автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Влияние режимов работы системы регенерации на эффективность работы энергоблоков КЭС и ТЭЦ

На правах рукописи

КОШЕЛЕВ Степан Михайлович

ВЛИЯНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СИСТЕМЫ РЕГЕНЕРАЦИИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ КЭС И ТЭЦ

Специальность: 05.14.14 — "Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты"

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ — 2005

Работа выполнена в ГОУ ВПО "Санкт-Петербургский государственный политехнический университет".

Научный руководитель: — доктор техн. наук, профессор Боровков Валерий Михайлович

Официальные оппоненты:

— доктор техн. наук

— кандидат техн. наук, доцент

Кругликов Петр Александрович Демидов Олег Игоревич

Ведущая организация: ОАО "Территориальная генерирующая компания №]", Санкт-Петербург.

Защита состоится 27 декабря 2005 г. в 16-00 на заседании диссертационного совета Д 212.229.04 в ГОУ ВПО "Санкт-Петербургский государственный политехнический университет" по адресу:

195251, Санкт-Петербург, ул. Политехническая, 29

в аудитории 411 ПГК

С диссертацией можно ознакомиться в фундаментальной библиотеке ГОУ ВПО "Санкт-Петербургский государственный политехнический университет".

Автореферат разослан "Z£" нмфл 2005 г.

Отзыв на автореферат, заверенный печатью учреждения, в двух экземплярах просим направить по вышеуказанному адресу на имя ученого секретаря диссертационного совета.

Факс: (812) SSZ

E-mail: kg@kgl210.spb.edu

Ученый секретарь диссертационного совета

К.А.Григорьев

22Я?т

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Современные тепловые электростанции характеризуются большим разнообразием режимов работы. В связи с изменением структуры энергопотребления и разуплотнением графиков электрических нагрузок оборудование, работавшее в базовом режиме, привлекается для регулирования нагрузок и переходит в полупиковый режим работы, что приводит к необходимости глубоких разгрузок.

Неотъемлемой частью любой современной паротурбинной установки является система регенеративного подогрева питательной воды. Применение регенеративного подогрева на ТЭС увеличивает КПД конденсационных турбо-установок, приводит к росту электрической выработки на тепловом потреблении для теплофикационных установок.

Системы регенеративного подогрева питательной воды турбоустановок разрабатывались достаточно давно. Их характеристики и режимы работы соответствовали режимам работы соответствующих блоков. Роль систем регенерации для установок различных классов неодинакова, она меняется в зависимости от режима работы установки.

В связи с этим актуальной является задача оценки роли регенерации и влияния ее на экономичность ПТУ на ряде режимов:

- роль регенерации при работе конденсационной ПТУ на частичных нагрузках исследована недостаточно.

- для ТЭЦ остается неясной роль регенерации при работе на режимах с малыми пропусками пара в конденсатор. Эти режимы являются практически основными для ПТУ, работающих по тепловому графику нагрузок.

Цель работы.

Оценка влияния регенерации на эффективность конденсационных и теплофикационных турбоустановок, работающих на ряде характерных режимов; определение оптимальных коэффициентов регенерации при работе на этих режимах; разработка технических предложений по повышению эффективности блоков КЭС и ТЭЦ с учетом работы системы регенерации; разработка технических предложений по модернизации теплофикационных энергоблоков по парогазовой схеме с учетом работы системы РППВ.

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ

библиотека

Научная новизна работы.

- исследована работа конденсационной турбоустановки на частичных режимах, теплофикационной турбоустановки на режимах с малыми пропусками пара в конденсатор.

- выявлено влияние режимов работы системы РППВ на показатели и эффективность работы котла, определена зависимость температуры уходящих газов котла от температуры питательной воды, обоснована возможность работы котла с пониженной температурой уходящих газов.

- определены оптимальные режимы работы системы РППВ для теплофикационных и конденсационных ПТУ, определено влияние режима работы системы РППВ на эффективность энергоблоков ТЭЦ.

- в ходе испытаний на турбине ПТ-25-90 ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго» выявлены ограничения, имеющие место при переводе турбины на режим с отключенными подогревателями высокого давления. Определены особенности работы 111У с отключенными ПВД на неблочных ТЭЦ.

Практическая ценность работы.

- заключена в разработке технических предложений по повышению эффективности работы энергоблоков КЭС на частичных нагрузках и ТЭЦ на режимах с минимальными пропусками пара в конденсатор:

- для энергоблоков КЭС: переключение последнего по ходу питательной воды ПВД на дополнительный отбор, подключение дополнительного ПВД;

- для энергоблоков ТЭЦ: отключение последнего по ходу питательной воды ПВД в целях вытеснения пара отбора в проточную часть и получения дополнительной мощности без потерь в конденсаторе.

- снижение температуры уходящих газов котла теплофикационных блоков при отключении ПВД;

- проработка технических решений по модернизации теплофикационных блоков по схеме ill У с вытеснением регенерации.

Надежность и достоверность полученных результатов обеспечиваются: проведением расчётных и экспериментальных исследований в соответствии с действующими в России стандартами, методиками и нормативными документами; применением современной электронно-вычислительной техники и программного обеспечения. Полученные результаты хорошо согласуются с экспериментальными данными, полученными в результате испытаний на ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго».

Апробация работы.

Апробация результатов работы проводилась

- на научно-технической конференции «Проблемы развития централизованного теплоснабжения», г. Самара, 2004 г;

- на научно-техническом совете кафедры "Промышленная теплоэнергетика" Санкт-Петербургского политехнического университета (СПбГПУ)

- в ходе испытаний на ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго».

В диссертационной работе лично автором:

- проанализировано состояние вопроса о роли системы регенеративного подогрева питательной воды для турбоустановок различных классов;

- проведена оценка влияния работы системы регенерации на эффективность конденсационных и теплофикационных турбоустановок на различных режимах их работы;

- исследовано влияние режима работы системы регенерации на характеристики котла;

- разработаны мероприятия по повышению эффективности работы системы регенерации турбоустановок теплофикационных блоков при их работе на режиме с малым пропуском пара в конденсатор;

- исследованы характеристики теплофикационной парогазовой установки, выполненной по схеме с вытеснением пара регенеративных отборов;

- принималось непосредственное участие в проведении испытаний тур-боустановки ПТ-25-90 ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго» с отключенными ПВД, проведена обработка и анализ их результатов;

- проведен анализ и обобщение результатов исследований и сформулированы выводы.

Автор защищает:

- результаты расчетного исследования работы системы РППВ конденсационных турбоустановок при их работе на частичных режимах; системы РППВ теплофикационных установок при их работе режимах с минимальными пропусками пара в конденсатор;

- способ увеличения КПД конденсационной турбоустановки при ее работе на частичных режимах;

- способ увеличения электрической и тепловой мощности теплофикационных энергоблоков при работе их турбоустановок на режимах с минимальными пропусками пара в конденсатор, а также при увеличении этого расхода до максимального.

- результаты расчета показателей работы теплофикационной парогазовой установки с вытеснением пара регенеративных отборов;

- результаты испытаний турбоустановки ПТ-25-90 ТЭЦ-7 ОАО «Лен-энерго» при ее работе с отключенными ПВД, результаты сравнения полученных показателей с расчетными.

Автор имеет 9 публикаций, из них по теме диссертации 4 (см. список публикаций). '

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов и списка использованных источников (102 наименования). Объем - 113 страниц, 22 рисунка, 11 таблиц, 2 приложения.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность и поставлена цель работы, определены основные задачи исследования, отражены научная новизна полученных результатов, их практическая ценность и апробация.

В первой главе на основании публикаций и научных трудов проведен анализ состояния вопроса о влиянии системы регенеративного подогрева питательной воды на эффективность конденсационных, теплофикационных и влаж-нопаровых турбоустановок. Определены основные направления совершенствования систем регенерации паротурбинных установок.

Для конденсационных блоков широко освещены в литературе такие направления, как выбор оптимального числа ступеней подогрева, оптимальных параметров отборов, получение дополнительной (пиковой) мощности за счет отключения ПВД и вытеснения пара отборов в проточную часть. Широко рассмотрены вопросы применения схем регенерации низкого давления со смешивающими подогревателями и схем включения охладителей пара и дренажа регенерации высокого давления.

В связи с изменением структуры энергопотребления и графиков электрических нагрузок, конденсационные установки часто используются для работы с периодическим снижением мощности (в полупиковых режимах). Работа системы РППВ и ее влияние на эффективность ПТУ при этих режимах работы освещено недостаточно.

Из анализа работ, посвященных оптимизации работы системы РППВ теплофикационных ПТУ, можно выделить следующие основные направления исследований в этой области: независимое регулирование тепловой и электрической мощности теплофикационных турбин и получение дополнительной

электрической мощности путем отключения ПВД. Широко освещены вопросы снижения потерь в ЦНД и конденсаторе с вентиляционным потоком пара.

Роль системы регенерации заключается в снижении потерь тепла в холодном источнике (конденсаторе), за счет чего повышается КПД цикла паротурбинной установки. Однако влияние регенерации на эффективность ПТУ при отсутствии этих потерь в работах не отмечено. Поэтому из анализа публикаций можно сделать вывод, что для теплофикационных турбоустановок, работающих с минимальном пропуском пара в конденсатор, т.е. при отсутствии потерь в холодном источнике, роль системы регенерации остается неясной.

Проанализирована роль системы РППВ при модернизации действующих турбоустановок по парогазовой схеме (с котлами-утилизаторами, со сбросом газов в топку котла, с вытеснением регенерации). Одной из перспективных схем модернизации ТЭС по комбинированному (парогазовому) циклу являются 111 У с вытеснением регенерации. Они отличаются простотой реализации, минимумом вмешательства в конструкцию действующего оборудования, возможностью применения на твердотопливных энергоблоках. Возможности и характеристики этих комбинированных установок при работе на конденсационном и теплофикационном режимах исследованы недостаточно.

Проанализированы особенности конструкций новых теплообменных аппаратов для систем регенерации. Новые конструкции подогревателей более надежны, имеют меньшую металлоемкость, обеспечивают меньшие недогревы питательной воды до температуры насыщения. Методы и принципы, на основе которых создается новое оборудование систем регенерации паротурбинных установок, применяются и при создании теплообменного оборудования для нужд промышленной энергетики и ЖКХ.

Во второй главе приводятся теоретические положения, обосновывающие эффективность регенеративного подогрева. В качестве критерия оценки эффективности системы регенерации используется коэффициент регенерации

„ _(*,-*:)-о-1*,л)

r~—i—i-> м

^о ив

где a, =G:/G - отношение расхода пара в г'-й регенеративный подогреватель, к расходу свежего пара на турбину; yt = HJH - коэффициент недовыработки для потока пара в /-й регенеративный подогреватель; , Ипв, А/ - энтальпии свежего пара, питательной воды и конденсата в конденсаторе соответственно.

Кр определяется из формулы для внутреннего КПД конденсационной турбоустановки:

в СК-Аи)

ч!=г},По1Кр, (2)

где б - расход пара на турбину; Н - использованный перепад энтальпий турбины; £7, - количество пара, отбираемого в /-й регенеративный подогреватель; Н, - недоиспользованный перепад энтальпий пара от точки отбора до выходного патрубка турбины

Для теплофикационных ПТУ величина КР может быть представлена в следующем виде:

к (1 - - 1«Д(*Ь - К)- 1а,(1 - *:)]

что следует из формулы для внутреннего КПД теплофикационной установки:

(3)

^т Х-Оот Н>

ъ {к-ю-1,а,{к-к) Н,

где ()от - тепловая нагрузка турбины; а] = С1/й - отношение расхода пара в у'-й теплофикационный подогреватель, к расходу свежего пара на турбину;

- коэффициент недовыработки для потока пара в у-й теплофикационный отбор; Иа н Иа' - энтальпия пара и конденсата, отбираемого на теплофикацию.

Как следует из формулы (3), коэффициент регенерации теплофикационной установки находится в зависимости не только от параметров и числа отборов пара на регенератив-

Рис. 1. Зависимость коэффициента регенерации ные подогреватели, но и от от пропуска пара в конденсатор теплофикацион- тепловой нагрузки турбины.

ной турбоустановки При прочих равных условиях

ив

1,14 1.12 1.10 1.08 1 06 1.04 1,02 1 00

/

/ /

✓

0.0 0.1 0.2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0.» 1,0

тепловая нагрузка характеризуется пропуском пара в конденсатор. На рис. 1 показана зависимость коэффициента регенерации от относительного пропуска пара в конденсатор (7^ /С>0.

Как видно из графика, при нулевом пропуске пара в конденсатор, т.е. на режиме, когда весь пар из турбины поступает в теплофикационные отборы, т.е. Ск/Око =0, КР=1. Это означает, КПД установки на этом режиме не зависит от регенерации.

В третьей главе проведено исследование работы системы регенерации турбоустановок энергоблоков КЭС при их работе на частичном режиме (с пониженной нагрузкой). Регенеративные подогреватели подключены к камерам нерегулируемых отборов пара из турбины, давление в которых меняется при изменении расхода пара, поступающего в турбину. Этим фактором, а также изменением расхода питательной воды через подогреватели определяется изменение условий работы системы РППВ на частичных нагрузках.

Показано, как изменится коэффициент регенерации при снижении нагрузки турбины путем уменьшения расхода пара на нее, характеризуемого относительным расходом Оп Юп<>. Преобразуем формулу (1) к виду:

С уменьшением мощности турбины давление в камерах регенеративных отборов понижается. Соответственно этому уменьшается температура подогрева питательной воды и доля теплоты, подведенной к рабочему телу в системе

уменьшение расхода питательной воды и общего подогрева ее в системе РППВ приводит к тому, что доля пара, отбираемого в регенеративные подогреватели, сокращается. В то же время в связи со снижением давления в разных точках проточной части турбины уменьшаются недоиспользованные перепады энтальпии от камер отбора до выхлопного патрубка. Совокупность отмеченных факторов приводит к тому, что при снижении нагрузки уменьшается доля мощности, недовыработанной паром регенеративных отборов, характеризуемая величиной ]Га,х в формуле (4). Одновременное уменьшение значений обусловливает неопределенность в направлении изменения Кр. Однако, по результатам расчета коэффициент регенерации Кр снижается при уменьшении нагрузки

(4)

РППВ, характеризуемая величиной

Одновременное

(рис. 2-6, кривая 1), чем обусловлено общее снижение эффективности системы РППВ при разгрузке турбины.

Подогрев питательной воды до температуры, близкой к номинальной приведет к восстановлению Кр при работе турбины на частичной нагрузке. Для этого используется дополнительный отбор пара, с давлением выше, чем в последнем отборе на ПВД. Возможно два варианта использования теплоты пара этого отбора: переключение на него последнего по ходу питательной воды ПВД (ПВД-8) и подключение дополнительного ПВД.

Переключение последнего ПВД на дополнительный отбор производится тогда, когда давление в нем станет равно давлению в основном отборе при номинальной нагрузке. Это происходит при О„/ОЛ0= 0,72 (пунктирная линия на рис. 2).

ТУ

Лбр

0,415 0,410 0,405 0,400 0,395 0,390 0,385 0,380

_ г^-— -3— г —

> ^- —^

—^ А--

--^ т

-/

/ -^

—/

/ 1-

I

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0 Сг/Спо

Рис. 2. Изменение КПД турбоустановки в зависимости от расхода пара на турбину. 1 - базовый вариант, 2 - переключение ПВД на дополнительный отбор, 3 - подключение дополнительного ПВД.

При переключении ПВД на дополнительный отбор происходит повышение температуры питательной воды до 509 К (236°С), рост коэффициента регенерации, а как следствие и КПД ПТУ (рис. 2, кривая 2). При дальнейшем сни-

жении нагрузки КПД продолжает снижаться, однако его значение выше, чем в базовом варианте.

Подключение к дополнительному отбору дополнительного ПВД обеспечивает повышение КПД ТУ на 0,8% при минимальной нагрузке, равной 0,38 IV„ом. чем переключение на него ПВД-8.

Проведена оценка характеристик работы котла при работе блока на частичной нагрузке. На рис. 3. приведена ()г?- диаграмма котла с указанием теп-ловосприятий поверхностей нагрева В(). Параметры, лежащие на линии 2, соответствуют режиму снижения производительности при сохранении ¿„„=сои.5Г (режим с использованием дополнительного отбора пара). Как видно из диаграммы, при уменьшении нагрузки котла общее тепловосприятие поверхностей уменьшается, однако доля в нем конвективного тепловосприятия растет, а радиационного уменьшается. Это приводит к уменьшению температур газов за поверхностями, в том числе и температуры уходящих газов Эух. Поэтому КПД

яГС

Рис. 3. (¿1?- диаграмма котлоагрегата при изменении нагрузок. I - начальная паропроизводительность <7/; 2 - сниженная паропроизводительность /м=сои5/; 3 - сниженная паропроизводительность Сг и сниженная (т.

котла брутто при прочих равных условиях увеличится.

Линия 3 соответствует режиму разгрузки со снижением (базовый режим). Как видно, из диаграммы, температура уходящих газов <9£", что свидетельствует о росте КПД котла на частичной нагрузке при использовании дополнительного отбора пара для подогрева питательной воды.

В четвертой главе исследуется работа системы регенерации для теплофикационных турбоустановок.

При работе паротурбинной установки с малым пропуском пара в конденсатор потери в холодном источнике практически отсутствуют. Коэффициент регенерации равен 1 (рис. 1). Следовательно, система регенерации не влияет на внутренний КПД ПТУ, который на этом режиме приближается к 1,0. Отключение части подогревателей (ПВД) позволит вытеснить пар их отборов в проточную часть и получить дополнительную мощность без снижения КПД установки.

При отключении ПВД температура питательной воды на входе в котел уменьшается. При постоянном расходе топлива это приведет к снижению температуры уходящих газов 1ух, и как следствие - к увеличению КПД котла. Основным ограничивающим фактором для снижения (ух на котлах, работающих на природном газе, является температура начала выпадения влаги (точка росы) на поверхностях нагрева (воздухоподогреватель, экономайзер). Парциальное давление водяного пара при сжигании газового топлива в уходящих газах рн^0 = 0,0184 МПа, что соответствует температуре точки росы 328 К (55°С). Исходя из этой величины, можно говорить о допустимости снижения ¡ух от номинального значения 403 К (130°С) до 353-363 К (80-90°С) для котлов на газовом топливе.

При сохранении прежнего расхода топлива В понижение температуры (и соответственно энтальпии) питательной воды вызывает уменьшение паро-производительности (7 котла при неизменном расходе топлива.

Для анализа тепловых процессов по поверхностям нагрева применим ()г? - диаграмму котла (рис. 4). Понижение температуры питательной воды изменяет в первую очередь работу водяного экономайзера: в нем увеличивается температурный напор, а следовательно, и удельное тепловосприятие 0ЗК. Температура газов при постоянном расходе топлива уменьшается как за водяным экономайзером, так и за котлом, поэтому КПД котла увеличивается. Температуры газов на выходе из топки и за пароперегревателем немного понижаются. Радиационное тепловосприятие в топке тоже несколько снижается (так как уменьши-

т!ГС

в,ар„

а,

кДж/кг

М

В20рн

Рис. 4. (¿19-диаграмма котла при изменении температуры питательной воды и постоянном значении расхода топлива, лась теоретическая температура сгорания из-за снижения температуры подогрева воздуха в воздухоподогревателе), однако рост КПД котла, свидетельствующий о повышении общего удельного тепловосприятия (Орад+Оконв), достигается за счет более интенсивного увеличения конвективного тепловосприятия.

Уменьшение паропроизводительности котла означает уменьшение расхода свежего пара на турбину в0, что приведет к снижению ее мощности. Соотношение мощности, получаемой при вытеснении пара отборов в проточную часть и теряемой при уменьшении (70 и будет определять эффект от отключения

где бя, и ///у, - соответственно расход и энтальпия пара, идущего в /-й ПВД, А, -энтальпия точки окончания процесса расширения, в данном случае - теплофикационного отбора.

Из уравнения теплового баланса котла

ПВД.

определяется новый расход пара на турбину при /-м отключенном ПВД: /-.(О _ Чт 'Яр ' ВР __^_

77 • ' В

где А= ^—- =соп8(, - увеличение энтальпии в г'-м ПВД (при номинальном режиме).

Мощность турбины уменьшится на величину

ДЛ^МСо-СИА.-Лт)-

Величина

ДЛ^ДЛ^.-ДЛ^' (7)

будет определять изменение внутренней мощности турбины в результате отключения ПВД.

В табл. 1 приведены результаты расчета показателей теплофикационной турбоустановки Т-110/120-130 при отключении одного, двух и трех ПВД.

Наиболее оптимальным с точки зрения увеличения тепловой ()ТУ и электрической мощности является режим работы с одним (верхним) отключенным ПВД.

Проведено также определение эффективности отключения ПВД при появлении пропуска пара в конденсатор. Существует значение тепловой мощности (определяемой в данном случае расходом пара в конденсатор), при которой величина КПД ТЭЦ с отключенными ПВД сравняется с КПД ТЭЦ при полностью включенной регенерации. Для турбоустановки Т-110/120-130 это значение составляет 194,9 МВт, расход пара в конденсатор 8,47 кг/с. Отключение верхнего ПВД будет выгодным только при расходе пара в конденсатор меньше 8,47 кг/с.

Таблица 1

Показатели турбоустановки Т-110/120-130 на режимах с отключенными ПВД

Параметры Номинальный Отключено Отключено Отключен

режим ЗПВД 2 ПВД 1 ПВД

Оту, МВт 201,3 211,5 212,7 208,4

И„ МВт 103,7 101,2 103,3 105,5

Л», "с 239,3 158,8 178,3 217,2

к 1,0

С0, кг/с 126,3 113,3 116,8 124,7

/ "с 139 80 80 80

»7™, % 92,5 94,5 94,5 94,5

Полностью использовать пар регенеративных отборов помог бы подвод теплоты к питательной воде из внешнего источника. Таким источником могут быть уходящие газы газотурбинной установки.

В работе проведено исследование парогазовой установки, в которой уходящие газы ГТУ используются для подогрева питательной воды до номинальной температуры в газо-водяном теплообменнике (ГВТ). ГВТ включает три контура: высокого и низкого давления и контур сетевой воды, включаемый параллельно с сетевыми подогревателями турбины. Вытесняемый из отборов высокого и низкого давления пар вырабатывает дополнительную мощность в паровой турбине. Большинство паровых турбин не рассчитаны на пропуск начального расхода пара через последние ступени ЦНД в конденсатор, однако работа турбин с отключенными ПВД и пропуском пара в конденсатор допускается. Из этого условия определен расход пара на турбину

Go= Gohom~ ^Gnf/д,

где GoHOM- номинальный расход пара на турбину, EG/уед- сумма расходов пара в регенеративные отборы низкого давления.

Необходимый расход уходящих газов ГТУ определялся из условия баланса ГВТ на теплофикационном и конденсационном режиме работы 111 У. КПД ТЭЦ с ПГУ-ВР вычислялся по следующим формулам:

- на конденсационном режиме:

N +N

_ "гТУ т ПТУ .

ЧПГУ - п - Чш Чм Чщ, >

У ГТУ + Укл

- на теплофикационном режиме:

^ПТУ ^л-ОТ

Vnry ~ ~р. Л а, ' Чзм ' Птр >

УГТУ + Укл

где (2лу = МпуМпу ~~ теплота, подведенная к камере сгорания ГТУ.

Для турбоустановки Т-110/120-130 применена газовая турбина V-64.3 фирмы Сименс мощностью 70 МВт и КПД 36,5%. Мощность ПГУ на конденсационном режиме составляет 203 МВт, на теплофикационном - 174 МВт.

ТЭЦ с ПГУ-ВР имеет КПД на конденсационном режиме 40,66%, что на 3,09% (абсолютных) превосходящий КПД исходного блока. На теплофикационном режиме КПД равен 89,79% что выше исходного на 0,83%.

В пятой главе проводится анализ результатов испытаний турбоустановки ПТ-25-90 ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго» и сравнение их с расчетными. Турбо-установка ПТ-25-90 работает с ухудшенным вакуумом в конденсаторе, при этом потери в холодном источнике отсутствуют. Испытания проводились с це-

лью сравнения расчетных характеристик этой турбоустановки при работе ее с отключенными ПВД с экспериментальными. Основные показатели турбоустановки, полученные при ее работе с полностью отключенными ПВД - начальный расход пара и электрическая мощность - приведены в табл. 2. Расчетные показатели получены с помощью формул (6) и (7).

Таблица 2

Сопоставление расчетных и экспериментальных характеристик турбоустановки ПТ-25-90

Показатель Ед. измерения Расчетные результаты Экспериментальные результаты

Начальный расход пара кг/с 50,97 50,0

Мощность турбины МВт 32,20 32,16

Изменение мощности турбины МВт -1,397 -1,44

Примечание: в графе «Изменение мощности турбины» знак «-» показывает уменьшение мощности по сравнению с номинальной, а знак «+» - ее увеличение.

Эксперимент показал, что мощность турбины уменьшается при полном отключении ПВД. Величина снижения мощности, полученная в ходе испытаний практически совпадает с расчетной, что говорит о достаточной точности расчета.

В результате испытаний температура уходящих газов котла снизилась до величины ^=386 К (113°С). В таблице 3 приведены данные расчета показателей турбоустановки ПТ-25-90 при снижении температуры уходящих газов котла до 353 К (80°С).

Таблица 3

Расчетные характеристики турбоустановки ПТ-25-90 при температуре уходящих газов котла 80°С

Показатель Ед. измерения Отключено 2 ПВД Отключен 1 ПВД

Начальный расход пара кг/с 52,72 55,47

Мощность турбины МВт 32,20 33,87

Изменение мощности турбины по сравнению с номинальной МВт +0,806 +1,005

Примечание: см. примечание к табл. 2.

Сравнивая результаты, приведенных в таблицах 2 и 3, можно сказать, что снижение температуры уходящих газов котла приводит к увеличению эффекта от отключения ПВД. Оптимальным режимом работы системы РГТПВ турбоустановки ПТ-25-90 при ее работе без потерь тепла в конденсаторе является режим с одним отключенным ПВД.

В ходе испытаний выявлен ряд ограничений, влияющих на возможность работы турбины с отключенными ПВД. К ним относятся: рост осевого усилия ротора турбины, увеличение температуры масла на сливе из опорно-упорного подшипника, рост давления в камере за регулирующей ступенью и приближение его к предельно допустимому. Эти ограничения должны быть учтены при переводе установок на работу с отключенными ПВД.

Выводы

1. Роль системы регенерации на ряде режимов турбоустановок ТЭС исследована недостаточно. Таким режимом для конденсационных установок является режим работы с частичной нагрузкой. Для теплофикационных турбоустановок влияние системы регенерации на их эффективность остается неизученным при минимальном пропуске пара в конденсатор, т.е. при отсутствии потерь в холодном источнике.

2. Проведено исследование работы системы регенерации конденсационной турбоустановки при ее работе на частичном режиме. Снижение коэффициента регенерации, приводящее к уменьшению внутреннего абсолютного КПД у, турбоустановки, на этом режиме вызвано снижением давления в отборах турбины при снижении начального расхода пара и падением температуры питательной воды

Для повышения эффективности работы конденсационной турбоустановки предлагается организовать дополнительный нерегулируемый отбор пара повышенного давления. Предлагаются два варианта использования этого отбора: переключение на него последнего по ходу воды ПВД и подключение дополнительного ПВД, производимое при снижении давления в этом отборе до уровня номинального давления в основном отборе.

К росту КПД конденсационного энергоблока приводят следующие факторы:

- рост ^ практически до номинального значения, из-за чего происходит рост коэффициента регенерации и соответственно, увеличение ПТУ.

- рост КПД котла при его работе на частичной нагрузке из-за повышения

3. Исследовано влияние работы системы регенерации на эффективность теплофикационных турбоустановок. На режимах с минимальным пропуском пара в конденсатор абсолютный внутренний КПД турбоустановки близок к 1 и не зависит от работы системы регенерации. Предлагается использовать пар регенеративных отборов для получения дополнительной электрической и тепловой мощности.

4. При отключении части регенеративных отборов происходит понижение температуры питательной воды. Проведена оценка работы котла при снижении и постоянном расходе топлива. Показано, что при этом производительность котла уменьшится, а КПД котла возрастет за счет снижения температуры уходящих газов 1ух. Рост КПД котла способствует увеличению КПД энергоблока ТЭЦ при отключении ПВД на режимах с минимальным расходом пара в конденсатор.

5. Эффект (изменение мощности ПТУ) от отключения одного, двух или трех ПВД определяется соотношением мощности, вырабатываемой вытесняемым паром отбора, и мощности, теряемой при уменьшении расхода пара от котла. Рост электрической мощности обеспечивается при отключении последнего по ходу воды ПВД и составляет для турбоустановки Т-110/120-130 1,8 МВт. Рост тепловой производительности турбины при этом составляет 7,1 МВт.

6. Определено значение тепловой мощности и расхода пара в конденсатор, при которой величина КПД блока ТЭЦ с отключенными ПВД сравняется с КПД блока ТЭЦ при полностью включенной регенерации. Для турбоустановки Т-110/120-130 отключение верхнего ПВД будет выгодным только при расходе пара в конденсатор меньше 8,47 кг/с и величине тепловой мощности больше 194,9 МВт.

7. В работе проведен расчет показателей парогазовой установки с вытеснением регенерации на основе турбоустановки Т-110/120-130. Определение параметров установки проводилось с учетом ограниченной пропускной способности последних ступеней ЦНД паровой турбины. ПГУ-ВР имеет КПД на конденсационном режиме, на 3,09% (абс.) превосходящий КПД исходного блока. На теплофикационном режиме увеличение КПД составляет 0,83%.

8. Испытания турбоустановки ПТ-25-90 при работе ее с отключенными ПВД, проведенные на ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго», показали следующее:

- при работе турбины ПТ-25-90 на режиме с ухудшенным вакуумом с полным отключением группы ПВД, происходит снижение мощности на 1,44 МВт. Расчет показывает, что увеличение мощности турбины происходит при отключении одного (верхнего) ПВД, и снижении температуры уходящих газов котла и равно 1,01 МВт.

- имеется ряд ограничений, влияющих на возможность работы турбины с отключенными ПВД. К ним относятся: рост осевого усилия, увеличение температуры масла на сливе из опорно-упорного подшипника, рост давления в камере за регулирующей ступенью и приближение его к предельно допустимому. Эти ограничения должны быть учтены при принятии решений о переводе установок на работу с отключенными ПВД.

Список публикаций:

1. Боровков В.М. Кошелев С.М. Исследование работы системы РППВ конденсационной турбоустановки при ее работе на частичных режимах // Проблемы экономии ТЭР на промпредприятиях и ТЭС: Межвузовский сборник научных трудов. СПб.: ГОУ ВПО СПбГТУРП, - 2005. - с. 157165.

2. Боровков В.М. Кошелев С.М. Оптимизация работы системы регенерации теплофикационных турбоустановок на режимах с минимальными пропусками пара в конденсатор // Известия вузов: Проблемы энергетики -2005.- №7-8 -с.3-7.

3. Отечественные кожухотрубные подогреватели нового поколения для технического перевооружения систем теплоснабжения / В.А. Пермяков, В.М. Боровков, С.М. Кошелев и др. // Промышленная энергетика - 2004. - №11

- с.22-30.

4. Пермяков К.В., Пермяков В.А., Кошелев С.М. Эффективное и надежное теплообменное оборудование НПО ЦКТИ для систем ЖКХ // Проблемы развития централизованного теплоснабжения: Материалы международной научно-практической конференции - 21-22 апреля 2004 г. - Самара: Самараэнерго, 2004. - с. 269-275.

№ 2 4 9 6 §

РНБ Русский фонд

2006-4 27499

>

i

i i

Лицензия ЛР №020593 от 07.08.97

Подписано в печать 17.1! .2005. Формат 60x84/16. Печать цифровая. Усл. печ. л. 1,00. Тираж 100. Заказ 176Ь.

Отпечатано с готового оригинал-макета, предоставленного автором, в Цифровом типографском центре Издательства Политехнического университета. 195251, Санкт-Петербург, Политехническая ул., 29. Тел.: 550-40-14 Тел./факс: 247-57-76

>

Л Введение.

Условные обозначения и сокращения.

Глава 1. Анализ состояния вопроса о роли системы регенерации для турбоустановок различных классов.

1.1 Конденсационные установки.

1.2 Теплофикационные турбоустановки.

1.3 Влажнопаровые турбоустановки АЭС.

1.4 Парогазовые установки.

1.5 Совершенствование теплообменного оборудования систем регенерации.

1.6 Выводы.

Глава 2. Теоретическое обоснование системы регенеративного подогрева питательной воды.

2.1 Теоретическое обоснование эффективности регенеративного цикла. Предельный регенеративный цикл.

2.2 Эффективность регенеративного подогрева питательной воды паротурбинных установках.

2.3 Оптимальная и предельная температура регенерации.

2.4 Коэффициент регенерации.

2.5 Регенеративный подогрев в установках с промперегревом.

2.6 Выводы.

Глава 3. Разработка технических предложений по повышению эффективности РППВ для блоков КЭС.

3.1 Эффективность работы системы РППВ при частичных нагрузках конденсационных турбоустановок.

3.2 Тепловые характеристики котла при его работе на частичных нагрузках.

3.3 Описание расчетных схем.

3.4 Результаты расчета показателей конденсационной турбоустановки.

3.5 Выводы.

Глава 4. Работа системы регенерации энергоблоков ТЭЦ.

4.1 Режимы работы турбоустановок ТЭЦ.

4.2 Влияние работы системы РГТПВ на полный КПД турбоустановки.

4.3 Влияние работы системы РППВ на работу котлоагрегата.

4.4 Тепловые процессы в поверхностях нагрева котла при снижении температуры питательной воды и постоянном расходе топлива.

4.5 Зависимость температуры уходящих газов котла от температуры питательной воды.

4.6 Характеристики турбоустановки при отключении ПВД.

4.7 Работа теплофикационной турбоустановки с отключенными ПВД.

4.8 Работа теплофикационной турбоустановки по тепловому графику нагрузок с отключенными ПВД.

4.9 Исследование характеристик парогазовой установки с вытеснением пара регенеративных отборов.

4.10 Определение оптимального режима работы системы РППВ при работе турбоустановок ТЭЦ с пропуском пара в конденсатор.

4.11 Выводы.

Глава 5. Результаты испытаний паротурбинной установки ПТ-25-90 на

ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго».

5.1 Результаты испытаний турбоустановки ПТ-25-90.

5.2 Сравнение расчетных результатов с экспериментальными.

5.3 Выводы.

Выводы.

Настоящая работа выполнена на кафедре «Промышленная теплоэнергетика» Санкт-Петербургского государственного политехнического университета в период с 2003 по 2005 г.

Актуальность работы.

Современные тепловые электростанции характеризуются большим разнообразием режимов работы. В связи с изменением структуры энергопотребления и разуплотнением графиков электрических нагрузок оборудование, работавшее в базовом режиме, привлекается для регулирования нагрузок и переходит в полупиковый режим работы, что приводит к необходимости глубоких разгрузок.

Неотъемлемой частью любой современной паротурбинной установки является система регенеративного подогрева питательной воды. Применение регенеративного подогрева на ТЭС увеличивает ЬСПД конденсационных турбо-установок, приводит к росту электрической выработки на тепловом потреблении для теплофикационных установок.

Системы регенеративного подогрева питательной воды турбоустановок разрабатывались достаточно давно. Их характеристики и режимы работы соответствовали режимам работы соответствующих блоков. Роль систем регенерации для установок различных классов неодинакова, она меняется в зависимости от режима работы установки.

В связи с этим актуальной является задача оценки роли регенерации и влияния ее на экономичность ПТУ на ряде режимов:

- роль регенерации при работе конденсационной ПТУ на частичных нагрузках исследована недостаточно;

- для ТЭЦ остается неясной роль регенерации при работе на режимах с малыми пропусками пара в конденсатор. Эти режимы являются практически основными для ПТУ, работающих по тепловому графику нагрузок.

Цель работы.

Оценка влияния регенерации на эффективность конденсационных и теплофикационных турбоустановок, работающих на ряде характерных режимов; определение оптимальных коэффициентов регенерации при работе на этих режимах; разработка технических предложений по повышению эффективности системы регенерации конденсационных и теплофикационных блоков; разработка технических предложений по модернизации теплофикационных энергоблоков по парогазовой схеме с учетом работы системы РППВ.

Научная новизна работы.

- исследована работа конденсационной турбоустановки на частичных режимах, теплофикационной турбоустановки на режимах с малыми пропусками пара в конденсатор;

- выявлено влияние режимов работы системы РППВ на показатели и эффективность работы котла, определена зависимость температуры уходящих газов котла от температуры питательной воды, обоснована возможность работы котла с пониженной температурой уходящих газов (до 353 К (80 °С));

- определены оптимальные режимы работы системы РППВ для теплофикационных и конденсационных ПТУ, определены оптимальные коэффициенты регенерации для этих турбоустановок, определено влияние режима работы системы РППВ на эффективность ТЭЦ;

- в ходе испытаний на турбине ПТ-25-90 ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго» выявлены ограничения, имеющие место при переводе турбины на режим с отключенными подогревателями высокого давления. Определены особенности работы ПТУ с отключенными ПВД на неблочных ТЭЦ.

Практическая ценность работы.

- заключена в разработке технических предложений по повышению эффективности работы энергоблоков КЭС на частичных нагрузках и ТЭЦ на режимах с минимальными пропусками пара в конденсатор:

- для энергоблоков КЭС: переключение последнего по ходу питательной воды ПВД на дополнительный отбор, подключение дополнительного ПВД;

- для энергоблоков ТЭЦ: отключение последнего по ходу питательной воды ПВД в целях вытеснения пара отбора в проточную часть и получения дополнительной мощности без потерь в конденсаторе;

- снижение температуры уходящих газов котла теплофикационных блоков при отключении ПВД;

- проработка технических решений по модернизации теплофикационных блоков по схеме 111 У с вытеснением регенерации.

Надежность и достоверность полученных результатов обеспечиваются: проведением расчётных и экспериментальных исследований в соответствии с действующими в России стандартами, методиками и нормативными документами; применением современной электронно-вычислительной техники и программного обеспечения. Полученные результаты хорошо согласуются с экспериментальными данными, полученными в результате испытаний на ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго».

Апробация работы.

Апробация результатов работы проводилась

- на научно-технической конференции «Проблемы развития централизованного теплоснабжения», г. Самара, 2004 г;

- на научно-техническом совете кафедры «Промышленная теплоэнергетика» Санкт-Петербургского политехнического университета (СПбГПУ)

- в ходе испытаний на ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго».

В диссертационной работе лично автором:

- проанализировано состояние вопроса о роли системы регенеративного подогрева питательной воды для турбоустановок различных классов;

- проведена оценка влияния работы системы регенерации на эффективность конденсационных и теплофикационных турбоустановок на различных режимах их работы;

- исследовано влияние режима работы системы регенерации на характеристики котла;

- разработаны мероприятия по повышению эффективности работы системы регенерации турбоустановок теплофикационных блоков при их работе на режиме с малым пропуском пара в конденсатор;

- исследованы характеристики теплофикационной парогазовой установки, выполненной по схеме с вытеснением пара регенеративных отборов;

- принималось непосредственное участие в проведении испытаний турбоустановки ПТ-25-90 ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго» с отключенными ПВД, проведена обработка и анализ их результатов;

- проведен анализ и обобщение результатов исследований и сформулированы выводы.

Автор защищает:

- результаты расчетного исследования работы системы РППВ конденсационных турбоустановок при их работе на частичных режимах; системы РППВ теплофикационных установок при их работе режимах с минимальными пропусками пара в конденсатор;

- способ увеличения КПД конденсационной турбоустановки при ее работе на частичных режимах;

- способ увеличения электрической и тепловой мощности теплофикационных энергоблоков при работе их турбоустановок на режимах с минимальными пропусками пара в конденсатор, а также при увеличении этого расхода до максимального;

- результаты расчета показателей работы теплофикационной парогазовой установки с вытеснением пара регенеративных отборов;

- результаты испытаний турбоустановки ПТ-25-90 ТЭЦ-7 ОАО «Лен-энерго» при ее работе с отключенными ПВД, результаты сравнения полученных показателей с расчетными.

Результаты работы изложены в публикациях [17, 20, 65, 68] Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов и списка использованных источников (102 наименования). Объем -113 страниц, 22 рисунка, 11 таблиц, 2 приложения.

Выводы

1. Роль системы регенерации на ряде режимов турбоустановок ТЭС исследована недостаточно. Таким режимом для конденсационных установок является режим работы с частичной нагрузкой. Для теплофикационных турбоустановок влияние системы регенерации на их эффективность остается неизученным при минимальном пропуске пара в конденсатор, т.е. при отсутствии потерь в холодном источнике.

2. Проведено исследование работы системы регенерации конденсационного энергоблока при его работе на частичной нагрузке.

Снижение коэффициента регенерации, приводящее к уменьшению внутреннего абсолютного КПД турбоустановки, на этом режиме вызвано снижением давления в отборах турбины при снижении начального расхода пара.

Для повышения эффективности работы конденсационной турбоустановки предлагается организовать дополнительный нерегулируемый отбор пара повышенного давления. Предлагаются два варианта использования этого отбора:

- переключение на дополнительный отбор последнего по ходу воды ПВД, производимое при снижении давления в этом отборе до уровня номинального давления в основном отборе;

- подключение к этому отбору дополнительного ПВД.

Результаты расчета тепловой схемы турбоустановки свидетельствуют о том, что подключение дополнительного ПВД дает большее увеличение КПД, и большее снижение мощности турбины по сравнению с переключением основного ПВД, при том же расходе пара на турбину.

Проведена оценка характеристик работы котла при работе блока на частичной нагрузке. Показано, что КПД котла увеличивается на частичной нагрузке при использовании дополнительного отбора пара для подогрева питательной воды.

К росту КПД конденсационного энергоблока приводят следующие факторы:

- рост tne практически до номинального значения, из-за чего происходит рост коэффициента регенерации и соответственно, увеличение rjJ ПТУ;

- рост КПД котла при его работе на частичной нагрузке из-за повышения tne.

3. Исследовано влияние работы системы регенерации на эффективность теплофикационных турбоустановок. На режимах с минимальным пропуском пара в конденсатор внутренний КПД турбоустановки равен 1 и не зависит от работы системы регенерации. Предлагается использовать пар регенеративных отборов для получения дополнительной электрической и тепловой мощности.

4. При отключении части регенеративных отборов происходит понижение температуры питательной воды. Проведена оценка работы котла при снижении tm и постоянном расходе топлива. Показано, что при этом производительность котла уменьшится, а КПД котла возрастет за счет снижения температуры уходящих газов tyx. Рост КПД котла способствует увеличению КПД энергоблока ТЭЦ при отключении ПВД на режимах с минимальным расходом пара в конденсатор.

5. Показано, что отключение одного, двух или трех ПВД по разному влияет на изменение мощности турбины. Эффект от отключения определяется соотношением мощности, вырабатываемой вытесняемым паром отбора и мощности, теряемой при уменьшении расхода пара от котла.

6. Рост электрической мощности обеспечивается при отключении одного, последнего по ходу питательной воды ПВД и составляет для турбоустановки Т-110/120-130 1,8 МВт. Рост тепловой производительности при этом составляет 7,1 МВт. При работе турбины по тепловому графику с заданной номинальной тепловой нагрузкой рост мощности при отключении последнего по ходу воды ПВД составляет 2,5 МВт.

7. При работе турбины по тепловому графику с заданной номинальной тепловой нагрузкой и отключенными ПВД образуется конденсационный поток пара, что приводит к некоторому снижению внутреннего КПД турбоустановки. Однако из-за роста КПД котла коэффициент использования теплоты топлива ТЭЦ увеличивается по сравнению с базовым режимом на 1,75 % (абсолютных).

8. Определено значение тепловой мощности и расхода пара в конденсатор, при которой величина КПД ТЭЦ с отключенными ПВД сравняется с КПД ТЭЦ при полностью включенной регенерации. Для турбоустановки Т-110/120-130 отключение последнего по ходу воды ПВД будет выгодным только при расходе пара в конденсатор меньше 8,47 кг/с и величине тепловой мощности более 194,9 МВт.

9. В качестве одного из перспективных вариантов модернизации ТЭЦ, работающих на твердом топливе, предложена парогазовая установка с вытеснением регенерации. В такой установке теплота пара, идущего на регенеративные отборы высокого и низкого давления, используется для выработки дополнительной электрической и тепловой мощности. В работе проведен расчет показателей такой ПТУ на основе турбоустановки Т-110/120-130. Определение параметров установки проводилось с учетом пропускной способности последних ступеней ЦНД паровой турбины. ПГУ-ВР имеет КПД на конденсационном режиме, на 3,09% (абсолютных) превосходящий КПД исходного блока. На теплофикационном режиме увеличение КПД составляет 0,83%. Электрическая мощность энергетического блока увеличивается на 70 МВт.

10. Испытания турбоустановки ПТ-25-90 при работе ее с отключенными ПВД, проведенные на ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго», показали следующее:

- при отключении всех ПВД мощность турбины снизилась на 1,44 МВт по сравнению с исходной величиной;

- увеличение мощности турбины происходит при отключении одного последнего по ходу питательной воды ПВД. Расчет показывает, что увеличение мощности турбины при отключении только ПВД-5 и снижении температуры уходящих газов котла равно 1,01 МВт;

- имеется ряд ограничений, влияющих на возможность работы турбины с отключенными ПВД. К ним относятся: рост осевого усилия, увеличение температуры масла на сливе из опорно-упорного подшипника, рост давления в камере за регулирующей ступенью и приближение его к предельно допустимому. Эти ограничения должны быть учтены при принятии решений о переводе установок на работу с отключенными ПВД.

1. Аминов Р.З., Жидков К.П. Влияние временного отключения ПВД на оптимальную температуру питательной воды // Теплоэнергетика. — 1976. -№4. С. 82-84.

2. Андрющенко А.И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок / А.И. Андрющенко. — М.: Высшая школа, 1985. 320 с.

3. Андрющенко А.И., Аминов Р.З., Хлебалин Ю.М. Теплофикационные установки и их использование. — М.: Высшая школа, 1989. 255 с.

4. Андрющенко А.И., Эмачинский А.В., Понятов В.А. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС. — М.: Высшая школа, 1974. — 280 с.

5. Теплообменники энергетических установок: учебник для вузов / К.Э. Аронсон, С.М. Блинов, В.И. Брезгин и др.; Под ред. Ю.М. Бродова. — Екатеринбург: Изд-во «Сократ», 2002. — 968 с.

6. Газотурбинные установки. Конструкция и расчет: Справочное пособие / JI.B. Арсеньев, Ф.С. Бедчер, И.А. Богов и др.; Под общ. ред. JI.B. Арсеньева и В. Г. Тырышкина. — JL: Машиностроение, 1978. — 232 с.

7. Баринберг Г.Д., Коротенко В.В. Паровые турбины ОАО «Турбомотор-ный завод» и их роль в повышении экономичности ТЭЦ, развитии теплофикации и энергетики страны // Электрические станции. — 2000. — №12. — С.72-75.

8. Баринберг Г.Д., Коротенко В.В., Губанов Д.Е. Эффективные теплофикационные паровые турбины для промышленных и отопительных ТЭЦ // Совершенствование турбин и турбинного оборудования. Региональные сборник научных статей: Екатеринбург: 2000. — С.79-89.

9. Ю.Безгрешнов А.Н., Липов Ю.М., Шлейфер Б.М. Расчет паровых котлов в примерах и задачах: Учеб. пособие для вузов / Под. общ. ред. Ю.М. Липова. М.: Энергоатомиздат, 1991. — 241 с.

10. П.Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций / В.П. Безлепкин. С-Пб.: Изд-во СПбГТУ, 1997. 295 с.

11. Безлепкин В.П., Михайлов С.Я. Регулировочный диапазон тепловых электростанций. Л.: Энергоатомиздат, 1990. — 168 с.

12. Бененсон Е.И., Баринберг Г.Д. Экономия топлива при исключении потерь тепла в конденсаторе теплофикационных турбоустановок // Теплоэнергетика. 1970. - №4 - С.21-24.

13. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины / Под ред. Д.П. Бузина. 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатемиздат, 1986. - 272 с.

14. Богачко М.Ю., Ильин Е.Т., Печенкин С.П. и др. Выбор оптимального условия загрузки теплофикационных агрегатов, несущих тепловую нагрузку в неотопительные и переходные периоды // Теплоэнергетика. — 2005. №5. - С.53-56.

15. Тепловые схемы ТЭС и АЭС / В.М. Боровков, О.И. Демидов, С.А. Казаров и др.; Под ред. Казарова С.А. — С-Пб.: Энергоатомиздат, 1995.-390 с.

16. Елизаров П.П. Эксплуатация котельных установок высокого давления на электростанциях / П.П. Елизаров. — М.—JI.: Госэнергоиздат, 1965. — 400 с.

17. Боровков В.М. Кошелев С.М. Оптимизация работы системы регенерации теплофикационных турбоустановок на режимах с минимальными пропусками пара в конденсатор // Известия вузов: Проблемы энергетики — 2005.-№7-8.-С.3-7.

18. Бродов Ю.М. Совершенствование рекуперативных теплообменных аппаратов паротурбинных установок на различных этапах жизненного цикла // Теплоэнергетика. — 2005. №5. — С.20-23.

19. Повышение эффективности и надежности теплообменных аппаратов ПТУ / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, С.М. Блинов, и др.; Под общ. ред. Ю.М. Бродова, Екатеринбург: ГОУ ВПО УТТУ-УПИ, 2004. - 528 с.

20. Разработка, исследование и реализация методов совершенствования теплообменных аппаратов турбоустановок / Ю.М. Бродов, А.Ю. Рябчиков, П.Н. Плотников и др.; // Труды ЦКТИ. 2002. - вып. 288. - С.79-85.

21. Результаты внедрения прогрессивных конструкторских решений поверхностных ПНД и ПВД в ОАО «Красный котельщик» / Б.Ф. Вакуленко,

22. B.Я. Беляков, В.И. Мищенко и др. // Труды ЦКТИ. 2002. - вып. 288.1. C.86-103.

23. Ванчиков В.В., Демидов О.И., Корень В.М. Расчет тепловых схем электростанций на органическом топливе: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию. JL: Изд-во ЛИИ, 1989. - 40 с.

24. Совершенствование и улучшение технико-экономических показателей мощных турбин для ТЭЦ на органическом топливе / Водичев В.И., Бененсон Е.И., Будняцкий Д.М. и др. // Теплоэнергетика. — 1986. — №6. — С. 12-15.

25. Гиршфельд В.Я., Князев A.M., Куликов В.Е. Режимы работы и эксплуатация ТЭС / Под ред. А.М. Князева. М., Энергия, 1980. - 280 с.

26. Гитман М.Н., Смирнов И.А. Об использовании ТЭЦ для работы в маневренных режимах // Теплоэнергетика. 1987. - №6. - С.59-60.

27. Теплообменное оборудование отечественных и зарубежных турбоустановок АЭС нового поколения / В.Ф. Ермолов, М.П. Белоусов,

28. A.С. Гиммельберг и др. // Труды ЦКТИ. 2002. - вып. 288. - С. 12-27.

29. Смешивающие подогреватели паровых турбин / В.Ф. Ермолов,

30. B.А. Пермяков, Г.И. Ефимочкин и др. М.: Энергоиздат, 1982. — 208 с.

31. Ермолов В.Ф., Пермяков В.А., Иванов Е.П. Комбинированная система регенерации низкого давления со смешивающими ГГНД для энергоблока 1000 МВт АЭС // Труды ЦКТИ. 1980. - вып. 180. - С.44-56.

32. Бездеаэратерная схема регенерации паровых турбин большой мощности / Г.И. Ефимочкин, В.Л. Вербицкий, С.Г. Шипилев и др. // Теплоэнергетика. 1986. — №3. - С.27-30.

33. Жидков К.П. Влияние перегрузочных режимов с отключением ПВД на оптимальные схемы и параметры паротурбинных энергоблоков: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Саратов: СарПИ, 1979. - 19 с.

34. Обоснование целесообразности получения дополнительной мощности на блоках 300-1000 МВт / С.А. Зыков, Д.М. Будняцкий, С.И. Мочан и др. // Теплоэнергетика. 1966. -№3 - С.14-18.

35. Исследование работы блока мощностью 200 МВт при отключении ПВД / С.А. Зыков, В.Я. Станиславский, А .Я. Кроль и др. // Теплоэнергетика. — 1967.-№12.-С.14-18.

36. Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. — 2-е изд., перераб. и доп. JL: Энергоатомиздат, 1986. - 248 с.

37. Исследование режимов работы теплофикационных турбоустановок с переменной степенью . регенерации / В.А. Иванов, В.П. Безлепкин, С.Я. Михайлов и др. // Тр. ЛПИ. 1984. - Вып. 402. - С.7-11.

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

39. Иванов В.А., Кутахов А.Г., Голубев С.Е. Управление структурой тепловой схемы паротурбинных установок // Труды ЦКТИ. — 1990. — вып. 259. С.28-35.

40. Иоффе JI.C., Коротенко В.В. Эксплуатация теплофикационных паровых турбин. Екатеринбург: Уральский рабочий, 2002. - 160 с.

41. Калафати Д.Д. Термодинамические циклы атомных электростанций. М. — Госэнергоиздат, 1963. — 280 с.

42. Канаев А.А., Корнеев М.И. Парогазовые установки. — JL: Машиностроение, 1974.-240 с.

43. Кузнецов A.M. Энергетическая эффективность охладителей пара современной паровой турбины // Теплоэнергетика. — 1969. №8. — С. 14-18.

44. Левин Л.И., Шарин В.А. Аремкин А.А. Перспективы использования теплоты уходящих газов котлов крупных котельных // Теплоэнергетика. — 1988. №3. - С.24-27.

45. Разработка технических решений по привлечению теплофикационных энергоблоков мощностью 110-250 МВт к регулированию графиков электрической нагрузки / А.У. Липец, В.В. Щелоков, Г.Д. Баринберг и др. // Труды ЦКТИ. 2002. - вып. 285. - С.125-132.

46. Малафеев В.А. О роли теплофикации в секторе централизованного теплоснабжения в России // Проблемы развития централизованного теплоснабжения: Материалы международной научно-практической конференции. Самара: Самараэнерго, 2004. — С. 11 -19.

47. Малев В.В., Неженцев Ю.Н., Бальва В.Я. Тепловые схемы турбоустано-вок АЭС производства ПО ЛМЗ: достигнутый уровень и перспективы развития // Труды ЦКТИ. 1990. - вып. 259 - С.17-27.

48. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. М.: Высшая школа, 1974.-359 с.

49. Исследование парогенератора ТГМП-324 в режимах перегрузки энергоблока мощностью 300 МВт путем отключения ПВД / В.В. Митор, С.Я. Зыков, В.Е. Рыженков и др. // Энергомашиностроение. — 1977. №5. - С. 1-4.

50. Моисеева Л.М., Будняцкий Д.М. Современные тенденции развития теплоэнергетики и совершенствование энергооборудования для ТЭС в крупнейших зарубежных индустриальных странах // Труды ЦКТИ. — 2002. -вып. 285 С. 52-59.

51. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом //Теплоэнергетика. 1999. - №1. - С.71-80.

52. Очков В.Ф., Утенков В.Ф., Орлов К.А. Теплотехнические расчеты в среде Mathcad // Теплоэнергетика. 2000. - №2. - С.73-78.

53. Паровые теплофикационные турбины: Номенклатурный перечень выпускаемой продукции Турбомоторного завода. — Екатеринбург: 2004. 26 с.

54. Паротурбинные энергетические установки: отраслевой каталог. — М.: НИИЭИТяжмаш, 1988. 182 с.

55. Паршин А.А., Митор В.В., Безгрешное А.Н. Тепловые схемы котлов. — М.: Машиностроение, 1987. — 222 с.

56. Отечественные кожухотрубные подогреватели нового поколения для технического перевооружения систем теплоснабжения / В.А. Пермяков, В.М. Боровков, С.М. Кошелев и др. // Промышленная энергетика 2004.11.-С.22-30.

57. Пермяков В.А., Вакуленко Б.Ф., Белоусов М.П. Развитие и совершенствование конструкций теплообменных аппаратов систем регенерации энергетических паротурбинных установок // Труды ЦКТИ. — 1990. — вып. 259.-С. 17-27.

58. Результаты испытаний головного образца подогревателя сетевой воды ПСВ-500-14-23 с поверхностью теплообмена из профильных витых труб / В.А. Пермяков, А.Ю. Рябчиков, П.А. Лыгин и др. // Труды ЦКТИ. 1994. - вып. 277. - С.44-56.

59. Пискарев А.А., Смолкин Ю.В., Апатовский Л.Е. Направления совершенствования схем регенерации турбоустановок // Энергомашиностроение, 1988. — №1. — С.21-23.

60. Основы практической теории горения: Учебное пособие для вузов / В.В. Померанцев, К.М. Арефьев, Д.Б. Ахмедов и др. Под ред. В.В. Померанцева. — Л.: Энергоатомиздат, 1986. 312 с.

61. Выбор оптимальных расчетных параметров и схем включения регенеративных подогревателей для крупных КЭС / Л.С. Попырин, Н.Т. Ефимов, И.С. Ефимов и др. // Электрические станции. 1963. - №2 - С. 14-18.

62. Ривкин С.Л., Александров А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. М.: Энергоатомиздат, — 1980. — 423 с.

63. Рубинштейн Я.М., Шепетильников М.И. Исследование реальных тепловых схем ТЭС и АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1982. - 272 с.

64. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. Учебник для вузов по специальности «Тепловые электрические станции». Изд. 2-е, перераб. и доп. / В.Я. Рыжкин. М.: Энергия, 1976. - 448 с.

65. Рыжкин В.Я., Кузнецов A.M. Анализ тепловых схем мощных конденсационных блоков. / В.Я. Рыжкин, A.M. Кузнецов. М.: Энергия, 1972. -273 с.

66. Обеспечение глубокой электрической разгрузки теплофикационных энергоблоков с сохранением отпуска теплоты внешним потребителям /

67. Л.П. Сафонов, А.А. Пискарев, С.И. Мочан и др. // Труды ЦКТИ. 1990. -вып. 259 —С.50-53.

68. Сахаров A.M. Тепловые испытания паровых турбин / Сахаров A.M. М.: Энергоатомиздат, — 1990. - 238 с.

69. Теплофикационные паровые турбины / В.А. Симою, Е.И. Эфрос,

70. B.Ф. Гуторов и др. М.: Энергоатомиздат, 2001. - 250 с.

71. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. — 6-е изд., перераб. — М.: Издательство МЭИ, 1999. 472 с.

72. Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные станции: Учебник для вузов. М.: Издательство МЭИ, 2004. — 424 с.

73. Трифонов Н.Н., Ермолов В.Ф. Совершенствование систем регенерации турбин мощностью 180-215 МВт // Труды ЦКТИ. 2002. - вып. 288 -С.111-118.

74. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов. / А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин и др.; Под ред. А.Г. Костю-ка, В.В. Фролова. М.: Издательство МЭИ, 2001.-488 с.

75. Повышение эффективности эксплуатации паротурбинных установок ТЭС и АЭС. Том 1. Совершенствование паровых турбин / JI.А. Хоменок, А.Н. Ремезов, И.А. Ковалев и др.; Под ред. JI.A. Хоменока. СПб.: Изд-во ПЭИпк, - 2001. - 340 с.

76. Цанев С.В„ Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки электростанций / Под ред. С.В. Цанева. М.: Изд-во МЭИ. — 2002. — 520 с.

77. Чернецкий Н.С. Выбор параметров пара для ПГУ с котлом-утилизатором // Теплоэнергетика. — 1986. №6. - С. 14-18.

78. Шапиро Г.А., Захаров Ю.В., Эфрос Е.И. Определение эффективности встроенных пучков в конденсаторах турбин Т-100-130 // Электрические станции. 1976. - №8. - С.23-27.

79. Шапиро Г.А., Эфрос Е.И. Новые методы повышения эффективности теплофикационных турбоустановок //Теплоэнергетика. — 1989. — №6. -С.8-12.

80. Шарапов В.И. Теплофикация: текущие проблемы // Проблемы развития централизованного теплоснабжения: Материалы международной научно-практической конференции. Самара: Самараэнерго, 2004. - С.20-25.

81. Шляхин П.Н., Бершадский M.JI. Краткий справочник по паротурбинным установкам. М-Л.: Госэнергоиздат, 1961. - 128 с.

82. Эксплуатационные испытания теплофикационных турбин Т-100/120-130 в режиме регулирования электрической мощности с неизменным отпуском теплоты / А.В. Щербина, В.М. Сиропущинский, Н.М. Сытникова и др. // Электрические станции. 1987. - №5. - С.35-37.

83. Added gas turbines invigorate lignite veteran //Modern Power Systems. -2005. -№1. — p.25.

84. Denmark reaps CHP rewards // Heat and air conditioning journal. — 1986. — Vol. 56. № 649. - p.35-36.

85. Gerhard D. Situationsbericht der Fernwarmeversorgund 1986 // Kommunal-wirtschaft. 1986. - № 9. - p.306-310.

86. Horlock J.H. Combined Power Plants, Including Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) Plants. Oxford: Pergamon Press, 1987, 285 p.

87. Horlock J.H. Cogeneration-combined heat and power (CHP) : Thermodynamics and economics. — Oxford: Pergamon Press, 1987 . — 210 p.

88. Rahm S., Narenda J. Kannel S. Why adding an LMS-100 could improve the economic health of your coal plant //Modern Power Systems. — 2005. — №1. — p.21-23.

89. Sallisbuiy J.K. The Steam-Turbine Regenerative Cycle — An Analytical Approach // Transactions of the ASME. 1942. - №4. - p.231-245.

90. Searlin R.B., Henry C. High efficiency power plant // Proceedings of International conference on power Engineering 95. - Shanghai. - 1995, p.700-711.