. Д. Трухний, Б. В. Ломакин. М.: Издательство МЭИ, 2002.

17. Щегляев, Андрей Владимирович. Паровые турбины / А. В. ГЦегляев. М.: Энергоатомиздат, 1993.

18. Анализ направлений развития отечественной теплоэнергетики / А. В. Мошкарин и др.; Мин-во образования Рос. Федерации, Иван. гос. энерг. ун-т ; под ред. А. В. Мошкарина.—Иваново: Б.и., 2002.—256 с.

19. Бойко, Евгений Анатольевич. Паротурбинные энергетические установки ТЭС. Справочное пособие. / Е. А. Бойко, К. В. Баженов, П. А. Грачев. -Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. 156 с.

20. Паровые турбины сверхкритических параметров JIM3 / под ред. А.П. Огурцова и В.А. Рыжкова. М.: Энергоатомиздат, 1991.

21. General Electric Power. Электронный ресурс. / Режим доступа: http : // www. gepower. com / home / index, htm.

22. Alstom Power. Электронный ресурс. / Режим доступа: http: // www. power, alstom. com / home /.

23. Power Tecnology Journal. Industry Projects. Электронный ресурс. / Режим доступа: http: // www. power technology, com / projects.

24. Siemens Power Generation. Электронный ресурс. / Режим доступа: http: // www. powergeneration. siemens. com / home.

25. Mitsubishi Power Systems. Электронный ресурс. / Режим доступа: http : // www. mpshq. com.

26. Современные мощные парогазовые установки с КПД 58-60 % / О. А. Поваров и др. // Новое в российской электроэнергетике. — 2006. №9.

27. Установки газотурбинные. Нормальные условия и номинальные показатели : ГОСТ Р 5220-2004 (ИСО 3977-2 : 1997). Введ. 2004-01-14. - М. : Госстандарт России, 2004. - 111 с.- (Национальные стандарты Российской Федерации).

28. Установки газотурбинные. Методы испытаний. Приемочные испытания : ГОСТ Р 52782-2007 (ИСО 2314). Введ. 2007-11-30. - М. : Стандартин-форм, 2008. - 53 с . - (Национальные стандарты Российской Федерации).

29. Котляр И. В. Переходные процессы в газотурбинных установках. JL: Машиностроение, 1973.

30. Стационарные газотурбиные установки : справочник. / Под ред. JI. В. Ар-сеньева, В. Г. Тарышкина. — Л.: Машиностроение, 1991.

31. Львовский, Евгений Николаевич. Статистические методы построения эмпирических формул / Е. Н. Львовский. М.: Высшая школа, 1988. - 240 с.

32. Дрейпер, Норман. Прикладной регрессионный анализ / Н. Дрейпер, Г. Смит. М.: Финансы и статистика, 1986.-в2 т.

33. Цанев, Стефан Внчев. Технические решения по регулированию электрической нагрузки энергетических ГТУ. Российский и зарубежный опыт. / С. В. Цанев, В. Д. Буров, И. Д. Карташев // Электрические станции. 2005. -№4.-С. 9- 13.

34. Елизаров, Павел Павлович. Эксплуатация котельных установок высокого давления / П. П. Елизаров. М.: Госэнергоиздат, 1961

35. Ситас, Виктор Иванович. Применение регулируемых гидромуфт для уменьшения расхода электроэнергии на собственные нужды электростанции. / В. И. Ситас, А. Пешк, Р. М. Факуйлин // Электрические станции. — 2003.-№2. -С. 61-65.

36. Прокопенко, Артём Григорьевич. Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС / А. Г. Прокопенко, И. С. Мысак. М.: Энерго-атомиздат, 1990.

37. Иванов, Валерий Алексеевич. Режимы мощных паротурбинных установок / В. А. Иванов. Л.: Энергоатомиздат, 1986. - 2-е изд.

38. Самойлович, Георгий Сергеевич. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах. / Г. С. Самойлович, Б. М. Трояновский. М.: Энергоиз-дат, 1982.

39. Трухний, Алексей Данилович. Выбор профиля маневренных парогазовых установок для новых электростанций России. / А. Д. Трухний, И. А. Михайлов // Теплоэнергетика. 2006. - № 6. - С. 45-49.

40. Зысин, Владимир Ааронович. Комбинированные парогазовые установки и циклы. / В. А. Зысин. М.: Госэнергоиздат, 1962.

41. Воусе, Meherwan P. Gas Turbine Engineering Handbook (2nd ed) / M.P. Boyce. Boston, MA: Gulf Professional Publishing, 2006. - 816 p.

42. Horlock, John H. Advanced Gas Turbines Cycles / J. H. Horlock. — Oxford: El-server Science Ltd, 2003.-215 p.

43. Безлепкин В. П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. СПб.: Издательство СПбГТУ, 1997. - 295 с.

44. Арсеньев Jl. В., Рисс В., Черников В. А. Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами. СПб.: Издательство СПбГТУ, 1986. -124 с.

45. Сигидов, Я. Ю. Оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами трёх давлений: автореф. дис: канд. техн. наук / Сигидов Ярослав Юрьевич. М.: Издательство МЭИ, 2006.

46. Андрющенко А.И., Лапшов В.И. Парогазовые установки электростанций (термодинамический и технико-экономический анализы циклов и тепловых схем). Л.: Энергия. 1965. 248 с.

47. Реклейтис Г., Рейвиндран А., Рэгсдел К. Оптимизация в технике: в 2 кн. Пер. с англ. М.: Мир, 1986.

48. Резников М.И., Липов Ю.М. Паровые котлы тепловых электростанций. -М.: Энергоиздат, 1981.

49. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. -М.: Омега-Л, 2004.

50. Рыжкин, Вениамин Яковлевич. Тепловые электрические станции. / В. Я. Рыжкин. -М.: Энергоатомиздат, 1987.

51. Безлепкин, Виктор Павлович. Регулировочный диапазон тепловых электростанций / В. П. Безлепкин, С. Я. Михайлов. Л.: Энергоатомиздат, 1990.- 165 с.

52. Петреня, Юрий Кириллович. История парогазового цикла в России. Перспективы развития. / Ю. К. Петреня. // Материалы НТК «Энергетическое машиностроение России новые решения» 16.11.2006 - Екатеринбург: ЗАО «Уральский турбинный завод», 2007.

53. История энергетической техники / Л. Д. Белькинд и др. 2 изд., пере-раб. - М.: Госэнергоиздат, 1960. - 665 с.

54. Безлепкин, Виктор Павлович. О схемах надстройки паротурбинных установок газовыми турбинами / В. П. Безлепкин, А. Д. Гольдштейн // Теплоэнергетика. 2000. - №5.

55. Общее состояние мирового рынка энергооборудования для газотурбинных и парогазовых установок / И. М. Лившиц, В.Л. Полищук // Энергетика за рубежом. 2002. - №5.

56. Перспективы производства газовых турбин / А. А. Саламов // Энергетика за рубежом. 2004. №5.

57. Repowering Study for Existing 300 MW Conventional Plant. Mitsubishi Heavy Industries Ltd, 2005.

58. Турбомашиностроение в следующем тысячелетии / М. Бойс // Газотурбинные технологии. 2000. - №5.

59. Максимальная эксплуатационная гибкость электростанций / Ф. Россиг-Круска // Газотурбинные технологии. 2008. - №2.

60. Диаграмма режимов ГТУ V94.2 Северо-Западной ТЭЦ / Г. Г. Ольховский и др. // Электрические станции. 2003. - №2.

61. Тепловые характеристики газотурбинных установок V94.2, работающих в составе ПГУ-450Т на Северо-Западной ТЭЦ / С. В. Малахов и др. // Электрические станции. 2004. — №2.

62. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) / Под ред. Н.В. Кузнецова, В.В. Митора, И.Е. Дубовского, Э.С. Карасиной. М.: Энергия, 1973.

63. Мошкарин, А. В. Техническое предложение по замене оборудования блока 300 МВт утилизационной ПГУ трёх давлений / Ю. В. Мельников, А. В.

64. Мошкарин, Б. JI. Шелыгин // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та2006. вып. 2.

65. Мошкарин, А. В. Оценка показателей работы парогазовой установки трёх давлений в установившихся режимах / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та 2006. — вып. 4.

66. Мошкарин, А. В. Климатические характеристики энергетических газотурбинных установок большой мощности / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкаринi // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та 2006. - вып. 6.

67. Мошкарин, А. В. Оценка показателей работы мощных одноцелевых парогазовых и паросиловых энергоблоков на частичных нагрузках / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та 2007.-вып. 2.

68. Мошкарин, А. В. Сравнительная оценка вариантов реконструкции энергоблоков К-300-23,5 на основе парогазовых технологий / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин, О. Е. Таран // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та -2004. вып. 6.

69. Мошкарин, А. В. К вопросу технического перевооружения Владимирской ТЭЦ на основе ПГУ / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин, И. Е. Осипов // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та 2007. - вып. 2.

70. Мошкарин, А. В. Оптимизация давлений в трехконтурной ПГУ с учетом технических ограничений / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та 2007. - вып. 4.

71. Мошкарин, А. В. Оптимизация давлений в утилизационной ПГУ двух давлений с учетом технических ограничений / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та 2008. - вып. 2.

72. Мошкарин, А. В. Оценка показателей паротурбинной части парогазовых блоков парогазового блока мощностью 400 МВт на частичных нагрузках / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин, Б. JI. Шелыгин // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та 2008. — вып. 2.

73. Шелыгин, Б. JI. Расчет котлов-утилизаторов с использованием программного продукта Boiler Designer / Б. Л. Шелыгин, А. В. Мошкарин, Ю. В.

74. Мельников // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та 2008. - вып. 2.

75. Мошкарин, А. В. О влиянии характеристик газовых турбин на показатели работы мощных парогазовых блоков в переменных режимах / А. В. Мошкарин, Ю. В. Мельников // Энергосбережение и водоподготовка. №4. -2007.

76. Мошкарин, А.В. Оптимизация давлений в трехконтурной утилизационной

77. Мошкарин, А.В. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа / А. В. Мошкарин, Ю. В. Мельников: Учебно-методическое пособие. Иваново: ИГЭУ, 2007. - 44 с.

78. Мошкарин, А. В. Проект утилизационной ПГУ трех давлений для замены паротурбинного оборудования энергоблока 300 МВт / А. В. Мошкарин, Б. Л. Шелыгин, Ю. В. Мельников // Газотурбинные технологии. №5- 2006.

79. Мошкарин, А. В. Оценка технической возможности замены основного оборудования энергоблоков 300 МВт на утилизационную ПГУ трёх давлений / А. В. Мошкарин, Б. Л. Шелыгин, Ю. В. Мельников // Новое в российi ской электроэнергетике. №6 - 2006.

80. Мельников, Ю. В. Анализ характеристик энергоблока ПГУ-400 на частичных нагрузках / Ю. В. Мельников, А. В. Мошкарин, Б. JI. Шелыгин // Газотурбинные технологии. №9- 2008.