WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

На правах рукописи

Иванов Сергей Анатольевич «ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ С ПРЕОБЛАДАЮЩЕЙ ДОЛЕЙ ТЭЦ ЗА СЧЕТ СОВЕРШЕНСТОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ (НА ПРИМЕРЕ ЗАБАЙКАЛЬСКОГО КРАЯ)» Специальность 05.14.14 - Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Улан-Удэ – 2012

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Забайкальский государственный университет» Научный консультант Доктор технических наук, профессор Карпенко Е.И.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Дамбиев Ц.Ц.

доктор технических наук, профессор Штым А.Н.

доктор технических наук, профессор Михайленко С.А.

Ведущая организация Санкт-Петербургский государственный политехнический университет

Защита состоится «22» марта 2012 г. 900 часов на заседании диссертационного совета ДМ 212.039.03 при Восточно-Сибирском государственном университете технологий и управления по адресу: 670013, г. Улан-Удэ, ул. Ключевская, 40в, ВСГУТУ.

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

Автореферат разослан «___» _________ 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук Бадмаев Б. Б.

Общая характеристика работы

Актуальность работы. «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» предусматривает максимально эффективное использование природных энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для устойчивого роста экономики и повышения качества жизни населения страны.

Повышение эффективности производства энергии всегда являлось приоритетным направлением исследований в энергетике. Провал в развитии отрасли в девяностых годах прошлого века серьезно отразился на состоянии энергетики. Новые современные технологии и оборудование практически не внедрялись на энергетических предприятиях, серьезно сократился ввод новых генерирующих мощностей. При этом переход к рыночным отношениям и подходы к регулированию тарифов в настоящее время не позволяют в достаточной степени производить обновление производственных фондов. Оборудование, используемое на электростанциях, зачастую выработало свой парковый ресурс, морально и физически устарело, имеет низкие экономические и экологические характеристики. В такой ситуации, усугубляющейся постоянным дефицитом финансовых ресурсов, необходимо искать пути увеличения эффективности производства при малых капитальных вложениях.

Возрастает интерес к улучшению характеристик действующих электростанций и их оборудования.

Значительную долю генерирующего оборудования представляют теплофикационные турбоагрегаты, установленные на ТЭЦ, входящих в состав комплекса энергоснабжения, включающего производителя (ТЭЦ), поставщика (тепловые сети) и потребителей энергии.

Следует отметить, что тепловые сети имеют износ, достигающий в некоторых случаях 70 и более процентов, а у потребителей не имеется в достаточном количестве средств автоматизации. В таких условиях эффективность передачи, распределения и потребления энергии значительно влияет на работу ТЭЦ. Особую актуальность проблема повышения эффективности работы ТЭЦ приобретает для энергосистем с преобладающей долей комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, количество которых весьма существенно. Названная проблема усугубляется для энергосистем с преобладающей долей ТЭЦ, имеющих слабые межсистемные связи, где возникает необходимость их привлечения к регулированию графика электрических нагрузок.

«Энергетическая стратегия России на период до 2030 года» предусматривает создание системы обеспечения региональной энергетической безопасности с учетом оптимизации территориальной структуры производства и потребления топливно-энергетических ресурсов.

При этом приоритетное развитие энергетики в регионах Дальнего Востока и Забайкалья в области теплоэнергетики и теплоснабжения рассматривается на основе угольных тепловых электростанций, обеспечиваемых местными видами топлив.

Таким образом, вопросы, связанные с повышением эффективности работы ТЭЦ в энергосистемах, имеющих указанные выше особенности, и расположенных в районах Дальнего Востока и Забайкалья, являются важными и актуальными.

Актуальность данной работы подтверждается также тем, что она соответствует одному из приоритетных направлений развития науки, технологий и техники в РФ (утв.

Президентом РФ 21.052006 г., ПР - 843): энергетика и энергосбережение, а тематика работы попадает под два пункта критических технологий РФ (утв. Президентом РФ 21.05.2006 г., ПР - 842): технологии производства топлив и энергии из органического сырья, технологии создания энергосберегающих систем транспортировки, распределения и потребления тепла и электроэнергии. Кроме того, направление работы определено в соответствии с распоряжением Правительства РФ «Об энергетической стратегии России на период до 20года» от 13.11.2009 г. №1715 – р.

Ряд разделов диссертации выполнены автором в рамках Федеральной целевой программы «Научные и научно – педагогические кадры инновационной России» на 20092013 годы:

- п. 6.2 «Очистка дымовых газов ТЭС от оксидов азота с помощью природного цеолита» выполнен в рамках ГК 02.740.11.0028 по лоту № 8 шифр «2009-1.1-222-008» по теме: «Разработка прогрессивных технологий по использованию природного цеолитсодержащего сырья Забайкальского края для повышения экологической безопасности производственных процессов в энергетике» (шифр заявки «2009-1.1-222-008-006»);

- п. 3.2 «Использование ТЭЦ в переменной части графиков электрических нагрузок за счет использования инерционных свойств теплофикационных систем» выполнен в рамках ГК П1441 в рамках мероприятия 1.2.2 «Проведение научных исследований научными группами под руководством кандидата наук» по проблеме «Технико-экономического обоснования расширения регулировочного диапазона теплоэлектроцентралей в период значительной загрузки теплофикационных отборов турбин на основе оптимизации функционирования системы производства, распределения и потребления тепловой энергии».

Цель работы: разработка и обоснование способов повышения эффективности работы ТЭЦ в энергосистемах с преобладающей долей теплофикационного оборудования за счет комплексной оптимизации тепловых схем и режимов работы для условий Восточной Сибири.

Основные задачи, поставленные в работе:

1. Разработка способов и методов повышения экономичности и маневренности ТЭЦ за счет оптимизации функционирования комплекса теплоснабжения;

2. Разработка способов модернизации тепловых схем ТЭЦ, направленных на повышение экономичности и маневренности работы;

3. Оценка эффективности получения дополнительной электрической мощности от ТЭЦ за счет режимных мероприятий и разработка способов повышения их экономичности и расширения диапазона применения;

4. Совершенствование математических моделей и программ расчета тепловых схем ТЭЦ, учитывающих особенности работы теплофикационных турбин;

5. Исследования и разработка способов и методов повышения эффективности работы пиковых водогрейных котлов ТЭЦ, использующих топливо местных месторождений;

6. Разработка малозатратных способов уменьшения вредных выбросов от ТЭЦ;

7. Разработка мероприятий, направленных на повышение надежности работы оборудования ТЭЦ.

Научная новизна:

1. Впервые предложен принцип расчета тепловой схемы на основе ее декомпозиции с целью хорошей сходимости результатов;

2. Разработана математическая модель для расчета переменных режимов малоступенчатых отсеков теплофикационных турбин и определена область ее применения;

3. Разработаны оригинальные методики по оптимальному распределению нагрузок между турбоагрегатами на основе реальных тепловых схем ПТУ для любых типов вычислительных систем;

4. Впервые разработана комплексная математическая модель, описывающая процессы, происходящие в теплофикационных системах, как для случая применения закрытого водоразбора для нужд ГВС, так и открытого, учитывающая инерционные свойства объектов системы;

5. Разработаны новые способы работы и тепловые схемы ТЭЦ, повышающие экономичность их работы и расширяющие регулировочный диапазон;

6. Обоснован комбинированный способ, заключающийся в сочетании ограничений регенеративных и теплофикационных отборов пара с частичной передачей тепловой нагрузки турбины на пиковые источники, который позволяет существенно повысить эффективность получения дополнительной мощности на ТЭЦ за счет расширения регулировочного диапазона и повышения тепловой экономичности. На основании предложенного способа доказана возможность регулирования мощности ТЭЦ в максимальном диапазоне на протяжении практически всего отопительного периода без дополнительных капитальных затрат и снижения отпуска теплоты от ТЭЦ;

7. Впервые определены режимные характеристики, исследовано влияние температуры слоя, определены динамика, механизм формирования и характеристики уноса при сжигании углей Забайкальских месторождений в топках НТКС, предназначенных для ПВК ТЭЦ;

8. Впервые представлена и обоснована возможность совмещения процессов электротермохимической подготовки топлива и сжигания угля в плазменно-циклонной топливной системе;

9. Разработан малозатратный аддитивный способ применения природного цеолита, позволяющий значительно уменьшить содержание вредных выбросов в дымовых газах, который может быть использован при любых методах сжигания топлива;

10. Динамическая математическая модель индивидуальной динамики надежности металла элементов котельного оборудования ТЭС, имеющая возможность долгосрочного прогнозирования, выражаемого через количественные показатели вероятности отказа;

11. Новизна полученных результатов подтверждается авторскими свидетельствами на изобретения, патентами, свидетельствами на полезные модели и программные разработки для ЭВМ.

Достоверность результатов и выводов: модели и аналитические зависимости, полученные в диссертационной работе подтверждаются проведенными экспериментальными исследованиями. Достоверность эффективности разработанных тепловых схем и предлагаемых режимов работы подтверждается численным экспериментом и натурными испытаниями.

Практическая ценность:

1. Создана модель ускоренного поиска оптимального распределения нагрузок, реализованная в программе для ЭВМ, которая может быть применена практически для любой ТЭЦ и надстроена в других программах;

2. Усовершенствована программа расчета переменных режимов работы теплофикационных турбин, в которую для расчета характеристик малоступенчатых отсеков включена разработанная автором модель;

3. Разработанный программный комплекс позволяет производить расчеты реальных тепловых схем ТЭЦ при любом составе генерирующего оборудования и различных режимах работы, а также осуществлять оптимальное распределение нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ;

4. На основе разработанной автором модели предложен способ получения дополнительной электрической мощности на основе оптимизации режимов работы теплофикационных систем;

5. Применение предложенных способов получения дополнительной электрической мощности за счет ограничения отборов пара расширяет диапазон регулирования электрической мощности ТЭЦ в отопительный период и повышает эффективность их работы без дополнительных капитальных вложений и снижения качества и надежности теплоснабжения;

6. Предложены схемные решения, направленные на повышение экономичности и маневренности работы ТЭЦ;

7. Предложена конструкция топки НТКС для котлов малой и средней производительности и разработана методика их комплексной оптимизации, которая может быть использованна при реконструкции действующего котельно-топливного оборудования;

8. Выявлена и практически проверена методика применения цеолита для снижения вредных выбросов в топках НТКС;

9. Разработана технология сжигания угля в плазменно-циклонной топливной системе, позволяющая отказаться от использования мазута в энергетике, интенсифицировать топочные процессы, и тем самым повысить технико-экономическую и экологическую эффективность топливоиспользования;

10. Разработанная математическая модель надежности оборудования ТЭС позволяет с достаточной для практических целей точностью рассчитать как текущие индивидуальные показатели надежности (безотказности), так и долговременные прогнозные значения;

11. Примеры использования расчетных методов оптимизации технико-экономических мероприятий по сохранению и восстановлению надежности котельного оборудования ТЭС, а также создания резервов материальных ресурсов, достаточных для своевременного качественного проведения ремонтно-восстановительных работ, являются экономическим обоснованием капиталовложений в целях повышения надежности;

12. Разработан малозатратный аддитивный способ применения природного цеолита, позволяющий существенно снижать содержание вредных выбросов в дымовых газах;

13. Получено три авторских свидетельства на изобретения, шесть патентов на изобретения, одно свидетельство государственной регистрации программ для ЭВМ, четыре патента на полезные модели;

14. Результаты теоретических и экспериментальных исследований использованы на предприятиях энергетического комплекса Забайкальского края, о чем свидетельствуют акты внедрения;

15. Результаты диссертационных исследований применяются в учебном процессе для студентов направления «Теплоэнергетика», что позволяет повысить качество подготовки будущих специалистов.

Основные научные положения, выносимые на защиту:

1. Способ расчета тепловой схемы турбоустановки на основе ее декомпозиции, учитывающий особенности расчета малоступенчатых отсеков теплофикационных турбин при переменных режимах работы;

2. Разработанная методика по оптимальному распределению нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ на основе реальных характеристик оборудования;

3. Разработанная комплексная модель, описывающая инерционные свойства, происходящие в теплофикационных системах, как для случая применения в них закрытого водоразбора для нужд ГВС, так и открытого;

4. Способ получения дополнительной электрической мощности от ТЭЦ на основе оптимизации режимов работы теплофикационных систем;

5. Комбинированный способ получения дополнительной электрической мощности на ТЭЦ, расширяющий регулировочный диапазон и повышающий ее экономичность;

6. Новые схемы модернизации ТЭЦ, позволяющие повысить экономичность работы и маневренность электростанций;

7. Комплексный анализ работы ПВК с топками НТКС и способы повышения их эффективности и экологической безопасности;

8. Теоретическое и экспериментальное обоснование совмещения электротермохимической подготовки угля и его сжигания в циклонной камере;

9. Разработанный аддитивный способ уменьшения вредных выбросов от котлов ТЭЦ на основе использования природного цеолита;

10. Динамическая математическая модель индивидуальной динамики металла элементов котельного оборудования ТЭС, имеющая возможность долгосрочного прогноза, выражаемого через количественные показатели вероятности отказа.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертации докладывались и обсуждались на Всесоюзном научно-техническом совещании «Вопросы повышения маневренности ТЭС и АЭС» (г.Горловка, 1982 г.), Всесоюзной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (г.Иваново, 1985 г.), Республиканской научнотехнической конференции «Математические модели процессов и конструкций энергетических турбомашин в системах их автоматизированного проектирования» (г.Готвальд, 1985 г.), Научно-технической конференции «Проблемы природопользования Забайкалья» (г.Чита, 1989 г.), Научно-технической конференции «Перспективы применения цеолитосодержащих туфов Забайкалья» (г.Чита, 1990 г.), Научно-практической конференции «Проблемы исследования и преодоления экологической опасности в промышленности региона» (г.Кемерово, 1990 г.), Республиканской научно-технической конференции «Разработка и внедрение технологии комбинированного производства тепловой и электрической энергии и использования ГТУ» (г.Ташкент, 1990 г.), Региональной научнотехнической конференции «Повышение эффективности производства и использование энергии в условиях Сибири» (г.Иркутск, 1991г., 1996 г., 1997 г., 2005 г.), Республиканской научно-технической конференции «Научно-технические проблемы энергомашиностроения и пути их решения» (г.С.-Петербург, 1992г.), Международной научно-практической конференции «Природные цеолиты в народном хозяйстве России» (г.Иркутск, 1996г.), Международной конференции «Забайкалье на пути к устойчивому развитию: экология, ресурсы, управление» (г.Чита, 1997 г.), III Международной научно-технической конференции «Плазменно-энергетические процессы и технологии» (г.Улан-Удэ, 2000г.), Региональной научно-технической конференции «Реформирование ЖКХ: опыт, задачи, перспективы» (г.Чита, 2002 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Энергетика: экология, надежность, безопасность» (г.Томск, 2007г.), Международной научно-практической конференции «Современные техника и технологии» (г.Томск, 2007 г.), Всероссийской научно-практической конференции «Энерго и ресурсосбережение.

Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии» (г.Екатеринбург, 2007 г.), VIII Всероссийской научно-практической конференции «Кулагинские чтения» (г.Чита, 2004 г., 2008, 2009, 2010 гг.), Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы теплоэнергетики» (г.Челябинск, 2007 г., 2008 г.), IV Всероссийской научно-практической конференции «Энергетика в современном мире» (г.Чита, 2006 г., 2009 г.), XIII Всероссийской конференции по проблемам науки и высшей школы «Фундаментальные исследования и инновации в технических университетах» (г.С-Петербург, 2009 г.), Международном научно-техническом конгрессе «Энергетика в глобальном мире» (г.Красноярск, 2010 г.).

Личный вклад автора. Личный вклад автора состоит в выборе научного направления исследований, постановке и решении основных задач исследований; основные результаты получены лично автором, отдельные результаты получены либо под его руководством, либо при непосредственном участии; автором сформулированы основные положения и выводы диссертационной работы.

Публикации. Основные результаты диссертационных исследований представлены в 103 работах, включающих 1 монографию, 19 статей в журналах, рекомендованных ВАК для публикаций научных результатов диссертаций на соискание ученой степени доктора наук.

Список основных публикаций приведен в автореферате.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, семи глав, заключения, списка использованных источников. Содержит 410 страниц машинописного текста, рисунка, 61 таблицу и библиографию из 235 источников.

Краткое содержание работы Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований, отражена практическая значимость и научная новизна полученных результатов, представлены защищаемые автором положения.

Первая глава посвящена анализу путей повышения эффективности работы ТЭЦ за счет совершенствования тепловых схем и режимов работы турбоустановок. Особое внимание уделено возможностям улучшения технико-экономических характеристик и расширения регулировочных диапазонов действующих ТЭЦ. Указанные вопросы работы ТЭЦ рассмотрены в сочетании с режимами работы систем теплоснабжения.

Предметом исследования и внедрения разработок, представленных в диссертации, являются ТЭЦ, расположенные в энергосистемах Восточной Сибири. Особенностями названных энергосистем являются значительная доля теплофикационного оборудования, слабые межсистемные электрические связи с сопутствующим дефицитом электрической энергии, использование в качестве топлива углей местных месторождений при отсутствии собственного газомазутного топлива. Кроме того, наличие уникальных природных ресурсов предъявляет повышенные требования к экологии края.

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

Также в данной главе представлен обзор и анализ существующих разработок в области моделирования режимов работы турбоустановок и методов их расчета.

По перечисленному кругу вопросов представлен подробный критический литературный и патентный обзор, ставятся задачи исследования.

Во второй главе приведена модель расчета тепловой схемы. Рассмотрены общие принципы расчета тепловой схемы. Расчет параметров пара и воды осуществляется с помощью рекомендованных для теплотехнических расчетов в промышленности формул (IF 97). Показан алгоритм, хорошо реализуемый в программах при работе с данными формулами. Предлагаемый алгоритм требует написания в программе всего трех процедур и упрощает написание программы расчета тепловой схемы. В дальнейшем рассматривается расчет тепловой схемы, который показывает, что при большом количестве расчетов, имеющих место при оптимизационных вычислениях, возможна ситуация при которой итерационный цикл не будет завершен. Для предотвращения возможных сбоев предусматривается декомпозиция расчета, показанная на рис. 1. Цифрами на рисунке пронумерована последовательность расчета. Принцип расчета на основе декомпозиции тепловой схемы и разработанная программа для ЭВМ предназначена для современных вычислительных систем.

Режимы разных отсеков и ступеней теплофикационной турбины с изменением режима ее работы меняются не в одинаковой мере. Наиболее существенно изменяются режимы работы предотборного и промежуточного отсеков турбины, вследствие значительных расходов пара в теплофикационные отборы и поддержания в них заданного давления с помощью специальных регуляторов. Для расчета указанных отсеков разработана математическая модель, построенная на основе поступенчатого расчета.

Рис. 1. Декомпозиция расчета принципиальной тепловой схемы В основу модели отсека положена модель переменного режима работы турбинной ступени, созданная автором настоящей работы. Основной исходной предпосылкой при построении модели является равенство расходов пара сопловой решеткой и рабочим колесом: G1 G2. С учетом расчетных уравнений ступени данное равенство имеет вид:

2 ;

п П Т cos 1 F1 sin 1 1 arctg 1 Т sin 1 1 (1) u т u F2 sin тп 1 Т cos1 1 1 Т 1 П 1 Т cos1 cc0 где u / c0 - характеристическое отношение скоростей; 1 - угол направления вектора абсолютной скорости потока пара на выходе из сопловой решетки; 2 - угол направления вектора относительной скорости потока пара на выходе из рабочего колеса; F1, F2 - торцевые площади выходных сечений направляющего аппарата и рабочего колеса; 1 - угол натекания потока, в общем случае отличающийся от геометрического угла лопаточного аппарата на величину угла атаки; , - коэффициенты скорости, учитывающие потери энергии соответственно в направляющем аппарате и рабочем колесе; Т - термодинамическая степень реактивности; n - показатель политропы; П - отношение * * давлений на ступень, равное П Р2 / Р0 ; Р2 - давление за ступенью; Р0 - давление k заторможенного потока перед ступенью; m ; к - показатель изоэнтропы.

k Система уравнений (1) связывает в неявной форме термодинамическую степень реактивности Т с показателями режимов работы: характеристическим отношением скоростей u / c0 отношением давлений П. Неявная форма записи уравнений не препятствует нахождению характеристик турбинной ступени на ЭВМ. Используя полученную систему уравнений (1), можно определить степень реактивности при любом режиме работы. После определения степени реактивности не представляет труда найти расход пара на соответствующем режиме работы. Область применения разработанной модели ограничивается ступенями, для которых применима одномерная теория.

Путь получения модели отсека, состоящего из нескольких ступеней, такой же, как для одной ступени. В основе его лежит равенство расходов пара всеми ступенями отсека и условие распределения давлений между ступенями, согласно их индивидуальным характеристикам. Сопоставление приближенных методов расчета расходных характеристик (формул Стодолы и Щегляева) с поступенчатым методом расчета, выполненное для предотборного и промежуточного отсеков турбин T-100-130 и Т-250-240 показало, что в достаточно широкой области режимов, примыкающей к исходному режиму, применение приближенных зависимостей дает удовлетворительные результаты. В то же время выявлены области режимов, для которых применение приближенных зависимостей приводит к существенным погрешностям (более 10%, а в ряде случаев достигающих величин более 100%). Выполненным анализом установлено, что области существенных погрешностей и их границы, а также численные значения индивидуальны для каждого отсека и зависят от характеристик входящих в него ступеней.

В связи с тем, что при расчете отмеченных отсеков есть области существенных погрешностей, для их расчета рекомендуется модель, построенная на основе поступенчатого расчета, и описываемая соотношениями (1). Данная модель достаточно просто реализуема в программах для ЭВМ в сочетании с расчетом тепловых балансов схемы турбоустановки и показывает высокую степень сходимости с реальными режимами работы ТЭЦ.

В третьей главе представлены методы повышения эффективности работы и получения дополнительной электрической мощности за счет оптимизации функционирования комплекса теплоснабжения.

Одним из таких методов является оптимизация распределения нагрузок между турбоагрегатами. В ходе проведения оценки возможностей оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами при использовании стандартных вычислительных систем возникла необходимость в энергетических характеристиках турбоагрегатов, учитывающих реальные условия работы оборудования. Но в связи с их отсутствием, а также тем, что существующие методики не удовлетворяли поставленным задачам, была разработана универсальная методика получения энергетических характеристик турбоагрегатов, как по диаграмме режимов, так и на основе экспериментальных данных, с учетом реальных характеристик оборудования.

Полученные энергетические характеристики используются при оптимизации распределения нагрузок методом перебора всех вариантов. При этом рассматривались три характерных группы оборудования, состоящие из турбин типа К, Т и ПТ. Распределение нагрузок в группах между турбоагрегатами равномерное, к примеру, если есть производственная нагрузка, то она распределяется поровну между двумя турбоагрегатами ПТ.

Метод относительных приростов для поставленной задачи состоит из трех циклов:

внешнего, среднего и внутреннего. Во внешнем цикле – изменяется производственная, в среднем – теплофикационная и во внутреннем – электрическая нагрузка.

Для ускорения работы вводятся такие варианты режимов работы: при существующей производственной и теплофикационной нагрузке – работают все три цикла; при отсутствии производственной или теплофикационной нагрузки – работают два цикла; при отсутствии производственной и теплофикационной нагрузки – работает только один цикл распределения электрической нагрузки.

Первоначально нагрузка между турбоагрегатами распределяется равномерно, и находятся значения удельных расходов теплоты. Во внешнем цикле увеличивается значение производственной нагрузки турбин типа ПТ на 1 ГДж, в среднем теплофикационную нагрузку для турбин типа Т и ПТ на 1 ГДж, во внутреннем цикле электрическую нагрузку для всех турбоагрегатов на 1 МВт, а затем для каждого варианта и каждой машины находят своё значение удельного расхода теплоты (т.е. при варианте, когда нет производственной и теплофикационной нагрузки и в работе N турбоагрегатов, получается N значений удельного расхода теплоты). Среди полученного массива значений удельных расходов теплоты находят минимальное и данный режим сохраняется. Затем цикл повторяется до достижения минимального значения удельного расхода теплоты, которому и соответствует оптимальное распределение электрической, теплофикационной и производственной нагрузок между группой турбоагрегатов.

Если рассматривать распределение нагрузки между тремя группами (в группах объекты идентичны) по трём параметрам, то метод перебора всех вариантов предпочтительней, т.к.

требуется меньше времени на оптимизацию, по сравнению с методом относительных приростов. Это связано с большим дроблением оптимизационной задачи на отдельные части, хотя когда в работе все турбоагрегаты скорость оптимизации становится примерно равной.

Метод относительных приростов позволяет распределять три вида нагрузки между большим количеством объектов, но на это требуется больше времени. Данный метод более динамичен по сравнению с первым методом, т.к. позволяет работать не только с математическими моделями диаграмм режимов турбоагрегатов, но и с математическими моделями реально действующих объектов.

Самый лучший вариант при поставленной задаче оптимизации - это комбинирование обоих методов. Вначале распределение методом перебора всех вариантов, который лучше всего подходит для предварительного распределения нагрузки, а затем методом относительных приростов. Первый метод распределит нагрузку между группами, а второй внутри групп между отдельными турбоагрегатами.

При оценке эффективности оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами был произведен сравнительный расчет, критерием оценки которого является удельный расход теплоты на турбины. Сравнение производилось по среднемесячным станционным значениям за год и результатами расчетов на основе реальных компьютерных моделей данных турбоагрегатов применительно к ТЭЦ расположенных на территории Забайкальского края. Погрешность данных компьютерных моделей турбоагрегатов не превышает 2 %. В результате данных сравнительных расчетов снижение удельного расхода теплоты составляет в среднем за год 1…2 %.

Кроме того рассмотрена оптимизация режимов работы, разработанная на основе модели турбины, рассмотренной во второй главе, предназначенная для использования на ЭВМ основанных на многопоточных вычислениях. На ТЭЦ с двумя видами нагрузок электрической и тепловой или промышленной методика оптимизации проще, чем на станциях со всеми тремя видами нагрузок (следует отметить, что станция может иметь и большее количество отпускаемой продукции). Накладываемые ограничения из условия обеспечения потребителей продукцией запишутся в следующем виде:

n где: Nст - электрическая нагрузка станции, ст N Ni const iМВт; Qст - тепловая нагрузка станции, n Q const ст Qi МВт; Dпром - промышленная нагрузка i n станции,кг/с Dпром Di const iГраничные условия для ТЭЦ с т ремя видами нагрузок выглядят:

min max где: P - давление в теплофикационном Dтур Dтур Dтур т Pkmin Pk Pkmax отборе, МПа; Qт - тепловая нагрузка min max Dk Dk Dk турбины, МВт; Pk - давление min max Nэ Nэ Nэ отработавшего пара, МПа; D - п min max Dкот Dкот Dкот промышленная нагрузка турбины, кг/с;

P Pт Pт min max т т min Nэ - электрическая нагрузка, МВт; D - п.в.

Pпmin Pп Pпmax min расход питательной воды, через котел, min max Dп п min Dп Dп кг/с; D - расход пара в конденсатор, кг/с;

max к min Q т Qт Qт т min max P - давление в промышленном отборе, п D Dт Dт т min МПа.

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

Предлагаемый метод оптимизации заключается в его декомпозиции и решения ряда более мелких задач. Он состоит в определении возможного перераспределения тепловых и промышленных нагрузок между агрегатами при минимизации мощности и/или расхода отработавшего пара. Таким образом имеется поверхность всех возможных распределений тепловых и промышленных нагрузок.

Для наглядности методики обратимся к рисунку 2, на котором изображена поверхность возможных значений тепловых нагрузок N1 произвольного агрегата. Причем поверхности N1 соответствуют произвольные мощности, в каждой точке определяемые только минимально допустимыми нагрузками для данной турбины. Каждая точка поверхности N2 характеризует возможную нагрузку турбины при заданной мощности.

Поверхность характеризуется постоянством мощности при постоянстве тепловых нагрузок соответствующие поверхности N1. При переходе от поверхности N1 к N2 необходимо учитывать ограничения, накладываемые на турбину, так например, показано для точки 3, что ее переход невозможен т.к. в данной точки поверхности N2 значения не существует. В данном случае, поверхность N1, условно состоит из двух поверхностей, первой соответствует минимальная мощность и произвольный расход отработавшего пара при изменяемой тепловой и промышленной нагрузках, а второй поверхности соответствует минимальный расход отработавшего пара и произвольная мощность. Данная модель хорошо реализуется при организации многопоточных вычислений. На самом деле параллельные вычисления при расчете тепловой схемы практически невозможно реализовать, тогда как, рассчитывать тепловые схемы нескольких турбин параллельно, вполне реализуемо на современных ЭВМ.

После построения поверхностей всех турбин с их функциональными зависимостями следует произвести выборку, чтобы выполнялось условие обеспечения продукцией всех потребителей, кроме электрической нагрузки. Выбор можно осуществить простым перебором с шагом k. Получаем набор нагрузок турбин, при котором Рис. 2. Иллюстрация предлагаемой полностью обеспечиваем тепловой и методики промышленной нагрузкой потребителей.

Далее для каждого набора тепловых нагрузок проверяем условие, определяемое уравнениями:

n Для ускорения поиска st Ni N i1 накладываются характерные ограничения n турбин.

f (Qit, Diprom, Ni ) Ni iq min На рис. 3 представлен алгоритм Nst оптимального распределения нагрузок между турбинами.

Также в третьей главе рассмотрено использование ТЭЦ в переменной части графиков электрических нагрузок за счет использования инерционных свойств теплофикационных систем. Предлагается использовать метод регулирования тепловой нагрузки относительно характерного абонента. Характерным будет является абонент, характеризующейся минимальной температурой внутреннего воздуха. Обеспечив этого абонента расчетным расходом теплоты, все другие также будут обеспечены расчетным расходом теплоты или выше.

Представлены некоторые способы получения дополнительной мощности, реализуемые путем режимных мероприятий. Представлена полная математическая модель, описывающая процессы, происходящие в теплофикационных системах и характеризующие аккумулирующие свойства тепловых сетей и зданий. Представленная модель подтверждена расчетными и экспериментальными исследованиями.

На сегодняшний день существует несколько типов регулирования нагрузки.

Тепловая нагрузка абонентов непостоянна.

Она меняется в зависимости от метеорологических условий (температуры наружного воздуха, скорости ветра, инсоляции), режима расхода на горячее водоснабжение, режима работы технологического оборудования и других факторов. Для обеспечения высокого качества теплоснабжения, а также экономичных режимов выработки теплоты на ТЭЦ (или в котельных) и транспортировке ее по тепловым сетям Рис. 3. Алгоритм оптимального распределения нагрузок между турбинами выбирается соответствующий метод регулирования.

Все представленные в литературе способы регулирования тепловой нагрузки определены для типового абонента. Регулирование нагрузки относительно характерного абонента позволит обеспечить всех потребителей тепла комфортными условиями. Способ регулирования тепловой нагрузки заключается в следующем: поступающую от потребителей системы теплоснабжения сетевую воду нагревают в сетевых подогревателях теплофикационных турбин и ведут регулирование тепловой нагрузки по закону изменения температуры прямой сетевой воды от нагрузки горячего водоснабжения и температуры наружного воздуха.

Так как график электрической нагрузки неоднородный и может иметь несколько пиков в течение суток, а температура наружного воздуха в зимнее время может изменяться в пределах до 10-15°С, то регулирование тепловой нагрузки следует производить несколько раз в течение суток (рис. 4). Учащенное регулирование позволяет корректировать температурный график, тем самым предотвращая перетоп абонентов. Предварительно находят характерного потребителя, характеризующегося минимальной температурой внутреннего воздуха, для характерного потребителя задают расчетную температуру внутреннего воздуха и ведут регулирование тепловой нагрузки 7-8 раз в течение суток в зависимости температуры внутреннего воздуха характерного потребителя.

Т.к. пик электрической нагрузки наблюдается с 9.30 до 11.30 часов в утренние часы, то для предварительного снижения нагрузки необходим перетоп абонентов в период времени с 6 до 9 часов. Перетоп в это время позволит легко покрыть нагрузку ГВС.

Представленная возможность позволяет повысить регулировочный диапазон при этом не требуется каких-либо капитальных вложений.

Рис. 4. Суточный график электрической нагрузки, суточный график отпуска теплоты от ТЭЦ и суточный график потребления ГВС Для определения температуры внутреннего воздуха разработана математическая модель процессов, протекающих в теплофикационных системах с учетом инерционных свойств, описывающая процессы, происходящие в теплофикационных системах как для случая применения в них закрытого водоразбора для нужд ГВС так и для открытого. На основе данной модели предложена методика получения дополнительной мощности на основе оптимизации режимов работы теплофикационных систем.

Дана оценка использования теплоаккумулирующей способности зданий для регулирования отпуска теплоты на отопление не по текущей температуре наружного воздуха, а по средней наружной температуре за некоторый период с соответствующим сдвигом времени.

В четвертой главе рассмотрены способы повышения эффективности и маневренности ТЭЦ за счет модернизации тепловых схем. Наряду с оптимизацией режимов работы существуют малозатратные методы повышения эффективности производства энергии путем оптимизации тепловых потоков и потокораспределения теплоносителя. К таким методам можно отнести, в том числе совершенствование существующих тепловых схем. Ниже представлены разработанные тепловые схемы.

Один из таких способов работы реализуется посредством схемы представленной на рис. 5. При этом способе работы осуществляется подключение дополнительной поверхности теплообмена, в виде пикового сетевого подогревателя (ПСП), к основному сетевому подогревателю (ОСП), таким образом, что подогреватели оказываются подключенными по пару параллельно к одному теплофикационному отбору. Реализация подобной схемы уменьшает недогревы в сетевых подогревателях, что, в свою очередь, приводит к понижению давления в теплофикационном отборе и увеличению мощности за счет выработки электроэнергии на тепловом потреблении при сохранении требуемого отпуска теплоты.

Эффективность предлагаемого способа работы зависит от исходной величины недогревов в сетевых подогревателях и от расхода сетевой воды. С увеличением исходной величины недогрева и уменьшением расхода сетевой воды эффективность способа увеличивается.

Повышение выработки электроэнергии на тепловом потреблении достигает 19-кВт·ч/ГДж.

Также рассмотрен вариант по Рис. 5. Принципиальная схема увеличения повышению технико-экономических теплофикационной выработки турбоустановки за счет снижения величин показателей ТЭЦ за счет загрузки недогревов в сетевых подогревателях производственного отбора одной из турбин типа ПТ. Для загрузки производственного отбора (7)одного турбоагрегата (1) предлагается пар из его производственного отбора направить в цилиндр низкого давления второго турбоагрегата (рис.6).

Изменение тепловой схемы в данном случае заключается в подключении турбины с более низкими параметрами (параметры производственного отбора), к турбине с более высокими параметрами (2) т.е. в виде надстройки, или как двухвальная турбина с двумя цилиндрами низкого давления. Поскольку имеется отдельная система регенерации, то больше данная схема относится к надстройке турбины с более высокими параметрами над турбиной с менее высокими параметрами. Отличие от классической схемы с надстройкой в том, что при надстройке устанавливается турбина высоких начальных параметров с противодавлением, питающая паром турбину с более низкими начальными параметрами.

Необходимым требованием при классической пристройке является то, что температура отработавшего пара предвключенной турбины должна быть равной или ниже начальной температуры пара турбины с более низкими параметрами. В предлагаемом схемном решении данная проблема отпадает, так как цилиндр низкого давления и так работает на тех же параметрах, что и до изменения.

Возможность регулирования режимов работа данного блока выражена в перераспределении нагрузок между турбинами, возможностью регулирования давления в производственном отборе, т.е.

для усеченной турбины регулирование начальных параметров. Также при недостатке пара на данный тандем, есть возможность отключения группы ПВД на второй турбине для получения дополнительной электрической или тепловой мощности Рис. 6. Принципиальная схема объединения двух турбин К достоинствам предложенного схемного решения можно отнести то, что происходит загрузка производственного отбора первой машины, происходит генерирование дополнительной электрической мощности паром производственного отбора, повышаются технико-экономические показатели данного блока, кроме зимнего периода времени. Более холодная питательная вода при отключении регенерации, поступающая в котел, приводит к более сильному охлаждению дымовых газов в котле, что приводит также к увеличению КПД котельного агрегата.

Максимальную экономию использование данного турбинного блока может принести в летние месяцы, так как в данный период наблюдается резкое снижение техникоэкономических показателей, а данное мероприятие позволит снизить значение удельного расхода теплоты до 8%. При внедрении данного мероприятия среднегодовая экономия теплоты, например для турбоустановки ПТ-60, составит 291,2 кДж/кВт·ч в месяц (3,83%).

На рис. 7 показана схема захолаживания сетевой воды. Перераспределение энергий достигается следующим образом: отработанный пар турбины конденсационного типа (1), сконденсировавшись в конденсаторе, конденсатным насосом направляется по питательному тракту, где перед первым подогревателем низкого давления осуществлена врезка трубопроводов, соединяющая питательный тракт турбины с теплофикационной установкой турбины (2) через поверхностный водоводяной подогреватель (3). При этом автоматическое управление турбиной не меняется, а лишь дополняется элементами управляющими потоками водоводяного подогревателя. В качестве водоводяного подогревателя можно использовать пластинчатый теплообменник, который является весьма компактным, даже при больших тепловых нагрузках. Повышение экономичности турбины конденсационного типа связано с внешней регенерацией, так как подогретая питательная вода вытеснит часть пара из отбора и направит его в конденсатор. При этом расход пара на турбину уменьшится при неизменной мощности. Данное изменение приближенно можно оценить из следующего соотношения:

D Н т т Dk , Hi где D - изменение пара теплофикационного отбора, кг/с; Н - теплоперепад до т т теплофикационного отбора, кДж/кг; Hi - теплоперепад приходящийся на турбину, кДж/кг.

Из данного соотношения следует, что расход пара на турбину при увеличении теплофикационного отбора возрастает. В некоторых работах встречается то, что при определении экономичности схемы со снижением температуры обратной сетевой воды увеличение доли выработки электроэнергии теплофикационным отбором относят в полном объеме при определении удельного расхода топлива на выработку электроэнергии, однако полезно отпущенное тепло от ТЭЦ в сравниваемых вариантах остается неизменным и в полном объеме отнесено быть не может. Критерий при сравнении схем со снижением температуры обратной сетевой воды необходим другой, правильнее будет оценивать экономичность расходом теплоты или топлива в абсолютных величинах. Если суммарно по турбинам разница расходов теплоты до и после изменения даст положительный эффект, т.е.

после изменения уменьшится, то экономический эффект будет, количество потребляемого топлива снизится.

осуществлять путем снижения потребляемого пара менее экономичной турбиной т.е критерием в данном случае выбран расход пара, поскольку температура питательной воды практически не изменится.

На рис. 8 представлена схема захолаживания сетевой воды реализуемой в пределах тепловой схемы одной турбоустановки типа ПТ. Анализ расчетов технико-экономических показателей схемы (рис. 8) показал, что экономичность турбины повышается, но данное решение не может быть применимо при высоком уровне отработавшего пара, из-за существующего ограничения по пропуску пара в конденсатор. Однако в настоящее время экономичность конденсационного потока на ТЭЦ низка, особенно на ТЭЦ Рис. 7 Схема захолаживания сетевой воды среднего и низкого давления.

Максимальный пропуск пара в конденсатор возможен для турбины типа ПТ, только при определенном сочетании тепловых нагрузок и выдаваемой мощности турбины или на чисто конденсационном режиме.

Расчеты показывают, что перераспределение потоков лучше Средняя годовая нагрузка всех турбин, в том числе промышленно-отопительная, например Читинской ТЭЦ-1, значительно ниже номинальной, следовательно, конденсационный поток в данных агрегатах ниже максимального.

Еще одним методом повышения экономичности работы ТЭЦ является повышение эффективности подпитки теплосети. Недогрев является одним из показателей эффективности преобразования энергии в сетевых подогревателях. Предлагаемый вариант подпитки тепловой сети представлен на рисунке 9. Особенностью предлагаемой схемы является организация дополнительного подогрева подпиточной воды после вакуумного деаэратора (2) в подогревателе (1), подключенному к теплофикационному отбору. Поскольку подпиточная вода не содержит включений “повышающих недогрев”, то можно утверждать, что такое перераспределение пара позволит снизить общий расход пара в отбор и на сетевой подогреватель в частности.

Рис. 8 Усовершенствованная тепловая Рис. 9. Схема подпитки теплосети с схема турбины типа ПТ дополнительным теплообменником Главным критерием эффективности предложения может служить более высокая температура после подогревателя подпиточной воды. Выполнение паропроводов до подогревателя подпиточной воды и площадь теплообмена подогревателя должна быть такой, чтобы эквивалентный недогрев был меньше, чем в сетевом подогревателе. В противном случае эффективность от внедрения будет отрицательна. Снижение расхода пара на сетевой подогреватель вызовет снижение эквивалентного недогрева подогревателя в виду меньшего расхода пара, вследствие чего можно ожидать снижения давления в теплофикационном отборе, увеличение экономичности турбины и повышения эффективности комбинированной выработки энергии.

При такой организации отбора можно рассматривать два варианта: включение последовательно перед сетевым подогревателем или параллельно сетевому подогревателю, в этом случае можно ожидать снижение давления пара в теплофикационном отборе. Для параллельной схемы необходимо учесть необходимость в более высоком давлении после подогревателя. Показатели рассматриваемых схем в сравнении со стандартной схемой, по результатам численного эксперимента представлены в таблице 1.

Анализ эффективности тепловых схем и оптимизации режимов работы турбин приведен в таблице 2.

Таблица 1.

Показатели экономичности тепловой схемы, представленой на рис. Схема с Схема с Стандартная Наименование последовательным параллельным схема включением включением Мощность турбины, МВт 60 60 Расход пара на турбину, т/ч 258,9 256,8 256,Расход сетевой воды, т/ч 1008 1008 10Расход подпиточной воды, 108 108 1т/ч Расход пара на сетевой 81,30 73,80 74,подогреватель, т/ч Расход пара на подогреватель - 1,78 1,подпиточной воды, т/ч Давление в теплофикационном отборе, 0,17 0,17 0,1МПа Температурный график, 0С 98/58 98/58 98/Температура подпиточной воды после вакуумного 72 72 деаэратора, 0С Температурный напор 15 15 сетевого подогревателя, 0С Температурный напор подогревателя подпиточной - 5 воды, 0С Удельный расход топлива на 263,5 259,8 259,выработку э/э, г/кВт*ч b, % - 1,40 1,Таблица 2.

Сводная таблица экономических показателей Рисунок Рисунок Рисунок Оптимиза Наименование Формула 7 8 9 ция ЧДД, млн.руб. NPV 15,57 5,62 5,76 45,NСЛ Rt К Д Id. 10 4,76 3,31 113,nI Д К 1 Nсл ln1 1 1 E* Tok, лет. IД 4,53 8,2 13,9 0,0 Tок ln1 Е* min NPV( Irr ) min max min IRR Irr Irr Irr 17,5 6,6 3,85 3Irr min max NPV( I ) NPV( I ) rr rr В приведенной таблице 2: ЧДД – чистый дисконтированный доход или интегральный эффект; Id - индекс доходности; Tok – срок окупаемости; Irr - внутренняя норма доходности.

Пятая глава посвящена сравнительной оценке эффективности получения дополнительной мощности за счет ограничения теплофикационных и регенеративных отборов пара.

Тепловая нагрузка ТЭЦ характеризуется значительной сезонной неравномерностью.

Расчетная зависимость тепловой нагрузки от температуры наружного воздуха tн.в. и по продолжительности отопительного периода для климатических условий с tн.в. 26 С и коэффициента теплофикации Т 0,5 приведена на рис. 10. При работе ТЭЦ в базовом режиме площадь abc характеризует производство теплоты пиковым водогрейным котлом (ПВК), а площадь bcde0 - производство теплоты отборами турбины.

Рис. 10. Графики тепловых нагрузок и возможный диапазон регулирования мощности в зависимости от температуры наружного воздуха и по продолжительности отопительного периода Рис. 11. Относительное увеличение к.п.д.

турбоустановки Т-87-90 при получении N путем ограничения регенеративных отборов пара по сравнению с ограничением теплофикационных отборов пара:

1 - Т 0,23 МПа, Gк 30 т/ч; 2 - Т 0,МПа, Gк 70 т/ч; 3 - Т 0,19 МПа;

4 - Т 0,23 МПа, Gк 110 т/ч; 5 - Т 0,27 МПа Как следует из приведенного графика, при температурах наружного воздуха tн.в. t1, чему соответствует время отопительного периода 1, вся тепловая нагрузка может быть покрыта от основных сетевых подогревателей турбины без использования ПВК. Поскольку максимально возможная производительность ПВК при Т 0,5 равна максимальной тепловой нагрузке отборов турбины, принципиально возможна передача всей тепловой нагрузки на ПВК, и в этот период времени характеристики ПВК не ограничивает диапазон получения дополнительной мощности на ТЭЦ. При tн.в. t1 определенная часть тепловой нагрузки в нормальных условиях работы ТЭЦ вырабатывается ПВК. В таком случае на ПВК может быть передана лишь часть тепловой нагрузки отопительных отборов, характеризуемая Р для одного из режимов отрезком QПВК на рис. 10. Вследствие этого тепловая нагрузка основных сетевых подогревателей не может быть уменьшена при таких tн.в. ниже значений min QПВК, характеризуемых кривой b1 на рис. 10, а располагаемая электрическая мощность ТЭЦ не может быть увеличена более, чем на величину N, определенную линией Oc1 на том же рисунке. Таким образом линия Oc1 характеризует ограничение возможностей получения дополнительной мощности на ТЭЦ, обусловленное режимами работы ПВК. С повышением значения Т возможности получения дополнительной мощности путем перераспределения тепловой нагрузки между отборами турбин и ПВК уменьшаются (кривая 1 при Т 0,6 на рис. 10).

Предельная мощность, которую можно получить от турбоустановок ТЭЦ, определяется максимально допустимым расходом пара в конденсатор по условиям надежности последних ступеней ЧНД (линия b2d2 на рис. 10). Наконец последнее ограничение возможностей получения дополнительной мощности на ТЭЦ, характеризуемое линией b1d1 на рис. 10, обусловлено максимально допустимой нагрузкой генераторов. Обычно ее величина превышает на 10-20% номинальную мощность турбин.

Таким образом, из приведенных на рис. 10 графиков следует, что каждому периоду времени работы агрегатов ТЭЦ соответствует свое ограничение возможностей получения дополнительной мощности, обусловленное режимами работы ПВК и генератора (линия Ob1d1 на рис. 10), причем в наиболее тяжелый для энергосистем период при низких tн.в., на который приходной максимум годового электро- и теплопотребления, получение дополнительной мощности только путем уменьшения нагрузки теплофикационных отборов невозможно без снижения отпуска теплоты от ТЭЦ. Ограничения по применению указанного способа еще в большей степени увеличиваются с понижением расчетной температуры наружного воздуха и с ростом продолжительности отопительного периода.

Диапазон получения дополнительной мощности за счет уменьшения расхода пара в регенеративные отборы зависит от степени ограничения отборов, характера использования пара этих отборов (направление пара в сетевые подогреватели либо в конденсатор), соотношения теплофикационного и конденсационного потоков пара в турбине, давлений в теплофикационных отборах, которое в свою очередь зависит от tн.в. и Т. При направлении пара регенеративных отборов в сетевые подогреватели дополнительная мощность имеет лучшие показатели тепловой экономичности.

Однако диапазон получения дополнительной мощности в этом случае меньше, чем при направлении пара в конденсатор, так как пар расширяется до более высокого конечного давления. Первый способ может быть использован для повышения экономичности работы ТЭЦ в период работы ПВК, но он не исчерпывает полностью возможностей участия ТЭЦ в покрытии дефицита мощности в энергосистеме. На рис. 10 пунктирными линиями 1, 2, соответственно показана зависимость дополнительной мощности от tн.в. и по продолжительности отопительного периода при отключении по пару одного, двух, трех подогревателей высокого давления (ПВД) и направлении пара в конденсатор. Штрихпунктирная линия соответствует отключению трех ПВД и направлению пара в сетевые подогреватели. Зависимости построены для условий описанных выше (приведенные на рис.

10 результаты получены для ТЭЦ с турбинами T-100-130).

Реализация данного способа получения дополнительной мощности зависит от наличия запаса паропроизводительности котлов ТЭЦ и имеет ряд технических ограничений по условиям работы оборудования (предельно допустимые давления в контрольных ступенях турбины), допустимое давление в линии промперегрева, температуры металла пароперегревателя котла и др.). Перечисленные ограничения для каждого конкретного типа оборудования и ТЭЦ имеют свои значения. Поэтому, линии, соответствующие степени ограничения регенеративных отборов на рис. 10, можно рассматривать как ограничения, обусловленные надежностью и режимами работы оборудования ТЭЦ.

В работе выполнены расчетные исследования изменения тепловой экономичности при использовании обоих способов для турбоустановок T-87-90 и T-100-130. Они показали, что лучшей тепловой экономичностью обладает во всем диапазоне режимов способ получения дополнительной мощности путем ограничения регенеративных отборов пара.

Термодинамический анализ, выполненный в работе, доказал, что выигрыш в тепловой экономичности обусловлен сохранением большей доли выработки электроэнергии на «внешнем» тепловом потреблении. Причем величина выигрыша в экономичности увеличивается с ростом тепловой нагрузки и понижением давления в теплофикационных отборах (рис.11, результаты по турбине Т-87-90).

Поскольку получение дополнительной мощности путем уменьшения нагрузки теплофикационных отборов имеет в течение отопительного периода ряд ограничений и существенно снижает экономичность ТЭЦ, а ограничение регенеративных отборов пара определяется условиями работы оборудования, то в работе предложен комбинированный способ получения дополнительной мощности.

Идея комбинированного способа заключается в сочетании ограничений регенеративных и теплофикационных отборов пара и передаче части тепловой нагрузки турбины на пиковые источники. При этом первоначально ограничивают регенеративные отборы, а по достижении технических ограничений по турбоустановке или по котлу уменьшают нагрузку теплофикационных отборов с соответствующей передачей части тепловой нагрузки на пиковые источники.

Рис.12. Диапазон регулирования Рис.13. Сравнительная экономичность электрической мощности турбоустановки получения дополнительной электрической в зависимости от tн.в. комбинироавнным мощности: 1- ограничение теплофикацонных способом отборов; 2- комбинированный способ;

Комбинированный способ существенно расширяет диапазон регулирования мощности с сохранением заданного отпуска теплоты от ТЭЦ в течение отопительного периода. Максимальный диапазон регулирования мощности, определяемый ограничением по генератору, обеспечивается в течение 92-99% времени отопительного периода. При этом даже при самых низких t н.в обеспечивается маневренный диапазон в размере 6-14% (рис. ТЭЦ с турбинами Т-100-130). Кривые на рис. 12 соответствуют: I – ограничение теплофикационных отборов, ПВД в работе; 2 – отключен один ПВД, затем ограничение теплофикационных отборов; 3, 4 - соответственно отключение два ПВД и три ПВД, затем ограничение теплофикационных отборов, исходя из наличия резерва тепловой мощности ПВК. Эффективность комбинированного способа повышается применительно к районам с низкими расчетами t н.в и большой продолжительностью отопительного периода.

Предлагаемый способ получения дополнительной мощности имеет значительно лучшую тепловую экономичность в сравнении с получением дополнительной мощности за счет ограничения теплофикационных отборов пара. При этом выигрыш увеличивается с ростом величины дополнительной мощности. Так, например, для одной турбоустановки Т100/120-130 при максимальной мощности, равной 120 МВт, выигрыш составляет 19кДж/кВт.ч или около 30% (рис. 13). Выигрыш в экономичности складывается из нескольких составляющих: более высокой экономичности регулирования мощности турбины путем ограничения регенеративных отборов пара, повышением эффективности ограничения теплофикационных отборов пара при ограниченных регенеративных, более поздним переходом к режимам естественного повышения давления в регулируемых отборах. В рамках ТЭЦ экономическая эффективность комбинированного способа повышается за счет некоторого увеличения к.п.д. котлов, вследствие понижения температуры питательной воды, а также из-за передачи меньшей части тепловой нагрузки на менее экономичные пиковые источники.

Для проверки полученных расчетно-теоретическим путем результатов были проведены натурные испытания на турбине T-100/120-130, а также на турбинах Т-87-90 и котлах БКЗ-220100 Ф Читинской ТЭЦ-1.

В процессе испытаний была отработана технология режимов получения дополнительной мощности. Экспериментальные работы подтвердили возможный диапазон регулирования мощности и экономические характеристики оборудования. Испытания показали высокую надежность работы оборудования в исследуемых режимах. Предлагаемый комбинированный способ был исследован всесторонне. При этом ограничение регенеративных отборов пара достигалось как отключением ПВД по пару, так и байпасированием по питательной воде.

Комбинированный способ хорошо зарекомендовал себя при экспериментальной проверке и рекомендован в опытно-промышленную эксплуатацию на турбинах T-100-130 и Т-87-90 (реконструированные турбины К-100-90).

В шестой главе рассматриваются методы вытеснения мазута из топливного баланса ТЭЦ сжигающих низкосортное топливо Забайкальских месторождений.

Обосновывается экономическая эффективность реконструкции имеющихся водогрейных котлов с использованием технологии НТКС (низкотемпературного кипящего слоя). Исследованы процессы сушки топлива и выхода летучих при горении в НТКС.

Получены зависимости времени выхода летучих и образования кокса. Определена динамика, механизм формирования и характеристики уноса, а также режимные характеристики сжигания для углей Харанорского, Букачачинского и Татауровского месторождений.

Определено, что значительное влияние имеет спеткрографический состав угля. В буром (харанорском) угле первичные превращения идут с глубоким растрескиванием и общим увеличением числа частиц в 2-3 раза. Частицы букачачинского угля с высоким содержанием витрена не рассыпаются, на их поверхности появляются связывающие пористые выплавления витрена. Определены основные направления снижения вредных выбросов.

Даны рекомендации по выбору способов улучшения экологической составляющей работы топки. Определены расчетные зависимости входных и выходных параметров при сжигании углей Харанорского, Букачачинского и Татауровского месторождений, позволяющие определить характеристики и параметры разрабатываемой топки НТКС.

1,Q 3,91* В0,08 где Q – паровая нагрузка котлоагрегата, т/ч;

* B 11,31* Р2 * P2;

0,N 1166112 * В3 N – концентрация оксидов азота, мг/м3;

, * B 12,95* Р2 * P2 0,3472* t0,S - концентрация оксидов серы, мг/м3;

, (2) t;

2 16,C - концентрация оксидов углерода, мг/м3;

C 12740* В * B 983245* Р2 * P2;

3 0, а – коэффициент избытка воздуха;

S 36785,8* В * B 2,39* Р2 * P2;

4 6,a 3,12*10 * Р2 * P2; Р1 – давление первичного воздуха, кПа;

Р2 – давление вторичного воздуха, кПа;

Полученные уравнения значительно проще традиционных универсальных формул расчёта концентраций и могут быть легко выведены из результатов испытаний.

Усовершенствована конструкция топки НТКС, работа которой в форсированном режиме позволяет получать заявленные экономические и экологические характеристики за счет того, что подача вторичного дутья из участков набегания через сопла, тангенциально в сторону застойных зон усиливает индуцированное частицами вихревое течение, улучшает перемешивание, выгорание, конвективный теплообмен, сепарацию и удержание в надслоевом объёме частиц вынесенных из кипящего слоя.

При этом струи вторичного дутья легко пронизывают восходящий поток, концентрирующийся под участком набегания, и доля вторичного дутья может быть малой. Эта доля, определяется независимо и, прежде всего из условий организации высокоэффективного топочного процесса. Богатые кислородом струи вторичного дутья легко проникают в вихревой объём, застойные зоны и в корень восходящего из кипящего слоя потока. Определены характеристики работы топки, а также оптимальное значение избытка воздуха в слое (1 ) для выбросов NOХ для различных углей. Определен экономический эффект от внедрения топок НТКС для углей Харанорского и Татауровского месторождений 3,2 – 3,5 млн. руб. в год.

Также в шестой главе представлено обоснование разработки плазменно-циклонного способа сжигания твердого топлива для замены газомазутных котлов на котлы, работающие на твердом топливе. Плазменно-циклонный процесс состоит из предварительной электрохимической подготовки топлива и последующего вихревого сжигания.

Разработана методика расчета плазменно-циклонной топливной системы (ПЦТС) на основе поэтапного метода расчета путем разбиения ее на две подсистемы. С применением результатов экспериментальных исследований произведена оценка эколого-экономической эффективности сжигания угля в ПЦТС. Годовой экономический эффект от перевода водогрейного газомазутного котла КВГМ-30-150М на сжигание пылевидного топлива, при сохранении диапазона регулирования (30…100%) составляет 2707,1 (тыс. руб. в год)/МВт.

В седьмой главе рассмотрен вопрос прогнозирования надежности работы оборудования ТЭЦ на примере котельных агрегатов. Кроме того, представлен разработанный малозатратный способ уменьшения вредных выбросов от котельных установок ТЭЦ на основе использования природных цеолитов.

Применение новых технологий или усовершенствование существующих, помимо повышения эффективности производства, влияют на характеристики надежности и снижают количество выбрасываемых вредных веществ. При оценке эффективности современных методов повышения эффективности работы ТЭЦ за счет комплексной оптимизации тепловых схем и режимов работы требуется учитывать изменение надежности. Для этого необходимо разработать организационные мероприятия технико-экономически обоснованного повышения надежности основного оборудования ТЭС на основе построение математической модели прогнозирования динамики надежности теплоэнергетического котельного оборудования индивидуально для элементов каждого агрегата, выраженной через количественные показатели вероятности отказа и как следствие стоимостных показателей. Помимо учета фактора надежности необходимо рассматривать экологический эффект. При этом целесообразно, в первую очередь, применять малозатратные и эффективные способы уменьшения вредных выбросов.

Проведена разработка методологии прогнозирования надежности котельного оборудования ТЭС. Для этого, с привлечением методологии системного анализа, сформулированы основные проблемы и задачи исследования, уточнена методология построения динамических моделей сложных систем.

Разработан сопоставимый при любых наработках оборудования показатель надежности (безотказности), имеющий смысл эмпирической вероятности безотказной работы в течение iго интервала времени:

10ТБ/О,i 1 i ПБ/О,ПР 1000 i i 1000 NО,i 1 КПРNО где: Пi - показатель безотказности работы оборудования в i-м календарном году, Б/О,ПР приведенный к 1000 часам работы;

Т1000 - среднее время безотказной работы оборудования в i-м календарном году, Б/О,i приведенное к 1000 часам работы (час.).

N1000 - количество отказов элемента в i-м календарном году, приведенное к 1000 часам О,i работы (час.).

Сопоставимость показателей получена приведением к единичному интервалу времени (для теплоэнергетического оборудования, например, за единичный интервал обычно принимается 1000 часов наработки). Для этого используем Кi - коэффициент приведения ПР фактического времени работы оборудования в i-м календарном году к 1000 часам работы.

Приведенные к единичному интервалу времени показатели безотказности Пi Б/О,ПР являются относительными, что наиболее удобно для сравнительного анализа, а также безразмерными, что соответствует условию возможности достижения подобия модели и реального физического процесса.

Разработанный показатель удовлетворяет требованиям, сформулированным для критериев, позволяющих создать математическую модель динамики надежности металла оборудования ТЭС.

Для сложного оборудования (например, котлоагрегатов) вероятность безотказной работы элемента на интервале времени длительностью ti- ti+1 зависит от того, каким путем он подошел к настоящему состоянию (свойство, противоположное свойствам Марковских моделей). Поэтому функцию надежности сложных восстанавливаемых элементов необходимо представить в виде, передающем зависимость от предшествующих периодов.

Получена математическая модель, позволяющая осуществлять прогнозирование надежности металла элементов котельного оборудования ТЭС, которая реализуется при помощи функций регрессии, аппроксимирующих экспериментальные данные и позволяющих увидеть аналитическую зависимость.

В окончательном виде математическая модель, позволяет решать задачу нахождения и прогнозирования динамики надежности теплоэнергетического котельного оборудования индивидуально для элементов каждого агрегата, выраженную через количественные показатели вероятности отказа.

Работоспособность модели основана на предположении, что параметры эксплуатации усредняются на длительных промежутках времени (1000 час.), для которых определяются показатели надежности. Объем и качество ремонтов принимается «нормальным» для данного оборудования или организации. Модель обладает достаточной гибкостью и возможностью отображения изменений этих параметров и корректировки прогноза.

Модель применима для таких технических систем, которые можно разделить на конечное количество восстанавливаемых элементов. Данному требованию удовлетворяет основное оборудование котлоагрегатов ТЭС.

Для разработанной модели приведен пример анализа оптимизации техникоэкономических мероприятий повышения надежности котельного оборудования ТЭС на основании разработанной математической модели.

По аналогии с инвестиционными расчетами использован метод приведенных затрат, однако приведение осуществляется не к ежегодным затратам, а к нормативному сроку окупаемости капиталовложений Тн:

Tн Tн К2 , или КИ2 Иi1 iгде К1 и К2 – затраты на плановые (капитальные) ремонты соответственно по первому и второму вариантам;

И1 и И2 – ежегодные затраты, связанные с отказами оборудования по первому и второму вариантам.

Тн - нормативный сравнительный срок окупаемости капиталовложений (инвестиций), определяется в зависимости от среднего банковского процента (по депозитам или по кредитам) – c и в настоящее время примерно равен 6 лет.

Таблица 3.

Затраты на аварийные отказы по различным вариантам прогноза надежности ППП к/а № 1 ТПЕ-2Варианты Годовые затраты Затраты прогнозного прогноза периода (6 лет), тыс.руб.

З1 З2 З простые дисконтиров анные И ИД оптимистичный 0 0 0 0 с наименьшей погрешностью 1350 3396 4746 28476 19930,прогноза пессимистичный 2254,5 5671,32 7925,82 47554,92 33283,Для большей точности сравнительного анализа различных вариантов восстановления и повышения надежности котельного оборудования ТЭС использовано дисконтирование к началу периода затрат.

На примере доказана возможность значительного экономического эффекта от повышения надежности котельного оборудования ТЭС.

Также разработана методика применения природного цеолита, позволяющая уменьшать содержание оксидов азота в дымовых газах до 25-30 %, а двуокиси серы до 40%. Природный цеолит является природным минералом, крупные месторождения которого расположены в Забайкальском крае. Суть предлагаемого способа уменьшения вредных выбросов заключается в добавлении природного цеолита к сжигаемому топливу в определенных соотношениях. По удельным затратам на реализацию аддитивный способ применения цеолита не уступает ступенчатому сжиганию топлива, а также альтернативным способам сероочистки. Кроме того, применение природного цеолита имеет то важное преимущество перед технологическими методами и созданием новых азотоочистных и сероулавливающих установок, что в отличие от них позволяет осуществлять очистку дымовых газов сразу от нескольких вредных составляющих. Предлагаемая технология может быть применима отдельно либо в сочетании с другими методами. Например, совместное использование ступенчатого сжигания и аддитивного способа позволит выйти на необходимые показатели по содержанию оксидов азота в дымовых газах, что не позволяет сделать каждый из этих способов в отдельности.

Также исследована возможность применения цеолита для уменьшения выбросов двуокиси серы в топках НТКС путем подачи его в слой при работе в режиме газификации, которая показала положительный эффект.

Основные выводы и результаты: Итогом исследований по повышению эффективности работы теплоэнергетического оборудования ТЭЦ в энергосистемах с преобладающей долей комбинированной выработки тепловой и электрической энергии за счет совершенствования тепловых схем и режимов работы являются следующие результаты, определяющие научную новизну работы и ее практическую значимость:

1. Предложен новый принцип расчета принципиальной тепловой схемы турбоустановки на основе декомпозиции, обеспечивающий повышение надежности вычислений.

2. В результате сопоставления приближённых методов расчёта расходных характеристик малоступенчатых отсеков (формул Стодолы и Щегляева) с поступенчатым расчётом, установлено, что в ряде случаев использование приближённых зависимостей приводит к существенным ошибкам. Величина погрешности определяется совокупностью характеристик ступеней, входящих в состав отсека, которых не учитывают приближённые методы. Наибольшие погрешности имеют место при значительных отклонениях режима работы отсека от исходного, то есть наиболее вероятны для отсеков, работавших в резкопеременных режимах.

3. Для расчёта расходных характеристик малоступенчатых отсеков может быть рекомендована, созданная в работе математическая модель, основанная на поступенчатом расчёте. Для расчёта переменного режима работы турбинной ступени в работе предложена математическая модель, учитывающая характеристики конкретной рассчитываемой ступени.

Предлагаемая модель для расчёта отсека достаточно просто реализуема в программах для ЭВМ в сочетании с расчётом тепловых балансов схемы турбоустановки и показывает высокую степень сходимости с реальными режимами работы ТЭЦ.

4. Теоретическое исследование проблемы оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ позволило разработать методики и создать программные комплексы по оптимальному распределению нагрузок между турбоагрегатами на основе реальных тепловых схем турбоустановок как для стандартных вычислительных систем, так и современных систем работающих на основе многопоточных вычислений.

5. Разработана комплексная математическая модель, описывающая инерционные свойства, происходящие в теплофикационных системах как для случая применения в них закрытого водоразбора для нужд ГВС, так и для открытого. На основе данной модели предложена методика получения дополнительной мощности на основе оптимизации режимов работы теплофикационных систем.

6. Разработаны новые способы работы и тепловые схемы ТЭЦ, повышающие их экономичность и расширяющие регулировочный диапазон.

7. Для повышения эффективности получения дополнительной электрической мощности на ТЭЦ может быть рекомендован обоснованный в работе комбинированный способ, заключающийся в сочетании ограничений регенеративных и теплофикационных отборов пара и передаче части тепловой нагрузки турбины на пиковые источники. Этот способ позволяет значительно расширить диапазон регулирования мощности ТЭЦ в течение отопительного периода с сохранением заданного отпуска теплоты. Максимальный диапазон регулирования обеспечивается более 90% времени отопительного периода. При этом не требуется дополнительных капитальных вложений и не снижается качество и надежность теплоснабжения.

8. На основе результатов исследований работы топки НТКС на углях Забайкальских месторождений разработаны схема организации аэродинамики в надслоевом топочном объеме, а так же конструкция самой топки, работа которой в форсированном режиме позволяет получать заявленные экономические и экологические характеристики для котлов малой и средней производительности при сжигании углей Забайкальских месторождений и повышает КПД в среднем на 3,1 %.

9. Впервые представлена и обоснована возможность совмещения процессов электротермохимической подготовки топлива и сжигания угля в плазменно-циклонной топливной системе.

10. Предложена математическая модель надежности котельного оборудования ТЭС включающая количественные показатели вероятности отказа сопоставимый при любых наработках оборудования, процедуру формирования и принципы построения динамической модели. Из множества предложенных альтернативных вариантов реализации математической модели на основе статистических данных отобран вариант, удовлетворяющий практическим требованиям достоверности, точности прогнозирования и работоспособности. Показана возможность значительного экономического эффекта от повышения надежности котельного оборудования ТЭС.

11. Разработан малозатратный аддитивный способ применения природного цеолита, позволяющий уменьшать содержание оксидов азота в дымовых газах до 25-30 %, двуокиси серы до 40% при умеренных удельных затратах на 1 кВт мощности.

12. Предложены технологические рекомендации по получению дополнительной электрической мощности от турбоагрегатов ТЭЦ за счет ограничения регенеративных и теплофикационных отборов пара, по внедрению технологии НТКС для повышения производительности и эффективности пиковых водогрейных котлов ТЭЦ, а также технологические рекомендации по внедрению разработанных тепловых схем ТЭЦ и оптимизации функционирования комплекса теплоснабжения.

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

Объекты интеллектуальной собственности:

1. Иванов В.А., Кутахов А.Г., Иванов И.А., Иванов С.А.. Система регулирования теплофикационной паротурбинной установки. А.с. № 1092284. Бюл. Изобретений № 18, 1984.

2. Иванов В.А., Боровков В.М., Бендерский В.Ф., Чупретов В.М., Иванов С.А., Кутахов А.Г., Сибиряков С.П.. Способ работы теплофикационной паротурбинной установки. А.с. № 1193275 Бюл. изобретений № 43, 1985.

3. Иванов В.А., Кутахов А.Г., Тажиев Э.И., Богомольный Д.С., Иванов С.А.. Способ разгрузки теплофикационной паротурбинной установки А.с. № 1285163. Бюл. Изобретений № 29, 1987.

4. Иванов С.А., Пуртов Н.Н., Штейн Л.А., Бендерский В.Ф., Мирошников С.Ф., Алексашкин Д.А., Смола В.И.. Присадка к бурым углям для факельного сжигания в топках энергетических котлов. Патент РФ № 20571рег.27.03.96 г.

5. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Горячих Н.В., Басс М.С.. Способ работы тепловой электрической станции. Патент на полезную модель № 86240.

6. Иванов С.А., Басс М.С., Батухтин А.Г.. Способ работы тепловой электрической станции. Патент на полезную модель № 20092427. Иванов С.А, Горячих Н.В.. Программа оптимального распределения заданной электрической мощности между турбоагрегатами ТЭС. Свидетельство о государственной регистрации программ ЭВМ № 200961428. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Сафронов П.Г.. Способ работы тепловой электрической станции. Патент на изобретение № 240689. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Сафронов П.Г., Горячих Н.В.. Тепловая электрическая станция. Патент на полезную модель № 91510. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Горячих Н.В., Басс М.С.. Способ работы тепловой электрической станции. Патент РФ № 86240, МПК, Кл. F01K 17/00. Опубл. 27.08.2009.Бюл.

№ 11. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Басс М.С., Тепловая электрическая станция. Патент РФ № 89622 U1. Опубл. 10.12.2009. Бюл. № 12. Иванов С.А., Басс М.С., Батухтин А.Г., Схема парораспределения турбинного блока.

Патент РФ № 91597, U1, МПК, Кл. F24D 3/18.. Опубл. 20.02.2010.Бюл. № 5.

13. Иванов С.А., Батухтин А.Г.. Тепловая электрическая станция. Патент РФ № 913U1. Опубл. 10.12.2010. Бюл. № 14. Карпенко Е.И., Мессерле В.Е., Карпенко Ю.Е., Иванов С.А., Басаргин А.П..

Плазменно-циклонные камеры. Патент РФ № 2425284, C1, МПК, F23C1/00. Опубл.

27.07.2011. Бюл. №Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК:

1. Ванчиков В.В., Иванов И.А., Иванов С.А.. Сравнение путей повышения маневренности турбоустановок ТЭЦ. Тр.Ленинград.политехн.института № 402, 1984. С.3–2. Иванов В.А., Боровков В.М., Иванов С.А.. Анализ способов получения дополнительной мощности от ТЭЦ с учетом климатических и режимных факторов. Изв.

вузов СССР. Энергетика. - № 6. – 1985. – С.57-61.

3. Иванов С.А., Мирошников С.Ф., Пуртов Н.Н., Белова Н.Г.. Очистка дымовых газов ТЭС от оксидов азота с помощью природного цеолита. Электрические станции. № 11 – 1992.

С.48-4. Иванов С.А., Басс М.С.. К вопросу о методах оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ. Промышленная энергетика, № 3, 2005, С. 38-5. Иванов С.А., Дорфман Ю.В.. Повышение эффективности работы котлов со слоевым сжиганием путем реконструкции с переводом на технологию НТКС. Промышленная энергетика, № 9, 2006, С. 19-6. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Маккавеев В.В.. Методика расчета потребителя при качественно-количественном регулировании в открытых системах централизованного теплоснабжения. Промышленная энергетика, № 4, 2008, С. 32-7. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Куприянов О.Е.. Повышение эффективности работы ТЭЦ: оптимизация отпуска теплоты потребителю. Новосибирск: Наука, 2008, С. 8. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Маккавеев В.В.. Расчет суточного графика отпуска теплоты от источника теплоснабжения при качественно-количественном регулировании в открытых системах централизованного теплоснабжения. Промышленная энергетика, № 5, 2008, С. 25-9. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Горячих Н.В.. Метод повышения энергетической мощности турбин. Промышленная энергетика, № 12, 2009, С. 13-10. Иванов С.А., Сафронов П.Г., Горячих Н.В.. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения с учетом динамических характеристик объектов.

Научно-технические ведомости СПбГПУ «Наука и образование» 3 (84) 2009, С.-Петербург, С.53-11. Иванов С.А., Горячих Н.В. Сафронов П.Г., Способы повышения экономичности станции при прохождении пиков и провалов электрических нагрузок. Научно-технические ведомости СПбГПУ – Спб 4-1(89), 2009, С.-Петербург «Наука и образование» С. 166-112. Иванов С.А., Сафронов П.Г., Батухтин А.Г.. Использование теплового насоса в тепловых схемах ТЭЦ. Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. 2009. № 2. – С.202-213. Иванов С.А., Сафронов П.Г., Батухтин А.Г., Батухтина И.Ю.. Способ увеличения экономичности основного оборудования ТЭЦ. Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. 2010. № 1. – С.175-114. Иванов С.А., Маккавеев В.В., Батухтин А.Г.. О проблеме ненормативного отпуска теплоты потребителям. Промышленная энергетика. – 2010. - № 7. С.12-15. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Сафронов П.Г.. Повышение экономичности ТЭЦ путем оптимизации распределения потоков теплоты. Промышленная энергетика. – 2011. - № 3. С.2-16. Иванов С.А., Горячих Н.В., Батухтин А.Г.. Сравнительная оценка эффективности способов получения дополнительной мощности от турбоагрегатов ТЭЦ. Научно-технические ведомости СПбГПУ – Спб, 2010 - №2 – С.33-17. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Горячих Н.В.. Некоторые методы повышения маневренности ТЭЦ. Теплоэнергетика, 2010, № 10, С.69-18. Иванов С.А.. Малозатратные методы оптимизации режимов и потокораспределения на ТЭЦ. Научно-технические ведомости СПбГПУ – Спб, 2011 - №1 – С.55-Подписано в печать ХХ.ХХ.ХХХХ. Формат 60х841/ Объем 1 уч.-изд.л. Тираж 100 экз. Заказ № Отпечатано в типографии Забайкальского государственного университета, 672039, г. Чита, ул. Александро-Заводская,




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.