Повышение энергоэффективности паротурбинных установок ТЭС посредством интенсификации теплообменных процессов при конденсации пара тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат наук Рыженков Олег Вячеславович

• Рыженков Олег Вячеславович
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Рыженков Олег Вячеславович

Содержание

Основные условные обозначения и сокращения

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ТЭС НА ОСНОВЕ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ТЕПЛООБМЕНА В КОНДЕНСАТОРАХ ТЭС

1.1 Анализ и обобщение результатов исследований по определению влияния низкопотенциальной части тепловой схемы турбоустановки

на энергоэффективность и экономичность энергоблока

1.2 Анализ и обобщение влияния режимных параметров на эффективность эксплуатации конденсаторов паровых турбин

1.3 Современное состояние проблемы недовыработки электроэнергии вследствие снижения расчетного вакуума в конденсаторе ТЭС

1.4 Сопоставительный анализ способов интенсификации теплообменных процессов в конденсаторах паровых турбин ТЭС

1.5 Выводы и постановка задачи исследования

ГЛАВА 2. МЕТОДИКИ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ. ОПИСАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ. ПОГРЕШНОСТЬ ИЗМЕРЕНИЙ

2.1 Описание экспериментального стенда для проведения исследований по определению влияния перевода пленочной конденсации в капельную на эффективность теплообмена в конденсаторном устройстве с моделированием эксплуатационных условий

2.2 Описание методик проведения исследований 64 2.2.1 Методика модификации теплообменных поверхностей конденсатора с использованием ПАВ

2.2.2 Методика модификации теплообменных поверхностей конденсатора с использованием метода химического травления и ПАВ

2.2.3 Методика модификации теплообменных поверхностей конденсатора с использованием переменного тока, метода химического травления и ПАВ

2.2.4 Методика проведения экспериментальных исследований по определению влияния различных способов модификации теплообменных поверхностей конденсаторов на интенсивность теплопередачи

2.3 Алгоритм оценки погрешности измерений при проведении экспериментальных исследований

ГЛАВА 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЛИЯНИЯ МОДИФИКАЦИИ ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НА ПРОЦЕСС ТЕПЛООБМЕНА В КОНДЕНСАТОРАХ ТЭС

3.1 Определение влияния температуры охлаждающей воды на интенсивность процесса теплопередачи при конденсации пара на поверхности, изготовленной из латуни в состоянии поставки

3.2 Определение влияния температуры охлаждающей воды на интенсивность процесса теплопередачи при конденсации пара в условиях модификации теплообменных поверхностей с использованием ПАВ

3.3 Определение влияния температуры охлаждающей воды на интенсивность процесса теплопередачи при конденсации пара на поверхности, подготовленной методом химического травления и модифицирования ПАВ

3.4 Определение влияния температуры охлаждающей воды на интенсивность процесса теплопередачи при конденсации пара на

поверхности, модифицированной методом химического травления при использовании переменного тока и ПАВ

3.5 Определение влияния типа модификации функциональных поверхностей конденсаторов ТЭС на коэффициент теплопередачи при конденсации водяного пара

3.6 Оценка погрешностей измерений при проведении экспериментальных исследований

3.6.1 Оценка погрешности определения коэффициента теплопередачи конденсатора из латунных труб в состоянии поставки

3.6.2 Оценка погрешности определения коэффициента теплопередачи конденсатора, модифицированного ПАВ

3.6.3 Оценка погрешности определения коэффициента теплопередачи конденсатора, модифицированного с использованием химического травления и ПАВ

3.6.4 Оценка погрешности определения коэффициента теплопередачи конденсатора, модифицированного с использованием химического травления под воздействием переменного тока и ПАВ

ГЛАВА 4. ОПЫТ ВНЕДРЕНИЯ СПОСОБА ИНТЕНСИФИКАЦИИ ТЕПЛООБМЕНА ПРИМЕНИТЕЛЬНО К КОНДЕНСАТОРУ ТУРБОУСТАНОВКИ Т-110/120-130-5 ТЭЦ-23 ПАО «МОСЭНЕРГО»

4.1 Разработка способа перевода пленочной конденсации в капельную применительно к конденсаторам ТЭС в натурных условиях

4.1.1 Общие положения

4.1.2 Алгоритм реализации ПАВ-технологии

4.2 Интенсификация теплообмена в конденсаторе турбоустановки Т-

110/120-130-5 ТЭЦ-23 ПАО «Мосэнерго» на основе ПАВ

4.2.1 Подготовительные работы для реализации способа

интенсификации теплообмена на ТЭЦ-23

4.2.2 Результаты модификации теплообменных поверхностей конденсатора КГ 2-6200-2 турбоустановки Т-110/120-130-5 ТЭЦ-23 133 4.3 Определение и сравнение мощностей энергоблока с турбиной Т-110/120-130-5 ТЭЦ-23 ПАО «МОСЭНЕРГО» до и после модификации поверхностей конденсатора

ГЛАВА 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ТУРБОУСТАНОВОК ТЭС ПРИ ПЕРЕВОДЕ ПЛЕНОЧНОЙ КОНДЕНСАЦИИ В КАПЕЛЬНУЮ

5.1 Методология оценки

5.2 Нормативно-методическая база расчетов

5.3 Исходная информация для проекта

5.4 Календарный график работ по модификации функциональных поверхностей конденсатора

5.5 Производственный план

5.6 Инвестиции в проект

5.7 Ежегодные затраты на производство продукции

5.8 Результаты расчета экономической эффективности модификации функциональных поверхностей конденсатора КГ-2-6200-2 турбины Т-110/120-130-5 ТЭЦ-23 ПАО «МОСЭНЕРГО»

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список литературы

Приложение

Основные условные обозначения, сокращения и термины

ТЭС - тепловая электрическая станция;

АЭС - атомная электрическая станция;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

ГРЭС - государственная районная электростанция;

ТЭК - топливно-энергетический комплекс;

КПД - коэффициент полезного действия;

ПТУ - паротурбинная установка;

ГТУ - газотурбинная установка;

ПГУ - парогазовая установка;

НПК - низко потенциальный комплекс;

ПАВ - поверхностно-активные вещества;

ЦНД - цилиндр низкого давления;

ЦВД - цилиндр высокого давления;

ПАО - публичное акционерное общество;

СКД - сверхкритическое давление;

ССКП - суперсверхкритические параметры;

ПНД - подогреватель низкого давления;

ПВД - подогреватель высокого давления;

ЛМЗ - Ленинградский Металлический завод;

ХТЗ - Харьковский турбинный завод;

КТЗ - Калужский турбинный завод;

ОДА - октадециламин;

СОО - система оборотного охлаждения;

СТВ - система технического водоснабжения;

ОФ - органические фосфаты;

ОЭДФК - оксиэтилидендифосфоновая кислота;

НТФК - нитрилотриметиленнфосфоновая кислота;

МГО - масло-газоохладители;

ИКК - искусственная капельная конденсация;

6

НКГ - неконденсирующиеся газы; ТЭН - трубчатый электронагреватель; ДЦН - дополнительный центробежный насос; ДУ - дозировочное устройство;

ПАЖТ - портативный анализатор жидкостей тензиометрический;

ПВК - пиковый водогрейный котел;

ДБ - дозировочный бак;

ХОВ - химически обессоленная вода;

НДС - налог на добавленную стоимость;

КРУ - чистый дисконтированный доход;

ИП - инвестиционный проект;

Р1 - индекс прибыльности;

ЭРУ - дисконтируемый период окупаемости;

Лпту — КПД паротурбинной установки;

N3 — мощность на зажимах электрогенератора;

Пк — КПД котла;

к - коэффициент теплопередачи;

Б - площадь поверхности теплообмена;

Д^ - среднелогарифмический температурный напор;

О в - расход охлаждающей воды;

Ср - теплоемкость воды при постоянном давлении;

11в и 12в - температуры охлаждающей воды на входе и выходе из конденсатора;

ав - коэффициент теплоотдачи от стенки к воде; 5ст - толщина стенки;

Хст - коэффициент теплопроводности материала стенки;

ап - коэффициент теплоотдачи от пара к стенке;

Яев - число Рейнольдса по водяной стороне конденсатора;

Ргв - число Прандтля;

ёвн - внутренний диаметр трубок;

Хв - коэффициент теплопроводности воды; 'в - средняя скорость течения воды в трубках; ув - коэффициент кинематической вязкости воды. п - количество трубок конденсатора; I - длина одной трубки конденсатора; й- наружный диаметр трубки конденсатора;

- температура насыщения в конденсаторе; А1- погрешность измерения длины трубки конденсатора; Ай - погрешность измерения диаметра трубки конденсатора.

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение энергоэффективности паротурбинных установок ТЭС посредством интенсификации теплообменных процессов при конденсации пара»

Актуальность работы.

Одной из актуальных задач современной энергетики является повышение энергоэффективности и экономичности как уже действующих энергоблоков, так и вновь проектируемых. Известно, что на экономичность работы паротурбинных установок в значительной степени влияет эффективность работы оборудования низкопотенциального комплекса ТЭС. Так, например, увеличение давления в конденсаторе на 1кПа приводит к снижению мощности турбоустановок в конденсационном режиме на 0,8-1,5%, а турбоустановок низкого и среднего давления - на 1,5-2%.

Зависимость располагаемой мощности электростанции от эффективности работы НПК и параметров атмосферного воздуха в конечном виде сводится к определению возможностей системы технического водоснабжения и гидроохладителей к переносу и отдаче тепла в атмосферу. В связи с этим имеют место ограничения установленной мощности энергоустановки, по причине повышения температуры охлаждающей воды в летний период (от недостатка количества градирен по проекту, недостаточной производительности циркуляционных насосов и пр.).

По существующим нормативам допустимое давление пара в конденсаторе по условиям нормальной работы последней ступени ЦНД, установленное заводом-изготовителем, как правило, 12 кПа.

Интенсификация теплообменных процессов при конденсации пара приведет к снижению величины недогрева охлаждающей воды и давления в конденсаторе, и, следовательно, к повышению энергоэффективности работы энергоблока в целом, с учетом недовыработки мощности, вызванной предельной величиной вакуума в конденсаторе.

Цель работы.

Цель работы заключается в повышении энергоэффективности паротурбинных установок на основе интенсификации теплообменных процессов в конденсаторах за счет перевода пленочной конденсации в капельную с использованием гидрофобизации функциональных поверхностей.

Научная новизна.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. Разработан способ повышения энергоэффективности паротурбинных установок, основанный на гидрофобизации функциональных поверхностей с использованием ПАВ, обеспечивающей интенсификацию теплообменных процессов в конденсаторе.

2. Разработаны три способа гидрофобизации функциональных поверхностей конденсатора, позволяющие достичь краевых углов смачивания до 149о, отличающиеся друг от друга различной подготовкой исходной поверхности.

3. Впервые получены данные о влиянии величины краевого угла смачивания трубок конденсатора на коэффициент теплопередачи. Получены экспериментальные зависимости коэффициента теплопередачи конденсатора с модифицированными функциональными поверхностями от температуры охлаждающей воды, в условиях, моделирующих реальные режимы эксплуатации конденсаторов ТЭС.

Практическая ценность.

Разработанный способ обработки функциональных поверхностей действующих конденсаторов ТЭС и АЭС для обеспечения капельной конденсации пара внедрен на конденсаторе турбоустановки Т-110/120-130-5 ТЭЦ-23 ПАО «Мосэнерго».

Впервые получены данные о влиянии перевода пленочной конденсации в капельную реального конденсатора на эффективность работы энергоблока.

Достоверность научных положений и полученных результатов.

Достоверность и обоснованность полученных в работе результатов определяется:

1. Использованием апробированных методик планирования и проведения исследований, методик анализа экспериментальных результатов, применением средств измерений необходимой точности.

2. Применением апробированных пакетов для расчетно-теоретических исследований при проектировании энергоблоков и сертифицированного программного обеспечения.

Апробация работы.

Основные положения работы, результаты теоретических и расчетных исследований докладывались и обсуждались на:

1. 1-ой Международной конференции по производству энергии в 21 -м веке Energy Quest 2014 (Екатеринбург 2014 г.);

2. 7-ой Международной школе-семинаре молодых ученых и специалистов (Москва 2014 г.);

3. 18 и 19 Международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (Москва 2012 - 2013 гг.);

4. Заседаниях кафедры Тепловых электрических станций НИУ «МЭИ».

Публикации.

Материалы, отражающие содержание диссертационной работы и полученные в ходе ее выполнения, представлены в 9 печатных трудах, в том числе в 3-х статьях в журналах, рекомендованных ВАК, 2-х статьях в журналах, входящих в базу данных SCOPUS, патент на полезную модель.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ТЭС НА ОСНОВЕ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ТЕПЛООБМЕНА В КОНДЕНСАТОРАХ ТУРБОУСТАНОВОК ТЭС.

1.1 Анализ влияния низкопотенциальной части тепловой схемы турбоустановки на энергоэффективность и экономичность энергоблока.

Одной из актуальных задач современной энергетики является повышение энергоэффективности и экономичности работы энергоблоков.

Несмотря на то, что в последние годы в России все шире вводятся ПГУ и ГТУ, классические ТЭС с паротурбинными установками (ПТУ) доминируют и еще долгие годы будут доминировать в теплоэнергетике России. Поэтому понимание тех резервов, которые пока еще не используются при создании и эксплуатации традиционных ТЭС, а также тенденций их развития представляется очень важным. Экономичность ТЭС характеризуется значениями КПД, удельного расхода теплоты и условного топлива или значением удельного расхода ядерного топлива на АЭС.

КПД нетто энергоблока с ПТУ как составной части ТЭС можно выразить соотношением [39]:

л¥этсто = Лигу ■ (1 - (1.1),

где — доля собственных электрических нужд в электрической

мощности турбоустановки;

N3 — мощность на зажимах электрогенератора;

Пк — КПД котла;

Пшу — КПД паротурбинной установки.

На рисунке 1. 1 показана доля собственных нужд энергоблоков и ТЭС с поперечными связями [2]. В среднем по России они составляют 5,8%, наибольшие значения соответствуют старым ТЭС на начальное давление 90 атм и энергоблокам, работающим на угле.

"Г I Г I Т I I I I г

К-Ш-2^5 К-ЯШ Л.З К-ЗШ-З!.* Г-ШУ Е.щнг^ К^СКр ТЭЦШат ТЭЦ ВД ат Сртллсс

личиш?

Ш н? уг.к ЕЗ Нц Г£К □ Нп угле И ГПК

Рисунок 1.1- Доля затрат на собственные нужды энергоблоков и ТЭС России с различным турбинным

оборудованием.

Наименьшую экономичность имеют циклы с паротурбинными установками: их КПД не превышает 45%. Это связано не с несовершенством оборудования, а с законами термодинамики: тепло конденсации пара, отработавшего в турбине и передаваемого охлаждающей воде в конденсаторе, составляет половину теплоты, поступившей в котле от топлива к рабочему телу. Низкое значение КПД ПТУ и обусловливает эффективность его первоочередного повышения. Конечно, и уменьшение расхода электроэнергии на привод питательных, циркуляционных и конденсатных насосов, на систему маслоснабжения, охлаждения генераторов, и повышение КПД котла играет большую роль в экономии топлива, однако эффект от этого меньше, чем от повышения КПД ПТУ.

Основными потенциальными методами повышения экономичности ПТУ являются:

- совершенствование проточной части паровой турбины;

- совершенствование термодинамического цикла, за счет повышения начальных параметров пара, поступающего из котла, и снижения давления пара, отработавшего в турбине;

- совершенствование и оптимизация тепловой схемы и ее оборудования.

Надо отметить, что история развития энергетики — это история

повышения параметров пара. С начала 60-х годов начался быстрый переход от докритических параметров (13 МПа, 540°С/540°С) к сверхкритическим (СКД — 24 МПа, 540 °С /540 °С), и к концу 80-х годов энергетика СССР имела опыт освоения и использования энергоблоков СКД больший, чем какая-либо страна. В настоящее время мировая теплоэнергетика уже сделала реальные шаги к массовому переходу к энергоблокам суперсверхкритических параметров (ССКП): 30 МПа, 600 °С, а затем 35 МПа, 650 °С [25].

лтуп. Я

4

8

2

6

593/593/;

593/593

621/621/621

538/566

О

-О-

24,1

3!

34,5 р, МПа

Рисунок 1.2 - Относительное повышение КПД цикла ПТУ при переходе на более высокие параметры (по отношению к КПД с параметрами 24,1 МПа,

В зарубежной печати имеются сообщения о работе над энергоблоком на начальную температуру 720 °С. На рисунке 1.2 представлена зависимость приращения КПД при переходе на более высокие параметры пара [56].

Анализ этих данных свидетельствует о значительном приросте КПД ПТУ при переходе на более высокие параметры, однако повышение параметров пара на входе в турбину возможно исключительно для новых ТЭС, а также влечет за собой использование более современных конструкционных материалов, существенно увеличивающих капитальные затраты на строительство.

Не стоит забывать, что экономичность работы паротурбинных установок также в немалой степени определяется эффективностью работы оборудования низкопотенциального комплекса (НПК) ТЭС.

В состав низкопотенциального комплекса современных электростанций принято включать:

538°С / 566°С).

- конденсационные установки пара, включающие в себя конденсатные насосы, воздухоудаляющие устройства (эжекторы) с охладителями;

-системы технического водоснабжения, включающие источники водоснабжения и охлаждающие устройства (водоемы, градирни, брызгальные установки или их комбинации, циркуляционные насосы, фильтры циркуляционной воды и систему водоводов (падающих и сбросных);

- последние ступени или части цилиндров низкого давления турбин с рабочими дисками и выхлопными патрубками для отработавшего пара;

- подогреватели низкого давления (ПНД) систем регенеративного подогрева питательной воды.

Безусловно, при важности всех составляющих, главнейшая роль в НПК отводится конденсаторам паровых турбин, поскольку основной задачей НПК является создание и обеспечение необходимого конечного давления пара в турбине Рк. С понижением давления и температуры отработавшего в турбине пара уменьшается количество теплоты, передаваемое холодному источнику, что, как известно из термодинамики, при неизменных параметрах свежего пара повышает мощность турбины (за счет увеличения теплоперепада на нее) и экономичность цикла в целом. В таблице 1.1 в качестве примера представлены данные по изменению мощности турбин и экономичности ПТУ при изменении давления пара за турбиной и неизменных параметрах свежего пара [9]. Как показывают эти данные, при изменении давления за турбиной на 1 кПа экономичность паротурбинных установок ТЭС изменяется примерно на 1%, а для АЭС это изменение достигает 1,5—2,0%.

Большее изменение в экономичности паротурбинных установок АЭС определяется тем, что для турбин с малым теплоперепадом, в частности для турбин насыщенного пара, относительное изменение перепада оказывается большим.

Понижение параметров пара за турбиной обычно осуществляется до давления ниже барометрического, для чего необходимо обеспечить конденсацию отработавшего в турбине пара. Этой цели и служит

16

конденсационная установка, которая кроме вышеуказанного назначения обеспечивает также получение чистого конденсата для питания парового котла (парогенератора), замыкая цикл.

Таблица 1.1 - Изменение мощности турбин и экономичности ПТУ при изменении давления отработавшего пара на ±1 кПа.__

Марка турбины Номинальная мощность турбины, МВт Изменение мощности турбины, МВт Изменение экономичности ПТУ, %

К-50-90 ЛМЗ 50 0,45 0,90

К-100-90 ЛМЗ 100 0,90 0,90

Т-110/120-130 ТМЗ 120* 1,25 0,73*

К-200-130 ЛМЗ 200 1,90 0,95

Т-250-300-240 ТМЗ 300* 1,83 0,70*

К-300-240-ЛМЗ 300 2,76 0,92

К-300-240-ХТЗ 300 3,34 1,11

К-500-240-ХТЗ 500 3,88 0,78

К-750-65/3000 ХТЗ 750 8,91 1,19

К-800-240 ЛМЗ 800 4,94 0,62

К-500-65/3000 ХТЗ 500 8,00 1,60

К-220-44 ХТЗ 220 4,06 1,85

К-1000-60/1500-1 ХТЗ (3 ЦНД) 1000 12,75 1,28

* На конденсационном режиме работы

Абсолютное большинство современных ПТУ имеют водяные конденсаторы, для охлаждения которых используются как естественные, так и специально созданные источники воды. Конденсат, образовавшийся в результате конденсации пара, стекает в конденсатосборник, откуда откачивается конденсатным насосом и подается в систему регенерации.

Поступающий в конденсатор из турбины пар всегда содержит воздух, который попадает в турбину через концевые уплотнения ЦНД, неплотности фланцевых соединений различных элементов ПТУ, где давление меньше

барометрического и т. д. Часть воздуха попадает в конденсатор через неплотности соединения выходного патрубка турбины и переходного патрубка конденсатора. В конденсаторах паровых турбин одноконтурных АЭС содержание неконденсирующихся газов возрастает за счет продуктов радиолиза. Если воздух и другие неконденсирующиеся газы не удалять непрерывно из объема конденсатора, то разрежение в нем создать не удастся. Отсос паровоздушной смеси из парового пространства конденсатора осуществляется воздушным насосом (эжектором), который выбрасывает эту смесь, как правило, в окружающую среду.

Эффективная работа НПК зависит от сбалансированности параметров конденсаторов турбин, циркуляционных насосов, градирен в различных сочетаниях с метеорологическими параметрами района расположения электростанции.

Наиболее существенная связь НПК с энергоблоком осуществляется через конечные параметры пара (рк) и расход электроэнергии на привод насосов комплекса.

На рисунке 1.3 приведена типичная кривая относительного изменения мощности турбины в зависимости от рк. Сначала с понижением рк (несмотря на возрастание потерь с повышением выходной скорости и увеличением конечной влажности) мощность растет, но затем, достигнув максимума, снижается. Такое изменение АЫ связано с тем, что при некотором давлении в минимальном сечении каналов лопаточной решетки скорость пара принимает критическое значение.

Д|\1/М,%

Рисунок 1.3 - Типичная зависимость изменения мощности турбины от

конечного давления. 10

Дальнейшее снижение рк приводит к расширению пара в косом срезе, а когда расширительная способность его оказывается исчерпанной, пар расширяется за пределами ступени и используемый перепад энтальпии уже не изменяется. В то же время температура воды на выходе из конденсатора турбины понижается и, следовательно, в первый регенеративный подогреватель отводится большее количество пара. Это приводит к тому, что расход пара через последние ступени ЦНД падает, а вырабатываемая мощность уменьшается.

Суммарная величина потерь располагаемой энергии в НПК для энергоблоков ТЭС мощностью 300-1200 МВт составляет 7-8 % для систем водоснабжения с водоемами-охладителями и испарительными градирнями и 810 % для систем с радиаторными и сухими градирнями [60].

Поскольку в области НПК пар в проточной части турбины имеет низкий потенциал, то оценивать влияние изменения термодинамических параметров энергоносителей на показатели работы ТЭС следует по влиянию его на изменение мощности отсека турбины, расположенного между последним регенеративным отбором и выхлопным патрубком, или последней ступени турбины АКк. При этом, принимая во внимание сложность НПК и взаимозависимость его элементов, необходимо учитывать влияние изменения рк не только на Кк, но и на перераспределение потоков энергии в этих элементах, т.е. изменение давления рк приведет к изменению:

- мощности электроприводов циркуляционных АКцр и конденсатных АКш насосов;

- расхода пара, воды или электроэнергии на привод воздухоудаляющих устройств АКэж;

- расхода пара Э в ПНД-1, вследствие изменения температуры конденсата 1к и, вследствие этого к изменению мощности между последним отбором и выхлопным патрубком АКнд.

Давление за последней ступенью может изменяться в довольно широких пределах за счет изменения паровой нагрузки, загрязнения трубок конденсатора, ухудшения воздушной плотности вакуумной системы, изменения количества и температуры охлаждающей воды и вследствие других причин, влияющих на режимы работы конденсационной установки, что приводит к изменению мощности турбины, а, следовательно, и блока в целом.

При повышении давления в конденсаторе тепловой перепад на турбину уменьшается, причем это уменьшение перепада приходится на несколько последних ступеней. Напряжения в этих ступенях уменьшаются, зато увеличиваются степени реактивности. При небольшом увеличении противодавления изменение реактивности не может вызвать значительного увеличения осевого усилия в упорном подшипнике турбины. При работе же с резко ухудшенным вакуумом могут возникнуть опасения за надежность упорного подшипника. Наряду с этим при значительном ухудшении вакуума увеличивается температура выхлопного патрубка турбины, что может вызвать расцентровку агрегата и появление недопустимой вибрации.

1.2 Анализ и обобщение влияния режимных параметров на эффективность эксплуатации конденсаторов паровых турбин.

Одной из характерных особенностей малоудовлетворительной работы НПК в России является неудовлетворительное техническое состояние конденсаторов (повышенная загрязненность трубной системы, недостаточная производительность воздухоотсасывающих устройств) [57, 51, 26]. Так во многих публикациях последних лет, посвященных этой проблеме [13, 14], показано, что практически на всех электрических станциях неудовлетворительная работа системы оборотного охлаждения (СОО) с градирнями обуславливается плохим качеством циркулирующей воды. Основные проблемы, которые возникают при работе СОО, - биологическое обрастание, образование минеральных отложений, а также повышенная температура охлаждающей воды.

В статье [36] рассмотрены различные способы предотвращения биологических обрастаний и образования минеральных отложений. Такими способами являются:

• очистка конденсаторных трубок резиновыми шариками;

• обработка воды сильными окислителями;

• подкисление циркуляционной воды;

• рекарбонизация воды;

• магнитная обработка воды;

• фосфатирование;

• продувка системы.

В настоящее время в практике водоподготовки для предотвращения образования отложений минеральных солей на поверхности технологического оборудования широкое распространение получил метод обработки воды химическими реагентами. Метод основан на частичной или полной стабилизации воды путем введения субстехиометрических количеств реагентов, относящихся к классу органических фосфонатов (ОФ). Общеизвестно, что в качестве ингибиторов солеотложений широко используются ОФ в ряду фосфоросодержащих комплексонов: оксиэтилидендифосфоновая (ОЭДФ), нитрилотриметиленнфосфоновая (НТФ) кислоты и другие, а также композиции на их основе (ИОМС-1, Дифонат и другие) [3, 4, 22, 53].

К примеру, на Яйвинской ГРЭС для предотвращения образования минеральных отложений на станции организованы продувка СОО с градирнями и коррекционная обработка охлаждающей воды раствором ОЭДФК. Эта кислота относится к классу дифософоновых кислот, обладающих высокой комплексообразующей способностью и стойкой к гидролизу, хорошо растворяется в воде, кислотах, щелочах, метаноле и этаноле.

Известно, что такие показатели как кратность охлаждения, ее

соответствие расчетным значениям, показатели распределения воды между

конденсаторами турбоагрегатов, между гидроохладителями и их соответствие

21

расчетным важны для оценки работы НПК. Так на рис.1.4 представлена диаграмма распределения средних значений кратности охлаждения по электростанциям ПАО «Мосэнерго» [18].

Рисунок 1.4 - Распределение средней кратности охлаждения конденсаторов паровых турбин на ТЭС ПАО «Мосэнерго».

Из диаграммы следует, что в большинстве случаев кратность охлаждения, а, следовательно, и расход воды в конденсаторах значительно превосходят номинальные расчетные значения. Это в свою очередь приводит к последствиям, влияющим на надежность эксплуатации: необоснованному и нерегулируемому перерасходу электрической энергии на собственные нужды циркуляционными насосами, к их работе в нерасчетных режимах, к скорости движения воды и ее давления в трубках конденсаторов со значениями, превосходящими расчетные. Из этого же следует несоответствие характеристик циркуляционных насосов характеристикам систем технического водоснабжения и конденсаторов.

В системах технического водоснабжения электростанций ПАО «Мосэнерго» в качестве гидроохладителей воды в основном используются башенные градирни с естественной тягой, включая 19 градирен площадью

2 3

орошения 3200 м производительностью 532000 м /ч и 35 градирен площадью

Л -5

орошения 1520 м производительностью 381500 м /ч. Всего 54 градирни с общей производительностью 913500 м /ч.

Таким образом, недостаток охлаждающей воды составляет 73000 м3/ч, в том числе 29000 м3/ч из-за недостатков конструкции градирен.

Важным показателем работы градирен, при всех прочих равных условиях, является их охлаждающая эффективность в сравнении с нормативными (расчетными) характеристиками. Общее среднее значение недоохлаждения воды составляет 3,6 °С. По причине недоохлаждения воды и, соответственно, ухудшенного вакуума перерасход топлива за один только неотопительный период в среднем составляет более 235000 т.у.т.

Однако, стоит учитывать, что ограничения по предельно допустимому значению температуры насыщения пара возникают на разных турбинах в разное время в зависимости от кратности охлаждения, как правило, при температуре охлаждающей воды выше 25°С и расходе пара в конденсатор больше 50-70% от номинального. Данные пределы не учитывают при проектировании систем технического водоснабжения (СТВ) и выборе градирен. В проектах СТВ обычно используют типовые проекты градирен, выполненные для метеопараметров Москвы, с охлаждением воды до 33 °С. Очевидно, что расчетные метеопараметры, например Краснодара или Тюмени, существенно отличается от них. Градирни одного типа при всех прочих равных условиях будут иметь разные температуры охлажденной воды (разница может достигать 10 °С). Располагаемая мощность электростанций зависит от совместимости характеристик турбин, их конденсаторов, градирен и метеопараметров, основные из которых температура и влажность [19].

Анализ графиков среднесуточной нагрузки (плановой и фактической) энергоблоков Запорожской АЭС в разрезе года показывает, что основные причины снижения нагрузки (не считая разгружений, связанных с возникновением аварийных ситуаций или работы на мощностном эффекте), определяются условиями НПК - повышением температуры охлаждающей воды и отклонением давления пара в конденсаторе от нормального значения.

Недовыработка электрической энергии по этим причинам в 2003 году по блоку № 1-6 ЗаАЭС составила, соответственно, 102,7; 112,4; 184,3; 169,4; 157,8 и 125,4 млн. кВт-ч. Это предопределяет то, что в условиях работы энергоблоков АЭС вопросы энергосбережения, повышения надежности и долговечности в первую очередь необходимо изыскивать в системе НПК.

На рисунке 1.5 в разрезе годового временного периода представлены изменения давления в конденсаторе рк, температуры охлаждающей воды 1:1в, нормативного и фактического температурного напора 51н и 51ф и недобора мощности ДКэ, связанного с отклонениями условий работы конденсатора.

Рисунок 1.5 - Основные показатели работы конденсатора блока ЗаАЭС в

разрезе года.

Приведенные данные свидетельствуют о том, что основной причиной повышения давления в конденсаторе и потери мощности является рост фактического температурного напора. Так, при нормативном значении 51н = 2-4°С, фактический температурный напор 51ф достигал 6-14 °С, что приводит к недовыработке электрической мощности 18-26 МВт. Определено, что при различных условиях эксплуатации, отклонение температурного напора на 1 °С приводит к снижению мощности энергоблока ЗаАЭС от 3 до 17 МВт.

Проведенный анализ работы НПЧ показал, что основными нарушениями, отказами являлись следующие:

• напорные циркводоводы покрыты слоем минеральных отложений и продуктов коррозии;

• рост сопротивления участков системы технического водоснабжения;

• появления признаков помпажного режима в циркводоводах;

• не всегда обеспечивается стабильная форма напорной характеристики при параллельной работе насосов;

• имелись случаи срывов насосов, снижение производительности, подсосы воздуха в вакуумную систему конденсаторного тракта.

Так, например, несоответствие угла поворота лопастей для осевых циркуляционных насосов на 2-4° приводит к снижению КПД насоса до 4% и при этом происходит выход за рабочую область работы насоса. Несоответствие расхода охлаждающей воды (по данным исследований - до 40 т/ч) требуемой кратности охлаждения приводит к потере мощности энергоблока до 10 МВт. [10]

1.3 Современное состояние проблемы недовыработки электроэнергии вследствие снижения расчетного вакуума в конденсаторе ТЭС.

Для всех турбоагрегатов существуют максимально допустимые значения температуры охлаждающей воды, а также ограничения по предельно допустимому давлению отработавшего пара в конденсаторах турбин, при превышении которых на турбоагрегатах появляются ограничения паровой нагрузки и, соответственно, электрической мощности. Для большинства турбин предельно допустимое значение давления пара в конденсаторе составляет 12 кПа (0,12 кгс/см ). Максимально допустимое значение температуры охлаждающей воды по техническим условиям работы фильтров

БОУ t2 = 40,0 °С. Также по техническим условиям эксплуатации масло- и

25

газоохладителей (МГО) температура охлаждающей воды на входе в конденсатор не должна превышать 33°С. Данное условие не учитывается в случаях, когда охлаждение МГО производится от постороннего источника охлаждающей воды. [27]

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Рыженков Олег Вячеславович, 2016 год

Список источников

1. Анахов И.П. Повышение эффективности эксплуатации систем оборотного водоснабжения ТЭС на основе удаления и предотвращения образования термобарьерных отложений на трубных поверхностях конденсаторов. Диссертация к.т.н. Москва, 2008.

2. Балабанов В.И., Болгов В.Ю. Лотос-эффект и его практическое применение, Труды ГОСНИТИ. 2011. Т. 107. № 2. С. 41-45.

3. Белоконова А.Ф. Водно-химические режимы тепловых электростанций. -М.: Энергоатомиздат, 1985. 248 с.

4. Богачев А.Ф., Федосеев Б.С., Ходырев Б.Н. О технологии подготовки воды и водно-химических режимах ТЭС // Теплоэнергетика. 1996г. - №7. -С.62-68.

5. Бойнович Л.Б. Супергидрофобные покрытия - новый класс полифункциональных материалов// Вестник РАН. 2013. Том 83. № 1. С. 1022.

6. Бойнович Л.Б., Емельяненко А.М. Гидрофобные материалы и покрытия: принципы создания, свойства и применение// Успехи химии. 2008. Т.77. №7. С. 619-638.

7. Бродов Ю.М. Теплообменники энергетических установок / под ред. Ю.М. Бродова. Екатеринбург : Сократ, 2003. - 964 с.

8. Бродов Ю.М., Рябчиков А.Ю., Аронсон К.Э., Ниренштейн М.А.Теплообмен в энергетических теплообменных аппаратах тепловых электрических станций / Тезисы докладов и сообщений V Минского международного форума по тепломассообмену, № 2. 2004. С. 271-273.

9. Бродов Ю.М., Савельев Р.З. Конденсационные установки паровых турбин. - Энергоатомиздат, 1994. с 288.

10. Быкова Т.И. Реновация энергоблоков ТЭС и АЭС путем диагностирования их низкопотенциальных комплексов// Энергосбережение. Энергетика. Энергоаудит. 2011. № 7(89). С. 53-58.

11. Гавриш А.С. Особенности механизма капельной конденсации и перспективы применения нанотехнологий. Тепловые процессы в технике. 2010. № 10. С. 461-465.

12. Гавриш А.С., Гавриш С.А., Рачинский А.Ю. О применении гидрофобных поверхностейв малогабаритных конденсаторах. Тепловые процессы в технике. 2011. № 3. С. 122-126.

13. Галустов B.C. Энергетическая эффективность водооборотных систем и градирен / Труды Академэнерго. 2010. - № 2. - С. 104-112.

14. Иванов В. Б. Градирня. Эфективность. Энергосбережение. Экономичность / В. Б. Иванов // Экологические системы. 2008. - № 12. - С. 16.

15. Исаченко В.П. Теплообмен при конденсации. М.: Энергия, 1977.

16. Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел А.С. Теплопередача. М.: Энергоиздат. 1981.

17. Калатузов В.А. Влияние систем технического водоснабжения с градирнями на технико-экономические показатели тепловых электростанций// Энергосбережение и водоподготовка. 2009. № 6(62). С. 1216.

18. Калатузов В.А. Низкопотенциальная часть тепловых электростанций одна из причин ограничения их мощности// Энергосбережение и водоподготовка. 2010. № 3(65). С. 34-37.

19. Калатузов В.А. Совершенствование систем технического водоснабжения с целью снижения ограничений мощности ТЭС.

20. Канюк Г.И., Мисько А.Р., Лаптинов И.П., Стеблянко Д.Д., Топчий А.Н. Синтез автоматизированной системы энергосберегающего управления системами низкопотенциального комплекса электростанций// Сборник научных трудов "Вестник НТУ "ХПИ" : Новi ршення в сучасних технолопях №23 - Вестник НТУ "ХПИ", 2011.

21. Коваленко Л.М., Глушков А.Ф. Теплообменники с интенсификацией теплоотдачи. М.: Энергоатомиздат, 1986.

22. Копылов A.C. Проектирование систем обработки воды на ТЭС и АЭС. -М.: МЭИ, 1988.-48 с.

23. Кузма-Кичта Ю.А., Седлов А.С., Васин А.В., Лавриков А.В., Жатухин Е.В. Методы интенсификации теплообмена при конденсации. Тепловые процессы в технике, 2013. №5 с. 217-223.

24. Куршаков А.В. Гидрофобизация двухфазных течений (гл. 9 в кн. Дейча М.Е и Филлипова Г. А «Двухфазные течения в элементах теплоэнергетического оборудования». М.: Энергоатомиздат, 1987, с. 327).

25. Масанов А. Что такое эффект лотоса?, Российские нанотехнологии. 2010. Т. 5. № 1-2. С. 11.

26. Меркулов В.А. Удаление неконденсирующихся газов из конденсаторов турбин // Энергосбережение и водоподготовка. 2001. №1. С. 54-57.

27. Методические рекомендации к расчету водохранилищ-охладителей ТЭС. / ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева. Л.: 1976

28. Михайский Д.В. Исследование влияния режимов работы НПК на эффективность работы энергоблоков. // Восточно-европейский журнал передовых технологий. 2005, №3, с. 122-125.

29. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. 1977. - 344 с.

30. Мошкарин А.В, Калатузов В.А. Современные основы технического перевооружения систем технического водоснабжения тепловых электростанций. // Вестник ИГЭУ, 2008, вып. 2, с. 1-5.

31. Назмеев Ю.Г, Лавыгин В.М. Теплообменные аппараты ТЭС: учебное пособие для вузов. М.: Издательский дом МЭИ, 2007. с 269.

32. Назмеев Ю.Г. Теплообменные аппараты ТЭС: справочник, кн. 1,2 под редакцией Назмеева Ю.Г. М.: Издательский дом МЭИ, 2010.

33. Никитин Н.Н. Теплоотдача при конденсации неподвижного пара на гладкой горизонтальной трубе с сечением в виде участка логарифмической спирали // Вестник МАГУ. Вып.10. Физика. -Магнитогорск, 2007, с. 56-60.

34. Никитин Н.Н. Теплоотдача при конденсации неподвижного пара на горизонтальных трубах с поперечным сечением произвольной формы / Никитин Н.Н, Семенов В.П. // Проблемы тепломассообмена и гидродинамики в энергомашиностроении: материалы V школы семинара молодых ученых и специалистов акад. РАН В.Е.Алемасова. - Казань, 2006. С. 35-39.

35. Никитин Н.Н. Течение пленки и теплоотдача при конденсации пара на наклонных и вертикальных некруглых трубках / Никитин Н.Н, Семенов В.П //Теплоэнергетика. - 2008. - №3. С. 28-33.

36. Очков В.Ф., Орлов К.А., Иванов Е.Н., Макушин А.А. Расчет и визуальное отображение водно-химического режима систем оборотного охлаждения на ТЭС// Теплоэнергетика. 2013. № 7. С. 10-16.

37. Попов И.А., Гортышов Ю.Ф., Олимпиев В.В. Промышленное применение интенсификации теплообмена - современное состояние проблемы (обзор)// Теплоэнергетика. 2012. № 1. С. 3-14.

38. Рыженков В.А, Куршаков А.В, Анахов И.П, Погорелов С.И. Повышение эффективности и надежности эксплуатации ТЭС и АЭС на основе применения ПАВ-технологий. // Труды всероссийской научно-практической конференции.Том 1. М.: Издательский дом МЭИ, 2010. c 131135.

39. Рыженков В.А, Куршаков А.В, Анахов И.П. и др. Об эффективности защиты теплоэнергетического оборудования от атмосферной коррозии в период ремонтов и длительных простоев. // Надежность и безопасность энергетики, № 1(8), 2010. с. 43-46.

40. Рыженков О.В., Буров В.Д. Повышение энергоэффективности энергоблоков на основе интенсификации теплообмена в конденсаторах турбоустановок // Тез. докл. XIX Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». МЭИ, 2013. с. 143.

41. Рыженков О.В., Буров В.Д. Опыт внедрения способа интенсификации теплообмена применительно к конденсатору эксплуатирующейся ТЭЦ // Энергосбережение теория и практика. Седьмая международная школа-семинар молодых ученых и специалистов, 13-17 октября 2014г. Том 2, стр. 257.

42. Рыженков О.В., Куршаков А.В., Лукин М.В., Погорелов С.И., Рыженков О.В., Калакуцкая О.В. Патент РФ, заявка №2012122875 от 4.06.2012 г. «Способ интенсификации конденсации пара в конденсаторе паротурбинной установки».

43. Рыженков О.В., Куршаков А.В., Рыженков А.В. Повышение надежности и экономичности ПТУ путем микродозирования ОДА в турбину // Надежность и безопасность энергетики. 2014. №2(25), с. 13-17.

44. Рыженков О.В., Куршаков А.В., Рыженков А.В., Бодров А.А, Патакин А.А, Чернов Е.Ф. Интенсификация теплообменных процессов в конденсаторах паровых турбин с использованием поверхностно-активных веществ // Теплоэнергетика. 2014. №11. с. 16-20.

45. Рыженков О.В., Макаревич Е.В. Определение влияния гидрофобизации трубных поверхностей на характеристики конденсаторов турбоустановок // Тез. докл. XVIII Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». МЭИ, 2012. с. 190-191.

46. Рыженков О.В., Рыженков В.А., Куршаков А.В., Погорелов С.И. Интенсификация теплообменных процессов в конденсаторах паровых турбин на основе модификации внутренних и внешних поверхностей трубных пучков с использованием ПАВ // Естественные и технические науки, №3, 2012. с. 327-336.

47. Рябчиков А.Ю. Разработка и обоснование методов совершенствования рекуперативных теплообменных аппаратов турбоустановок. Диссертация д.т.н. Екатеринбург, 2006.

48. Саликов А.П. Теплоотдача от конденсирующегося пара к стенке трубки при ударном действии пара.— «Изв. ВТИ», 1952, № 9, с. 17—20.

49. Саликов А.П. Теплопредача от перегретого пара в поверхностных водоподогревателях, Известия ВТИ, 9, 1933.

50. Семенов В.П. Исследование тепловых и гидравлических характеристик некруглых горизонтальных труб при конденсации пара / В.П. Семенов, Н.Н Никитин // Теплоэнергетика. - 2008. - №3. - с. 23-27.

51. Симою Л.Л., Лагун В.П., Ефимочкин Г.И. и др. Эрозия трубок конденсатора мощной паровой турбины // Электрические станции. 1995. №3.

52. Стерман Л.С. и др. Тепловые и атомные электрические станции. М.: Изд. МЭИ 2004. 423с.

53. Стерман Л.С., Покровский В.Н. Химические и термические методы обработки воды на ТЭС. М.: Энергия, 1981. - 232 с.

54. Толмачев, Е.М. Разработка теории и методов расчета взаимодействия фаз рабочих тел энергетических и технологических установок : дис. . д-ра техн. наук. Екатеринбург, 2004.

55. Трояновский Б.М., Трухний А.Д. Паротурбинные блоки нового поколения. //Энергетик, 1998, №2, с. 9-13.

56. Трухний А.Д. Переход к ультрасверхкритическим параметрам пара. // Тяж. Машиностроение, 1994, №9, с. 2-8.

57. Трушии В.Н., Александров И.П., Борец В.И. Влияние эффективности отсоса воздуха из сливных камер конденсаторов на экономичность работы турбин К-500-65/3000// Теплоэнергетика. 1985. №7.

58. Федоров В.А., Мильман О.О. Конструктивно-компоновочные решения характеристики конденсационных установок паровых турбин// Теплоэнергетика. 2014. №1. С. 24-31.

59. Чемпик Э. Комплексное исследование влияния ОДА на энергетические и структурные характеристики влажнопаровых турбин и поведение основного оборудования пароводяных контуров: дисс. канд. техн. наук. М. 1980.

60. Шепеленов И.Г. Оптимизация низкопотенциальных комплексов турбоустановок электростанций на базе технического диагностирования. // Энергомашиностроение, 2003, №3, с. 40-48.

61. Шершевский А.Г., Каллус В.В., Болитэр В.А. Капельная конденсация пара в аппаратах Lotus// Химическая техника. 2010. № 2. с. 7-9.

62. Шульц А.Н. Механизмы переноса тепла, массы и импульса в испарительно-конденсационных теплообменниках (ИКТ) // Вестник Московского государственного университета леса. 2000. №2. с. 32-38.

63. Якушева Е.В. Интенсификация теплообмена при конденсации водяного пара посредством инжекции октадециламина.: Диссертация к.т.н. М., 1986.

64. Bergles A.E. Techniques to Enhance Heat Transfer // Hand-book of Heat Transfer. 3rd ed. / W.M. Rohsenow, J.P. Hartnett, Y.I. Cho, eds. N.Y.: McGraw-Hill, 1998. Chap. 11.

65. Bergles A.E., Jensen M.K., Shome B. . Bibliography on Enhancement of Convective Heat and Mass Transfer. HTL-23. Heat Transfer Laboratory. Rensselaer Polytechnic Institute, 1995.

66. Bergles A.E., Nirmalan V., Junkha G.H., Webb R.L. Bibliography of Augmentation of Convective Heat and Mass Transfer. Report HTL-31. ISU-ERI-Ames-84221. Heat Transfer Laboratory. Iowa State University, 1983.

67. Boinovich L.B., Emelyanenko A.M. The prediction of wettability of curved surface on the basis of the isotherms of the disjoining pressure// Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 2011. V. 383. № 1-3. P. 10-16.

68. Boreyko Jonathan B. and Chuan-Hua Chen. Restoring Superhydrophobicity of Lotus Leaves with Vibration-Induced Dewetting, Phys. Rev. Lett. 103, 174502 - Published 21 October 2009.

69. Cassie A.B.D. , Baxter S. Trans. Faraday Soc. 1944. 40. P. 546-551.

70. Chengmin Shen, Chao Hui, Tianzhong Yang, Congwen Xiao, Jifa Tian, Lihong Bao, Shutang Chen, Hao Ding, and Hongjun Gao. Monodisperse Noble-Metal Nanoparticles and Their Surface Enhanced Raman Scattering Properties // Chem. Mater., 2008, 20 (22), 6939-6944.

71. Chuan-Hua Chen, Qingjun Cai, Chialun Tsai, Chung-Lung Chen, Guangyong Xiong, Ying Yu, Zhifeng Ren. Dropwise condensation on superhydrophobic surfaces with two-tier roughness // applied physics letters 90, 2007.

72. Das, A. K., Kilty, H. P., Marto, P. J., Kumar, A., and Andeen, G. B. Dropwise Condensation of Steam on Horizontal Corrugated Tubes Using an Organic Self-Assembled Monolayer Coating, J. Enhanced Heat Transfer, 2000. vol.7(2), pp.109-123.

73. Furuta T, Sakai M, Isobe T, Nakajima A. Effect of dew condensation on the wettability of rough hydrophobic surfaces coated with two different silanes // Langmuir. 2010 Aug 17; 26(16) pp 13305-13309

74. Gordiets V. F., Shelepin L. A., Shmotkin Yu. S. Kinetics of isothermal homogeneous-condensation processes // Journal of Soviet Laser Research. November 1986, Volume 7, Issue 6, pp 588-616

75. Hai-Ping, Hu. Simplified approach of turbulent film condensation on an inclined elliptical tube // Int. J. Heat and Mass Transfer. 2006. Vol. 49. P. 640648.

76. Hannemann, R. J. Recent Advances in Dropwise Condensation Theory, ASME-77-WA/HT-21, ASME, New York. 1977.

77. HU HaiBao, CHEN LiBin, HUANG SuHe, SONG BaoWei. Rebound behaviors of droplets impacting on a superhydrophobic surface// SCIENCE CHINA. Physics, Mehanics and Astronomy. 2013. Vol.56. № 5. P. 960-965.

78. Jensen M.K., Shome B. Literature Survey on Heat Transfer Enhancement Techniques in Refrigeration Applications. Report ORNL. Oak Ridge National Laboratory, 1994.

79. Kakac S., Bergles A.E., Mayinger F., Yuncii H. Heat Transfer Enhancement of Heat Exchangers / , eds. Dordrecht, Netherlands: Kluwer Academic, 1999.

80. Kern, D. Q., and Kraus, A. D. Extended Surface Heat Transfer, McGraw-Hill, New York. 1972.

81. Manglik R.M., Bergles A.E. Swirl Flow Heat Transfer and Pressure Drop with Twisted-Tape Inserts // Advances Heat Transfer. 2002. Vol. 36. P. 183— 266.

82. Manglik R.M., Kraus A.D. Process, Enhanced, and Multiphase Heat Transfer. N.Y.: Begell House, 1996.

83. Manish K. Tiwari, Ilker S. Bayer, Gregory M. Jursich, Thomas M. Schutzius, and Constantine M. Megaridis. Highly Liquid-Repellent, Large-Area, Nanostructured Poly(vinylidene fluoride)/ Poly(ethyl 2-cyanoacrylate) Composite Coatings: Particle Filler Effects // ACS Appl. Mater. Interfaces 2010, 2 (4), 1114-1119.

84. Mukhopadhyay S.A. Generalized mathematical description for comparative assessment of various horizontal polar tube geometries with regard to external film condensation in presence of non-condensable gases / S. Mukhopadhyay, S.K. Som, S. Chakraborty // Int. J. Heat and Mass Transfer. -2007. - Vol.50. - P.3437-3446.

85. Rose, J., Utaka, Y., and Tanasawa, I. Dropwise Condensation, in Handbook of PhaseChange: Boiling and Condensation, S. G. Kandlikar,M. Shoji, and V.K. Dhir, eds., Taylor & Francis, Philadelphia, Chap. 20. 1999.

86. Rose, J.W. Some Aspects of Dropwise Condensation Theory, Int. Commun. Heat Mass Transfer, 1988. vol.15, pp.449-473.

87. Ryzhenkov O.V., Kurshakov A.V. , Ryzhenkov A.V., Burov V.D., Dasaev M.R. Heat Transfer Enhancement in Condensers in Steam Turbine Based Combined Heat and Power Plants // BIOSCIENCES BIOTECHNOLOGY RESEARCH ASIA, September 2015. Vol. 12, p. 617-623.

88. Ryzhenkov O.V., Lukin M.V., Ryzhenkov A.V., Kurshakov A.V., Karpunin A.P. The results of implementation of SAS technology for renovation and life extension of district heating systems // WIT Transactions on Ecology and the Environment. -2015. -Vol. 186, p. 701-709.

89. Schönherr H., Ringsdorf H. Self-Assembled Monolayers of Symmetrical and Mixed Alkyl Fluoroalkyl Disulfides on Gold. 1. Synthesis of Disulfides and Investigation of Monolayer Properties // Langmuir, 1996, 12 (16), pp 3891-3897

90. Shah, R. K., Kraus, A. D., and Metzger, D. Compact Heat Exchangers: A Festschrift for A.L. London, Hemisphere Publishing, New York. 1990. (81)

91. Shatto D.P., Peterson G.P. A Review of Flow Boiling Heat Transfer with Twisted Tape Inserts // J. Enhanced Heat Transfer. 1996. Vol. 3 (4). P. 233257.

92. Tanaka, H. A Theoretical Study on Dropwise Condensation, J. Heat Transfer, 1975. vol.97, pp.72-78.

93. Tanasawa, I. Dropwise Condensation: The Way to Practical Applications, in Heat Transfer 1978, Vol. 6, Hemisphere Publishing, Washington, DC, 1978. pp. 393-405.

94. Tang M., Shim V., Pan Z.Y., Choo Y.S., Hong M.H. Laser ablation of metal substrates for super-hydrophobic effect// JLMN-Journal of Laser Micro/Nanoengineering. 2011. Vol.6. № 1.

95. Thome J.R. Enhanced Boiling Heat Transfer. N.Y.: Hemisphere Publishing, 1990.

96. Thushara J. Athauda, Wesley Williams, Kenneth P. Roberts, Ruya R. Ozer. On the surface roughness and hydrophobicity of dual-size double-layer silica nanoparticles // Journal of Materials Science. September 2013, Volume 48, Issue 18, pp 6115-6120.

97. Torresin Daniele, Manish K. Tiwari, Davide Del Col, and Dimos Poulikakos. Flow Condensation on Copper-Based Nanotextured Superhydrophobic Surfaces // Langmuir 2013, 29, 840-848.

98. Uyanik M., Arpac, Schmidt, Akarsu, Sayilkan, Sayilkan. Heat-resistant hydrophobic-oleophobic coatings // journal of applied polymer science, volume 100, issue 3, pages 2386-2392, 2006.

99. Webb R.L. Enhancement of Single Phase Heat Transfer // Handbook of Single-Phase Convective Heat Transfer S. Kakac, R.K. Shah, W. Aung, eds. N.Y.: Wiley, 1987. Chap. 17.

100. Webb R.L. Principles of Enhanced Heat Transfer. N.Y.: Wiley,1994.

101. Webb R.L., Bergles A.E., Junkhan G.H. Bibliography of U.S. Patents on Augmentation of Convective Heat and Mass Transfer. Report HTL Iowa State University,1983.

102. Wenzel R.N. Ind. Eng. Chem. 1936. 28. P. 988-994.

103. Xu Lijun, Han Guobin, Jiawen Hu, Yan He, Jiangao Pan, Yongjun Li and Jiannan Xiang. Hydrophobic coating- and surface active solvent-mediated self-assembly of charged gold and silver nanoparticles at water-air and water-oil interfaces // Physical Chemistry Chemical Physics, 2009.

104. Young Thomas. An Essay on the Cohesion of Fluids. // Philosophical Transactions of the Royal Society of London, Vol. 95 (1805), pp. 65-87.

105. Yu-sen Yang, Wesley Huang. Mechanical and hydrophobic properties of chromium carbide films via a multi-objective optimization approach // 5th International Conference on Technological Advances of Thin Films, Vol 519, Issue 15, May 2011, P. 4899-4905.

106. Zheng Li, Jiaqiang Zhong, Deborah A. Levin, Barbara J. Garrison. Development of Homogeneous Water Condensation Models Using Molecular Dynamics // AIAA Journal, Vol. 47, No. 5 (2009), pp. 1241-1251.

107. Zhukauskas, A. High-Performance Single-Phase Heat Exchangers, Hemisphere Publishing, New York, Chap. 14. 1989.

Приложение 1.

Название проекта - Внедрение ПАВ-технологии Вариант проекта - ТЭЦ-23 Дата начала проекта - 08.05.2013 Продолжительность - 12 мес.

Наименование Ед. изм. Нач. продаж

Мощность МВт 08.05.2013

Электрическая энергия тыс.кВт*ч 08.05.2013

Банк, система учета

Финансовый год начинается в январе. Принцип учета запасов: FIFO.

Валюта проекта

Основная валюта проекта - Рубли(руб.)

Валюта для расчета на внешнем рынке - Рубли(руб.)

Курс на момент ввода : 1 руб. = 1.000 руб.

Налоги

Название налога База Период Ставка

Налог на прибыль Прибыль Месяц 20 %

НДС Добав. стоим. Месяц 18 %

Налог на имущество Настраиваемая Квартал 2.2 %

Переплаченный НДС переносится в будущие периоды. Убытки предыдущих периодов списываются сразу.

Инфляция(Рубли)

Объект 1 год

Сбыт 0,00

Прямые издержки 0,00

Общие издержки 6,50

Зарплата 6,50

Недвижимость 6,50

Список этапов

Название Длительно сть Дата начала Дата окончания

Модернизация 44 25.03.2013 07.05.2013

Подготовка и обработка конденсатора 23 25.03.2013 16.04.2013

Подготовительные работы 44 25.03.2013 07.05.2013

Производство [Электрическая энергия] 0 08.05.2013

Производство [Мощность] 0 08.05.2013

Планируемый объём поставок

Продукт/Вариант Ед. изм. 3-12.2013 1-2.2014

Мощность МВт 87,10 22,40

Электрическая энергия тыс.кВт*ч 52 266,40 13 066,60

Прибыли-

убыт ки (руб.)

Строка 3.2013 4.2013 5.2013 6.2013 7.2013 8.2013 9.2013 10.2013

Валовый объем продаж 5 172 981,97 5 485 071,23 6 187 464,06 6 187 464,06 6 187 464,06 6 187 464,06

Чистый объем продаж 5 172 981,97 5 485 071,23 6 187 464,06 6 187 464,06 6 187 464,06 6 187 464,06

Материалы и комплектующие 4 411 638,51 4 411 638,51 4 411 638,51 4 411 638,51 4 411 638,51 4 411 638,51

Суммарные прямые издержки 4 411 638,51 4 411 638,51 4 411 638,51 4 411 638,51 4 411 638,51 4 411 638,51

Валовая прибыль 761 343,46 1 073 432,72 1 775 825,55 1 775 825,55 1 775 825,55 1 775 825,55

Другие издержки 2 145 762,71

Прибыль до выплаты налога -2 145 762,71 761 343,46 1 073 432,72 1 775 825,55 1 775 825,55 1 775 825,55 1 775 825,55

Налогооблагаемая прибыль 1 464 839,03 1 775 825,55 1 775 825,55 1 775 825,55

Налог на прибыль 292 967,81 355 165,11 355 165,11 355 165,11

Чистая прибыль -2 145 762,71 761 343,46 1 073 432,72 1 482 857,75 1 420 660,44 1 420 660,44 1 420 660,44

Прибыли-убыт к и (руб.)

Строка 11.2013 12.2013 1.2014 2.2014

Валовый объем продаж 6 187 464,06 6 187 464,06 6 141 618,60 6 141 618,60

Чистый объем продаж 6 187 464,06 6 187 464,06 6 141 618,60 6 141 618,60

Материалы и комплектующие 4 411 638,51 4 411 638,51 4 521 929,47 4 521 929,47

Суммарные прямые издержки 4 411 638,51 4 411 638,51 4 521 929,47 4 521 929,47

Валовая прибыль 1 775 825,55 1 775 825,55 1 619 689,13 1 619 689,13

Другие издержки

Прибыль до выплаты налога 1 775 825,55 1 775 825,55 1 619 689,13 1 619 689,13

Налогооблагаемая прибыль 1 775 825,55 1 775 825,55 1 619 689,13 1 619 689,13

Налог на прибыль 355 165,11 355 165,11 323 937,83 323 937,83

Чистая прибыль 1 420 660,44 1 420 660,44 1 295 751,30 1 295 751,30

Строка 3.2013 4.2013 5.2013 6.2013 7.2013 8.2013

Поступления от продаж 6 104 118,73 6 472 384,05 7 301 207,59 7 301 207,59

Затраты на материалы и комплектующие 5 205 733,44 5 205 733,44 5 205 733,44 5 205 733,44

Суммарные прямые издержки 5 205 733,44 5 205 733,44 5 205 733,44 5 205 733,44

Налоги 556 638,83

Кэш-фло от операционной деятельности 898 385,29 1 266 650,61 2 095 474,15 1 538 835,32

Другие издержки подготовительного периода 2 532 000,00

Кэш-фло от инвестиционной деятельности -2 532 000,00

Баланс наличности на начало периода -2 532 000,00 -2 532 000,00 -1 633 614,71 -366 964,10 1 728 510,05

Баланс наличности на конец периода -2 532 000,00 -2 532 000,00 -1 633 614,71 -366 964,10 1 728 510,05 3 267 345,38

Строка 9.2013 10.2013 11.2013 12.2013 1.2014 2.2014

Поступления от продаж 7 301 207,59 7 301 207,59 7 301 207,59 7 301 207,59 7 247 109,94 7 247 109,94

Затраты на материалы и комплектующие 5 205 733,44 5 205 733,44 5 205 733,44 5 205 733,44 5 335 876,78 5 335 876,78

Суммарные прямые издержки 5 205 733,44 5 205 733,44 5 205 733,44 5 205 733,44 5 335 876,78 5 335 876,78

Налоги 674 813,71 674 813,71 674 813,71 674 813,71 674 813,71 615 481,87

Кэш-фло от операционной деятельности 1 420 660,44 1 420 660,44 1 420 660,44 1 420 660,44 1 236 419,46 1 295 751,30

Другие издержки подготовительного периода

Кэш-фло от инвестиционной деятельности

Баланс наличности на начало периода 3 267 345,38 4 688 005,82 6 108 666,26 7 529 326,71 8 949 987,15 10 186 406,61

Баланс наличности на конец периода 4 688 005,82 6 108 666,26 7 529 326,71 8 949 987,15 10 186 406,61 11 482 157,91