Совершенствование режимов работы и схемы ПГУ-КЭС с применением камеры сжигания дополнительного топлива для теплофикации тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат наук Малков, Евгений Сергеевич

• Малков, Евгений Сергеевич
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Малков, Евгений Сергеевич

СОДЕРЖАНИЕ

Список использованных сокращений

Введение

Глава 1. Анализ применения парогазовых технологий

для теплофикации

1.1. Обзор принципиальных схем парогазовых технологий, применяемых в энергетике

1.2. Парогазовые технологии для теплофикации

1.3. Применение систем сжигания дополнительного топлива

в котлах-утилизаторах парогазовых установок

1.4. Горение топлива в обедненной воздушной смеси

1.5. Постановка задачи исследования

Глава 2. Условия эффективного применения камеры сжигания дополнительного топлива для теплофикации

2.1. Моделирование процесса горения в КСДТ с использованием программного продукта Flow Vision

2.2. Оценка величины потери теплоты с химическим недожогом топлива на основании сравнения с условиями сжигания доменного

газа

2.3. Анализ условий и параметров работы камеры сжигания дополнительного топлива при использовании на ПГУ-КЭС для теплофикации ^

2.4. Выводы по главе 2

Глава 3. Выбор оптимального варианта компоновки газохода КУ

3.1. Разработка расчетной модели ПГУ-325 с использованием программного комплекса Boiler Designer

3.2. Анализ вариантов расположения КСДТ и низкотемпературных поверхностей нагрева в газоходе КУ

3.3. Технико-экономическое обоснование модернизации КУ

3.4. Выбор оптимальной компоновки газового подогревателя

сетевой воды в газоходе котла-утилизатора

3.5. Влияние параметров окружающей среды на выбор оптимальной компоновки

3.6. Выводы по главе 3

Глава 4. Анализ работы ПГУ-КЭС с КСДТ для теплофикации

4.1. Анализ показателей работы ПГУ-325 с КСДТ в режимах частичных нагрузок ГТУ

4.2. Выбор варианта регулирования тепловой мощности КСДТ иГПСВ

4.3. Режимы работы камеры сжигания дополнительного топлива

с подачей воздуха в поток газов ГТУ

4.4. Автономный режим работы камеры сжигания дополнительного топлива и газового подогревателя сетевой воды

4.5. Разработка методики расчетов показателей ПГУ-КЭС с КСДТ иГПСВ

4.6. Практическая реализация результатов работы

4.7. Выводы по главе 4

Основные результаты и выводы

Список литературы

Приложение

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ

ПГУ - Парогазовая установка

КУ - Котел-утилизатор

ПТУ - Паротурбинная установка

ГТУ - Газотурбинная установка

кэс - Конденсационная электростанция

ПГУ-КЭС - Парогазовая установка конденсационной электростанции

ТЭЦ - Теплоэлектроцентраль, тепловая электростанция

ПГУ-ТЭЦ - Парогазовая установка тепловой электростанции

ГТУ-ТЭЦ - Газотурбинная установка тепловой электростанции

ПН - Питательный насос

КС ГТУ - Камера сгорания газотурбинной установки

кпд - Коэффициент полезного действия

ГТД - Газотурбинный двигатель

нпг - Низконапорный парогенератор

ПГУ с нпг - Парогазовая установка с низконапорным парогенератором

ГРЭС - Государственная районная электростанция

впг - Высоконапорный парогенератор

ПГУ с впг - Парогазовая установка с высоконапорным парогенератором

ГПК - Газовый подогреватель конденсата

гвто - Газоводяной теплообменник

пвк - Пиковый водогрейный котел

НГМР - Нефтегазовое месторождение

НПЗ - Нефтеперерабатывающий завод

ксдт - Камера сгорания дополнительного топлива

вк - Водогрейный котел

гпсв - Газовый подогреватель сетевой воды

пт - Паровая турбина

ВД - Высокое давление

нд - Низкое давление

ЦВД - Цилиндр высокого давления

ЦНД - Цилиндр низкого давления

ПЕВД - Пароперегреватель высокого давления

ПЕНД - Пароперегреватель низкого давления

ИВД - Испаритель высокого давления

ИНД - Испаритель низкого давления

ОК - Осевой компрессор

ЧДД - Чистый дисконтированный доход

ВНА - Входной направляющий аппарат осевого компрессора

КИТ - Коэффициент полезного использования теплоты топлива

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование режимов работы и схемы ПГУ-КЭС с применением камеры сжигания дополнительного топлива для теплофикации»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Одним из направлений развития энергетики является широкое внедрение комбинированных парогазовых установок (ПГУ), в которых используется тепло выхлопных газов газотурбинной установки (ГТУ). В ряде случаев в котлах-утилизаторах ПГУ для увеличения температуры газового потока используются схемы со сжиганием топлива в выхлопных газах ГТУ. Камеры сжигания дополнительного топлива в зависимости от назначения могут размещаться в различных частях газового тракта котла-утилизатора. В настоящее время отсутствуют научно-обоснованные рекомендации по выбору места установки и режимов работы камеры сжигания дополнительного топлива, обеспечивающие достижение высоких технико-экономических показателей всего энергоблока.

Целью диссертационной работы является поиск рационального места расположения камеры сжигания дополнительного топлива в газоходе котла-утилизатора, определение режимов её работы и конструкции газового подогревателя сетевой воды применительно к технологической схеме ПГУ-КЭС.

Задачи диссертации:

- анализ показателей эффективности сгорания топлива и параметров работы камеры сжигания дополнительного топлива в условиях применения на ПГУ-КЭС для теплофикации;

- поиск рационального места расположения камеры сжигания дополнительного топлива и газового подогревателя сетевой воды в газоходе котла-утилизатора энергоблока ПГУ-325;

- выбор конструкции газового подогревателя сетевой воды применительно к котлу-утилизатору марки «П-88», обеспечивающей наилучшие технико-экономические показатели энергоблока;

- анализ показателей эффективности работы энергоблока ПГУ-325 с камерой сжигания дополнительного топлива и газовым подогревателем сетевой воды для теплофикации;

- анализ показателей эффективности работы котла-утилизатора в режимах с подачей воздуха в камеру сжигания дополнительного топлива.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. В программном комплексе вычислительной аэродинамики Flow Vision разработана имитационная модель камеры сжигания дополнительного топлива с горением природного газа в следующих диапазонах параметров входящего потока выхлопных газов газовой турбины: температуры от 90 до 150°С и объемного содержания молекулярного кислорода от 12 до 17%.

2. Получены новые расчетные данные, характеризующие эффективность и устойчивость процесса горения в камере сжигания дополнительного топлива в потоке выхлопных газов газовой турбины в диапазонах температур от 90 до 150°С и объемного содержания молекулярного кислорода от 12 до 17%.

3. Определены режимные параметры, обеспечивающие эффективное применение камеры сжигания дополнительного топлива на ПГУ-КЭС для теплофикации.

Практическая ценность результатов состоит в следующем:

1. Разработана номограмма для определения величины потери теплоты с химическим недожогом . в камере сжигания дополнительного топлива в диапазонах температур от 90 до 150°С и объемного содержания молекулярного кислорода от 12 до 17%.

2. В программном комплексе Boiler Designer разработана модель дубль-блока ПГУ-325 с камерой сжигания дополнительного топлива и газовым подогревателем сетевой воды, позволяющая определить показатели эффективности работы оборудования энергоблока.

3. Получены расчетные зависимости для оценки условий и показателей эффективности работы камеры сжигания дополнительного топлива и газового подогревателя сетевой воды в котле-утилизаторе предложенного компоновочного решения от параметров потока газов и расхода топлива.

4. Разработано компоновочное решение, защищенное патентом на полезную модель, обеспечивающие эффективное применение камеры сжигания дополнительного топлива на ПГУ-КЭС для теплофикации.

Автор защищает:

- результаты моделирования процесса горения топлива в камере сжигания дополнительного топлива с диффузионно-стабилизаторными горелками;

- результаты расчетных исследований условий работы камеры сжигания дополнительного топлива на ПГУ-КЭС для теплофикации;

- результаты выбора рациональной конструкции газового подогревателя сетевой воды применительно к котлу-утилизатору марки «П-88»;

- результаты анализа показателей работы дубль-блока ПГУ-325 с камерой сжигания дополнительного топлива для теплофикации;

- результаты расчетных исследований по изменению показателей эффективности работы энергоблока в режимах с подачей воздуха в камеру сжигания дополнительного топлива;

- новое компоновочное решение газового тракта котла-утилизатора для увеличения эффективности работы ПГУ-КЭС за счет установки камеры сжигания дополнительного топлива и газового подогревателя сетевой воды за газовым подогревателем конденсата.

Достоверность полученных результатов подтверждена использованием сертифицированных коммерческих программных комплексов вычислительной аэродинамики Flow Vision и теплоэнергетического оборудования Boiler Designer, верифицированных на тестовых задачах и по результатам натурных испытаний оборудования энергоблока ПГУ-325 филиала «Ивановские ПГУ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация»; применением апробированных методов оценки тепловой экономичности ТЭС; согласованностью отдельных результатов работы с опубликованными данными других авторов.

Личный вклад автора состоит в постановке задач и цели исследования, анализе компоновочного решения для повышения эффективности работы ПГУ-КЭС, разработке имитационных моделей камеры сжигания дополни-

тельного топлива и энергоблока ПГУ-325 с камерой сжигания дополнительного топлива, проведении анализа условий работы камеры сжигания дополнительного топлива и показателей эффективности работы энергоблока с новым компоновочным решением.

Внедрение результатов работы. Результаты работы использованы при разработке стратегии развития филиала «Ивановские ПГУ» ОАО «ИНТЕР РАО-Электрогенерация» с энергоблоком ПГУ-325 с годовой экономией условного топлива в количестве 2 250 тонн, внедрены в учебный процесс Ивановского государственного энергетического университета по кафедре «Тепловые электрические станции» в виде электронного учебного пособия и расчетной компьютерной программы. Реализация результатов работы подтверждена двумя актами внедрения.

Апробация результатов. Основные результаты опубликованы и обсуждались на десяти международных конференциях:

• VII Региональной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2012» (г. Иваново, 2012 г.);

• Всероссийской научно-технической конференции «Энергосбережение в промышленности» (г. Чебоксары, 2012 г.);

• Специализированной научно-практической конференции молодых специалистов, посвященной 125-летию со дня рождения JI.K. Рамзина «Современные технологии в энергетике - основа повышения надежности, эффективности и безопасности оборудования ТЭС» (г. Москва, 2012 г.);

• Международной молодежной научной школе «Энергосбережение -теория и практика» (г. Томск, 2012 г.);

• XIX Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (г. Москва, 2013 г.);

• VIII Международной молодежной научной конференции «Тинчурин-ские чтения» (г. Казань, 2013 г.);

• Международной научно-технической конференции «Энерго- и ресурсосбережение в теплоэнергетике и социальной сфере» (г. Челябинск, 2013 г.);

• VIII Международной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2013» (г. Иваново, 2013 г.);

• XVII Международная научно-техническая конференция «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (XVII Бенардосовские чтения) (г. Иваново, 2013 г.);

• XX Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (г. Москва, 2014 г.).

Список публикаций. По материалам диссертационной работы опубликовано 25 печатных работы, в том числе девять статей в ведущих рецензируемых журналах (по списку ВАК), одна статья в сборнике научных трудов; получен патент на полезную модель.

Содержание и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения по работе, списка использованных источников из 111 наименований. Работа изложена на 142 стр. машинописного текста, включает 64 рисунка и 19 таблиц.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

ДЛЯ ТЕПЛОФИКАЦИИ

1.1. Обзор принципиальных схем парогазовых технологий, применяемых в энергетике

Совершенствование технологий материалов, проектирования и эксплуатации в течение последних десятилетий внесло значительный вклад в интенсивное развитие энергетики. Создаваемые в настоящее время парогазовые установки (ПГУ) имеют широкое разнообразие, как по типам оборудования, так и по технологическим схемам и параметрам работы. Установки различаются по числу главных двигателей (моноблоки, дубль-блоки, трипл-блоки), числу контуров котла-утилизатора (КУ) (одно-, двух-, трехконтурные и с промперегревом), типу применяемых паротурбинных установок (ПТУ), наличию камер дожигания выхлопных газов газотурбинной установки (ГТУ) и т.д. На сегодняшний день ПГУ позволяют получить высокие показатели тепловой экономичности и надежности [1,2].

По назначению ПГУ подразделяют на конденсационные (ПГУ-КЭС) и теплофикационные (ПГУ-ТЭЦ). Первые из них предназначены для выработки электроэнергии, вторые - служат еще и для отпуска тепловой энергии.

ПГУ по количеству рабочих тел делят на бинарные и монарные. В бинарных установках рабочие тела газотурбинного цикла (воздух и продукты сгорания топлива) и паротурбинной установки (вода и водяной пар) разделены. В монарных установках рабочим телом турбины является смесь продуктов сгорания и водяного пара [3,4].

Схема монарной ПГУ представлена на рис. 1.1. Выхлопные газы ГТУ направляются в КУ, в который подается вода питательным насосом (ПН). Получаемый на выходе пар поступает в камеру сгорания (КС) ГТУ, смешивается с продуктами сгорания и образующаяся однородная смесь направляется в турбину. Часть воздуха, поступающего из воздушного компрессора и служащая для уменьшения температуры рабочих газов до допустимой по условиям прочности деталей турбины, замещается паром, на повышение

12

давления которого затрачивается меньше энергии, чем на повышение давления воздуха в компрессоре. Газопаровая смесь покидает КУ в виде пара, тепло конденсации водяного пара, составляет значительную величину. Максимальные значения коэффициента полезного действия (КПД) такой установки

определяются введенными ограни- п Рис. 1.1. Принципиальная схема монарной чениями на работу КУ. При приня-

парогазовой установки

том уровне температур уходящих

газов от 120 до 160°С КПД установки при степени сжатия 18 достигает 43%,

что на 9-10% превышает КПД ГТУ при тех же параметрах газа.

*

Главным преимуществом монарных ПГУ с вводом пара в ГТУ является их компактность, вызванная отсутствием паровой турбины и ее вспомогательного оборудования. Техническая трудность организации конденсации пара из парогазовой смеси и связанная с этим необходимость постоянной работы мощной водоподготовительной установки является главным недостатком ПГУ монарного типа. Указанные недостатки не привели к широкому распространению монарных ПГУ, по крайней мере, для целей производства электроэнергии на мощных ТЭС [3, 4].

Описанная монарная установка за рубежом получила название - STIG (от Steam Iniected Gas Turbine) производит их в основном фирма General Electric в комбинации с ГТУ сравнительно малой мощности.

Демонстрационная монарная ПГУ мощностью 16 МВт построена на Южно-турбинном заводе в г. Николаев (Украина). В 1995 году в ГП НПКГ «Заря-Машпроект» была запущена опытная полноразмерная контактная газопаротурбинная установка «Водолей-25» мощностью 25 МВт [5]. Установка состоит из доработанного серийного газотурбинного двигателя (ГТД)

Воздух

Турбина Компрессор

Топливо

Камера сгорания

Продукты сгорания и пар -4-

КУ

Wi

Вода

ВПУ

ПН

эг

ДС90, утилизационного парогенератора КУП-3100, контактного конденсатора КК-90, системы охлаждения воды, подаваемой в контактный конденсатор. Достигнутый уровень КПД в условиях экспериментального стенда составил от 41 до 42%, выбросы >ЮХ составляют 50 мг/нм3, СО - не более 50 мг/нм3.

Первая промышленная установка «Водолей-16» запущена в 2004 году на компрессорной станции «Ставищенская» (г. Богу слав Киевской области).

Большинство ПГУ относится к ПГУ бинарного типа. Существующие бинарные ПГУ можно разделить на четыре типа.

1. Утилизационные ПГУ. В этих установках тепло уходящих газов ГТУ утилизируется в котлах-утилизаторах с получением пара высоких параметров, используемого в паротурбинном цикле.

По числу контуров рабочей среды ПГУ подразделяются на одноконтурные, двухконтурные и трехконтурные.

Одноконтурные ПГУ имеют серьезный недостаток, связанный с необходимостью удовлетворением двух противоречивых требований. С одной стороны в КУ необходимо генерировать пар высоких параметров для обеспечения высокой экономичности ПТУ. Но запас тепловой энергии выхлопных газов ГТУ обеспечивает такие параметры при малых расходах питательной воды, которые не могут охладить газы, поступающие в КУ, до низкой температуры, поэтому уменьшается КПД КУ. С другой стороны, пропуск большого количества питательной воды, хотя и обеспечивает низкую температуру уходящих газов котла и его высокую экономичность, не позволяет получить высокие параметры пара за ним, что приводит к снижению КПД ПТУ. Отсюда возникает необходимость пропуска большого количества рабочей среды через «хвостовые» поверхности нагрева КУ, а через входные - малое количество. Отсюда и появляется идея двухконтур-ного КУ в составе ПГУ (рис. 1.2), по которой работает подавляющее число утилизационных ПГУ, обеспечивающих КПД в диапазоне от 50 до 52% [4, 6].

В самых современных ПГУ также используются трехконтурные КУ. Увеличение числа контуров более трех нецелесообразно, так как выигрыш

в экономичности не окупается ростом капиталовложений. Двух-контурные и трехконтурные ПГУ могут быть выполнены без промежуточного перегрева и с промежуточным перегревом пара, однако, как правило, промежуточный перегрев используют в трехкон-турных ПГУ. Как и в традиционных ПТУ, главная цель промежуточного перегрева в ПГУ - обеспечить допустимую влажность в последних ступенях паровой

турбины. При правильном выборе Рис. 1.2. Принципиальная схема двухкон-

турной утилизационной ПГУ давления в промежуточном паро- ^ ■>

перегревателе повышается и экономичность ПГУ [8].

Главными преимуществами утилизационных ПГУ по сравнению с ПТУ являются высокая экономичность, существенно меньшие капиталовложения, меньшая потребность в охлаждающей воде, малые вредные выбросы, высокая маневренность. Утилизационные ПГУ требуют высокоэкономичных высокотемпературных газовых турбин с высокой температурой уходящих газов для генерирования пара высоких параметров для ПТУ. Современные ГТУ, отвечающие этим требованиям, пока могут работать либо на природном газе, либо на легких сортах жидкого топлива [1, 4, 9, 10]. Установки данного типа получили наиболее широкое распространение (табл. 1.1) благодаря своей простоте и высокой экономичности [11, 12]. На территории России преимущественно устанавливаются газовые турбины зарубежного производства, т.к. они имеют более высокие показатели надежности и экономичности, а котлы-утилизаторы и паровые турбины - отечественного производства.

Таблица 1.1. Перечень ПГУ утилизационного типа, введенных в эксплуатацию

в России в последнее десятилетие

№ п/п Станция Год ввода в эксплуатацию Состав оборудования

1 Сумская ПГУ 2003 ПГУ-20 МВт с 1 хНК-16СТ (16 МВт) КМПО, 1*КУП Укрэнергочермет, 1хПТ (6 МВт) Сумское НПО

2 Москва-Сити (1-я очередь) 2003 2хПГУ-116 МВт по 2xGTX100 (43 МВт) Alstom, 2хКУП Alstom, 1><ПТ (30 МВт) Alstom

3 Сочинская ТЭС 2004 ПГУ-39 МВт с 2xSGT-700 (29 МВт) Siemens, 2хКУП ЗиО-Подольск, 2хПТ (10 МВт) КТЗ

4 Калининградская ТЭЦ-2 (блок №1) 2005 ПГУ-450 МВт с 2хГТЭ-160 (163 МВт) Силовые машины, 2хКУП П-96 ЗиО-Подольск, 1хПТ (150 МВт) УТЗ

5 Дзержинская ТЭЦ 2006 ПГУ-195 МВт с V94.2 (166 МВт) Siemens, 1хКУП П-91 ЗиО-Подольск, 1хПТ (30 МВт) УТЗ

6 Северозападная ТЭЦ СПб 2006 ПГУ-450 МВт с 2xV694.2 (166 МВт) Siemens, 2хКУПП-90 ЗиО-Подольск, 1хПТ(160МВт) ЛМЗ

7 ТЭЦ-27 Мосэнерго (блок №3) 2007 ПГУ-447 МВт с 2хГТЭ-160 (163 МВт) Силовые машины, 2хКУП П-107 ЗиО-Подольск, 1хПТ (136 МВт) Силовые машины

8 Ивановские ПГУ (блок№1) 2008 ПГУ-325 МВт с 2хГТЭ-110 (110 МВт) Сатурн, 2хКУП П-88 ЗиО-Подольск, 1хПТ (110 МВт) Силовые машины

9 ТЭЦ-21 Мосэнерго 2008 ПГУ-447 МВт с 2хГТЭ-160 (163 МВт) Силовые машины, 2хКУП П-116 ЗиО-Подольск, 1хПТ (136 МВт) Силовые машины

10 ТЭЦ-27 Мосэнерго (блок №4) 2008 ПГУ-447 МВт с 2хГТЭ-160 (163 МВт) Силовые машины, 2хКУП П-116 ЗиО-Подольск, 1хПТ (136 МВт) Силовые машины

11 Елецкая ТЭЦ-4 2009 ПГУ-52 МВт с 2хГТУ-20С (20 МВт) Салют, 2хКУП ЗиО-Подольск, 1хПТ (12 МВт) КТЗ

12 Сочинская ТЭС 2009 ПГУ-83 МВт с 2xSGT-700 (29 МВт) Siemens, 2хКУП ЗиО-Подольск, 1хПТ (25 МВт) Siemens

13 Тульская ПГУ-ТЭЦ 2010 ПГУ-44 МВт с 2хГТЭ-16ПА (16 МВт) Авиадвигатель, 2хКУП с дожиганием ХК Энергомашстрой, 1 хПТ (12 МВт) КТЗ

14 Ноябрьская ПГЭ 2010 2хПГУ-62 МВт по 2xPG6581B (42 МВт) GE, 2хКУП П-131 ЗиО-Подольск, 2хПТ (20 МВт) КТЗ

15 Красавинская ПГУ 2010 ПГУ-66 МВт с 3XTBM-T130 (15 МВт) Solar, ЗхКУП, 1хПТ (21 МВт) Siemens

16 ПГУ Мордовце-мент 2010 ПГУ-90 МВт с 2xLM2500 (33 МВт) GE, 2хКУП Словакия, 1хПТ (30 МВт) Siemens

17 ПГУ-ТЭС Строгино 2010 2хПГУ-130 МВт по 2xSGT-800 (45 МВт) Siemens, 2хКУП ЗиО-Подольск, 1хПТ (40 МВт) Siemens

Продолжение табл. 1.1

№ п/п Станция Год ввода в эксплуатацию Состав оборудования

18 Шатурская ГРЭС-5 2010 ПГУ-400 МВт с lxMS9001FA (256 МВт) GE, 1хКУП CMI Energy, 1хПТ (130 МВт) GE

19 Калининградская ТЭЦ-2 (блок №2) 2010 ПГУ-450 МВт с 2хГТЭ-160 (163 МВт) Силовые машины, 2хКУП П-63 ЗиО-Подольск, 1хПТ (150 МВт) УТЗ

20 Минская ТЭЦ-2 2011 ПГУ-33 МВт с 2xSGT-600 (25 МВт) Siemens, 2хКУП Nanjing Boiler, 2хПТ (7,5 МВт) Luoyang Generationg

21 Астраханская ГРЭС 2011 ПГУ-110 МВт с 2xLM6000PD (48 МВт) GE, 2хКУП Энергомаш, 1хПТ (23 МВт) КТЗ

22 Курская ПТУ 2011 ПГУ-115 МВт с 2xLM6000PD (48 МВт) GE, 2хКУП ЗиО-Подольск, 1хПТ (25 МВт) КТЗ

23 Воронежская ТЭЦ-2 2011 ПГУ-115 МВт с 2xLM6000PD (48 МВт) GE, 2хКУП Южтрансэнерго, 1хПТ (20 МВт) КТЗ

24 Москва-Сити (2-я очередь) 2011 ПГУ-120 МВт с 2xSGT-800 (45 МВт) Siemens, 2хКУП Aistom, 1хПТ (30 МВт) Siemens

25 Юго-Западная ТЭЦ СПб 2011 ПГУ-205 МВт с 2xV64.3A (75 МВт) Ansaldo, 2хКУП ЗиО-Подольск, 1хПТ (75 МВт) Siemens

26 Челябинская ТЭЦ-3 2011 ПГУ-220 МВт с 1хГТЭ-160 (163 МВт) Силовые машины, 1хКУПП-134 ЗиО-Подольск, 1хПТ (50 МВт) КТЗ

27 Сургутская ГРЭС-2 2011 2хПГУ-400 МВт по lxMS9001FA (256 МВт) GE, 1хКУП CMI Energy, 1хПТ (130 МВт) GE

28 Яйвинская ГРЭС 2011 ПГУ-400 МВт с lxSGT5-4000F (288 МВт) Siemens, 1хКУП CMI Energy, 1хПТ (135 МВт) Siemens

29 Нижневартовская ГРЭС 2011 ПГУ-400 МВт с lxPG9351 (256 МВт) GE, 1хКУП П-143 ЗиО-Подольск, 1хПТ (140 МВт) GE

30 Невиномысская ГРЭС 2011 ПГУ-410 с lxSGT5-4000F (288 МВт) Siemens, 1хКУП CMI Energy, 1хПТ (135 МВт) Siemens

31 Среднеуральская ГРЭС 2011 ПГУ-410 с lxMS9001FB (260 МВт) GE, 1хКУП Nooter Erikssen, 1хПТ (140 МВт) Skoda

32 Краснодарская ТЭЦ 2011 ПГУ-410 с lxM701F4 (324 МВт) Mitsubishi, 1хКУП ЭМАльянс, 1хПТ (140 МВт) УТЗ

33 ТЭЦ-2 6 Южная Мосэнерго 2011 ПГУ-424 МВТ с 1 xGT26 (288 МВт) Aistom, 1хКУП П-133 ЭМАльянс, 1хПТ (136 МВт) Aistom

34 Южная ТЭЦ-22 СПб 2011 ПГУ-459 МВт с 2хГТЭ-160 (163 МВт) Силовые машины, 2хКУП GR-57 ЗиО_Подольск, 1хПТ (145 МВт) Силовые машины

35 Знаменская ГТГУ-ТЭЦ 2012 ПГУ-44 МВт с 2хГТЭ-16ПА (16 МВт) Авиадвигатель, 2хКУП с дожиганием ХК Энергомашстрой, 1хПТ (12 МВт) КТЗ

Продолжение табл. 1.1

№ п/п Станция Год ввода в эксплуатацию Состав оборудования

36 Пермская ТЭЦ-6 2012 • ПГУ-124 МВт с 2XSGT-800 (47 МВт) Siemens, 2хКУП Чехия, 1хПТ (30 МВт) Siemens

37 Первомайская ТЭЦ-14 2012 2хПГУ-180 МВт по 2ХАЕ64.3А (75 МВт) Ansaldo, 2хКУП ЗиО-Подольск, 1хПТ (50 МВт) КТЗ

38 Сызранская ТЭЦ 2012 ПГУ-230 МВт с 2xPG6111FA (77 МВт) GE, 2хКУП Istorenergo, 1хПТ (76 МВт) Siemens

39 Ивановские ПТУ (блок №2) 2012 ПГУ-325 МВт с 2хГТЭ-110 (110 МВт) Сатурн, 2хКУП П-88 ЗиО-Подольск, 1 хПТ (110 МВт) Силовые машины

40 Правобережная ТЭЦ-5 СПб 2012 ПГУ-450 МВт с 2хГТЭ-160 (163 МВт) Силовые машины, 2хКУП П-59 ЗиО-Подольск, 1хПТ (150 МВт)УТЗ

41 Уренгойская ГРЭС 2012 ПГУ-450 МВт с 2хГТЭ-160 (163 МВт) Силовые машины, 2хКУП ЭМАльянс, 1хПТ (160 МВт) ЛМЗ

42 Киришская ГРЭС 2012 ПГУ-800 МВт с 2xSGT5-PAC4000F (288 МВт) Siemens, 2хКУП П-132 Энергомаш, 1хПТ (253 МВт) Силовые машины

43 ? Могилевская городская котельная ТЭЦ-3 2013 ПГУ-19 МВт с 2xSGT-300 (7,9 МВт) Siemens, 2хКУП Omnical, 1хПТ (4,9 МВт) КТЗ .

44 Сочинская ТЭЦ 2013 2хПГУ-60 МВт по 2xSGT-800 (45 МВт)' Siemens, 2хКУП Siemens, 2хПТ (15 МВт) Siemens

45 Омская ТЭЦ-3 2013 ПГУ-90 МВт с 2xLM2500 (33 МВт) GE, 2хКУП ЭМАльянс, 1хПТ (30 МВт) КТЗ

46 Колпинская ТЭЦ 2013 ПГУ-110 МВт с 2xPG6111FA (77 МВт) GE, 1хКУП ЗиО-Подольск, 1хПТ (35 МВт) КТЗ

47 Курганская ТЭЦ-2 2013 2хПГУ-111 МВт по 2xPG6111FA (77 МВт) GE, 2хКУП Ses Timase, 2хПТ (35 МВт) Siemens

48 Терешковская ПГУ-ТЭС 2013 ПГУ-150 МВт с 3xLM6000PD (48 МВт) GE, ЗхКУП ЭМАльянс, 1хПТ (50 МВт) Siemens

49 Новомосковская ГРЭС 2013 ПГУ-190 МВт с 1xPG9171E (130 МВт) GE, 1хКУП П-142 ЗиО-Подольск, 1хПТ (64 МВт) Siemens

50 Центральная ТЭЦ Астрахани 2013 ПГУ-235 МВт с 4xLM60003A (48 МВт) GE, 2хКУП Энергомаш, 2хПТ (23 МВт) КТЗ

51 Молжаниновская ПГУ (Сев. АО Москвы) 2013 ПГУ-240 МВт с lxGT13E2 (180 МВт) Aistom, 1хКУП ПК-70 ЗиО-Подольск, 1хПТ (60 МВт) Aistom

52 Липецкая ТЭЦ-2 2013 ПГУ-240 МВт с 2xLMS100PA (100 МВт) GE, 2хКУП Энергомаш, 2хПТ (20 МВт) КТЗ

53 Новокуйбышевская ТЭЦ-1 2013 ПГУ-340 МВт с 3xPG6111FA (77 МВт) GE, ЗхКУП Энергомаш, ЗхПТ (40 МВт) УТЗ

Окончание табл. 1.1

№ п/п Станция Год ввода в эксплуатацию Состав оборудования

54 Адлерская ТЭС 2013 ПГУ-360 МВт с 4ХАЕ64.3А (75 МВт) Ansaldo, 4><КУП ПК-69 ЗиО-Подольск, 2хПТ (62 МВт) КТЗ

55 Няганская ГРЭС 2013 2ХПГУ-420 МВт по lxSGT5-4000F (288 МВт) Siemens, 1хКУП ЭМАльянс, 1хПТ (130 МВт) Силовые машины

56 Тюменская ТЭЦ-2 2013 ПГУ-450 МВт с 1XSGT5-4000F (288 МВт) Siemens, 1хКУПП-132 Энергомаш, 1хПТ (165 МВт) Siemens

57 ОАО Ростовская ПГУ 2014 ПГУ-24 МВт с 2хГТА-8РМ (8 МВт) Сатурн, 2хКУП Энергомаш, 1 хПТ (10 МВт) КТЗ

58 Тутаевская ПГУ 2014 ПГУ-52 МВт с 4хГТА-8РМ (8 МВт) Сатурн, 4хКУП Энергомаш, 2хПТ (10 МВт) КТЗ

59 Ижевская ТЭЦ-1 2014 ПГУ-230 МВт с 1хГТЭ-160 (163 МВт) Силовые машины, 1 хКУП с дожигом ЭМАльянс, 1 хПТ (65 МВт) УТЗ

2. ПГУ со сбросом выхлопных газов ГТУ в энергетический котел (рис. 1.3). Часто такие ПГУ называют кратко «сбросными», или ПГУ с низконапорным парогенератором (ПГУ с НПГ). В них тепло уходящих газов ГТУ направляется в энергетический котел, замещая в нем воздух, подаваемый дутьевыми вентиляторами котла из атмосферы. При этом отпадает необходимость в воздухоподогревателе котла, так как уходящие газы ГТУ имеют высокую температуру. При этом в выходной шахте котла (или за ним) необходимо установить теплообменники, охлаждающие уходящие газы котла. Обычно такими теплообменниками служат газовые подогреватели питательной воды. Главным преимуществом сбросной схемы является возможность использования в паротурбинном цикле недорогих

Рис. 1.3. Принципиальная схема сбросной парогазовой установки

энергетических твердых топлив. В сбросной ПГУ топливо направляется не только в КС ГТУ, но и в энергетический котел, причем ГТУ работает на легком топливе (газ или дизельное топливо), а энергетический котел -на любом топливе. В сбросной ПГУ реализуется два термодинамических цикла. Теплота, поступившая в камеру сгорания ГТУ вместе с топливом, преобразуется в электроэнергию так же, как и в утилизационной ПГУ, т.е. с КПД на уровне 50-60%, а теплота, поступившая в энергетический котел - как в обычном паротурбинном цикле, т.е. с КПД на уровне 40%. Однако, достаточно высокое содержание кислорода в уходящих газах ГТУ, а также необходимость иметь за энергетическим котлом малый коэффициент избытка воздуха приводят к тому, что доля мощности паротурбинного цикла составляет примерно 2/3, а доля мощности ГТУ - 1/3 (в отличие от утилизационной ПГУ, где это соотношение обратное). Поэтому КПД сбросной ПГУ находится в диапазоне от 40 до 45%, т.е. существенно меньше утилизационной ПГУ. Кроме того, схема сбросной ПГУ оказывается очень сложной, так как необходимо обеспечить автономную работу паротурбинной, части, а поскольку воздухоподогреватель в котле отсутствует, то необходима установка специальных калориферов, нагревающих воздух перед подачей его в энергетический котел [3, 4, 6].

Первой электростанцией, на которой была введена в эксплуатацию ПГУ по сбросной схеме, была «Рио Пекос» (США, 1954 г.). Газовый контур этой установки был образован ГТУ мощностью 5 МВт. На этой станции была проведена реконструкция устаревшего оборудования по комбинированному циклу, что позволило не только увеличить мощность в заданных габаритах станции, но и повысить КПД установки до 34% [4].

Две ПГУ сбросного типа мощностью 250 МВт были построены на Молдавской ГРЭС в 1980 и 1982 гг. Энергоблоки работали на мазуте и имели расчетный электрический КПД 37,4%. В 1997 г. на ТЭЦ-22 Ленэнерго (Южная ТЭЦ, Санкт-Петербург) выполнена реконструкция теплофикационного энергоблока с турбиной Т-250-23,5 ТМЗ путем ее надстройки ГТУ вТ-8

фирмы А^от (мощность 56,3 МВт, КПД 33,9 %). Опыт реконструкции оказался не вполне удачным. В Нидерландах реконструирован паротурбинный энергоблок мощностью 500 МВт на параметры 18,6 МПа, 540°С/535°С, работавший на легком жидком топливе или на природном газе и имевший КПД 41,3% путем его надстройки ГТУ 13Е фирмы АЫот мощностью 140 МВт, имевшей КПД 33%. В результате получена ПГУ мощностью 600 МВт с КПД 45,86% [5]. На Березовской ТЭЦ (Брестская обл.) в период с 2004 года по 2009 год было установлено три энергоблока ПГУ-80 по сбросной схеме с реконструкцией шести существующих шести паровых котлов. В качестве газовых турбин были выбраны 1ЮТ 25000 мощностью 26,7 МВт производства «Заря-Машпроект». В 2010 году на Рязанской ГРЭС-24 установлена газовая турбина ГТЭ-110 (НПО Сатурн) со сбросом газов в реконструированный существующий энергетический котел П-74 (ЗиО-Подольск) [11].

ПГУ сбросного типа имеют высокие маневренные характеристики. Запуск ПГУ начинается с пуска ГТУ. На первом этапе выхлопные газы могут сбрасываться помимо котла. Затем проводят мероприятия по пуску паровой турбины. Общее время запуска и выход на необходимую мощность лимитируется прогревом парового котла и зависит от параметров пара [13].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Малков, Евгений Сергеевич, 2014 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Мошкарин, A.B. Анализ направлений развития отечественной теплоэнергетики [Текст] / A.B. Мошкарин [и др.]; Мин-во образования Рос. Федерации, Иван. гос. энерг. ун-т. - Иваново: 2002. - 256 с.

2 Общее состояние мирового рынка энергооборудования для газотурбинных и парогазовых установок [Текст] / И.М. Лившиц, В.Л. Поли-щук // Энергетика за рубежом. - 2002. - №5.

3 Цанев, C.B. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций [Текст] / C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов; под ред. C.B. Цанева. - М.: Издательство МЭИ, 2002.

4 Арсеньев, Л.В. Комбинированные установки с газовыми турбинами [Текст] / Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин. - Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1982.-247 е.: ил.

5 Основы современной энергетики: Учебник для вузов. В двух частях. Часть 1. Современная теплоэнергетика [Текст] / Под общей редакцией чл.-корр. РАН Е.В. Аметистова. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2003. - 376 е., ил.

6 Энергетика: история, настоящее и будущее. Книга 3. Развитие теплоэнергетики и гидроэнергетики [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://energetika.in.ua/ru/books.

7 Седельников, Н.В. Анализ эффективности современных парогазовых установок на ТЭС [Электронный ресурс] / Н.В. Седельников, Д.М. Сверкунов, В.А. Дубровский // Режим доступа: http://conf.sfu-kras.ru/sites/mn2013/thesis/s024/s024-009.pdf.

8 Безлепкин, В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций [Текст] / В.П. Безлепкин. - СПб.: Издательство СПбГТУ. -1997.-295 с.

9 Арсеньев, Л.В. Стационарные газотурбинные установки [Текст] / Л.В. Арсеньев [и др.]. - Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1989. — 543 е.: ил.

10 Ольховский, Г.Г. Энергетические газотурбинные установки [Текст]. -М.: Энергоатомиздат, 1985. - 304 с.

11 Каталог газотурбинного оборудования. - М.: Газотурбинные технологии, 2014.

12 Степанов, И.Р. Парогазовые установки. Основы теории, применение и перспективы [Текст] / И.Р. Степанов. - Апатиты: изд. Кольского научного центра РАН, 2000. - 169 с.

13 Кириллов, И.И. Работа парогазовых установок со сбросом газа в котел на частичных нагрузках [Текст] / И.И. Кириллов [и др.]. - Теплоэнергетика. - 1968. - №5, с. 32-35.

14 Безлепкин, В.П. Парогазовые установки со сбросом газов в котел [Текст] / В.П. Безлепкин. - Л.: Машиностроение. - 1984. - 232 с.

15 Баринберг, Г.Д. Теплофикационная паровая турбина Т-53/67-8,0 для ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 [Текст] / Г.Д. Баринберг [и др.] // Теплоэнергетика. 2008. № 8. С. 13-24.

16 Баринберг, Г.Д. Модернизация энергоблоков с паровыми теплофикационными турбинами с помощью парогазового цикла на примере Т-100/120-130 [Электронный ресурс] / Г.Д. Баринберг, А.Е. Валамин, А.Ю. Култышев, ЗАО «Уральский турбинный завод» // Режим доступа: http://www.combienergy.ru/primer92.html.

17 Трухний, А.Д. Исследование целесообразности использования уходящих газов газотурбинной установки для нагрева питательной воды в паротурбинной установке с турбиной Т-110/120-12,8 [Текст] / А.Д. Трухний, Г.Д. Баринберг, Ю.А. Русецкий // Теплоэнергетика. 2006. №2. С. 16-20.

18 Баринберг, Г.Д. Эффективность привлечения теплофикационных турбин для покрытия пиков и провалов графика электрических нагрузок [Текст] / Г.Д. Баринберг, В.В. Кортенко, П.В. Коган // Тяжелое машиностроение. 2002. № 2. С. 12-14.

19 Баринберг, Г.Д. Эффективность теплофикационной паровой турбины Тп-110/120-12,8-12М в составе ПГУ [Текст] / Г.Д. Баринберг, П.В. Коган // Теплоэнергетика. 2003. № 6. С. 12-15.

20 Ольховский, Г.Г. Применение ГТУ и ПГУ на электростанциях [Текст] / Г.Г. Ольховский // Энергорынок. - 2004. - № 5.

21 Тепловые и атомные электрические станции: Справочник [Текст] / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. - 2-е изд. перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 е.: ил.

22 Куликов, П.Ф. Исследование и оптимизация технико-экономических решений при проектировании и эксплуатации газотурбинных ТЭЦ: дисс.: канд. техн. наук [Текст] / Куликов Павел Федорович. - М.: Издательство МЭИ, 2000.

23 Березинец, П.А. Варианты газотурбинной настройки отопительных котельных [Текст] / П.А. Березинец, Г.Е. Терешина, Л.Б. Вершинин // Энергетик. 1998. №8.

24 Кузнецов, C.B. Надстройка котельных газотурбинными установками [Текст] / С.В.Кузнецов // Новости теплоснабжения. - 2001. - №10. С. 36-37.

25 Официальный сайт компании «НАТЭК-Энерго проект» [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://n-ep.ru/.

26 Соколов, Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов [Текст] / Е.Я. Соколов; - 7-е изд., стереот. - М.: Издательство МЭИ, -2001.-472 е.: ил.

27 Акулов, В.А. Испытания блока дожигающих устройств ГТ-25-700 на Якутской ГРЭС [Текст] / Акулов В.А. [и др.] // Теплоэнергетика. 1981. №6. С. 48-51.

28 Березинец, П.А. Обоснование целесообразности реконструкции котельных и ТЭЦ с использованием газотурбинных установок [Текст] / П.А. Березинец // Новости теплоснабжения. 2006. - №6.

29 Батенин, В.М. О роли и месте децентрализованных источников энергоснабжения [Текст] / В.М. Батенин, В.М. Масленников, А.Д. Цой // Энергосбережение. - 2003. - №1.

30 Батенин, В.М. Экологически чистые энергогенерирующие комплексы на базе газотурбинных надстроек водогрейных котлов РТС [Текст] /

B.М.Батенин [и др.] // Новости теплоснабжения. - 2002. - №1. -

C. 41-46.

31 Бухаркин, E.H. Об условиях оптимального использования ГТУ в котельных [Текст] / E.H. Бухаркин // Новости теплоснабжения. -2006. - №10.

32 Бухаркин, E.H. К вопросу использования ГТУ в водогрейных и паровых котельных [Текст] / E.H. Бухаркин // Новости теплоснабжения. 2005. - №7.

33 Горбаненко, А.Д. Горелочные устройства для котла-утилизатора ПГ-800 [Текст] / А.Д. Горбаненко, В.В. Морозов, А.Г. Тумановский // Теплоэнергетика. - 1989. - № 5.

34 Промышленные горелочные устройства SAACKE [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.c-o-k.ru/images/library/35100.pdf.

35 Патент №2447364 Российская Федерация МПК F 23 С5/00. Камера дожигания [Текст] / Д.Ю. Бантиков [и др.]; опубл. 01.06.2010.

36 Постников, А.М. Принципы конструирования блока дожигающих устройств для высокоэффективной парогазовой установки на базе двигателя НК-37 [Текст] / A.M. Постников [и др.] // Вестн. СГАУ. - 2007. -Вып. 2.-С. 155-160.

37 Официальный сайт группы компаний SAACKE [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.saacke.ru/engin.htm.

38 Гущин, A.B. Парогазовая ТЭЦ Siemens для города Гетеборг (Швеция) [Текст] / A.B. Гущин, В.Е. Торжков // Турбины и дизели (сентябрь -октябрь) 2007. - С. 16-21.

39 Мельников, Ю.В. Совершенствование выбора тепловых схем и параметров одноцелевых утилизационных парогазовых установок: дисс.: канд. техн. наук [Текст] / Мельников Юрий Викторович. - Иваново, 2009.

40 Патент №2100619 Российская Федерация МПК F 01 К 21/04. Парогазовая установка [Текст] /М.А. Верткин; опубл. 27.12.1997.

41 Патент №2101527 Российская Федерация МПК F 02 С6/18. Парогазовая установка [Текст] /В.Ю. Бурлов [и др.]; опубл. 10.01.1998.

42 Патент №2467179 Российская Федерация МПК FOI К23/10. Парогазовая установка с дожигающим устройством [Текст] / В.А. Хрусталев, A.C. Наумов; опубл. 17.03.2011.

43 Белоусов, В.Н. Топливо и теория горения. 4.1. Топливо: учебное пособие [Текст] / В.Н. Белоусов, С.Н. Смородин, О.С. Сморнова // СПбГТУРП. - СПб, 2011. - 84 е.: ил. 15.

44 Хзмалян, Д.М. Теория горения и топочные устройства [Текст] / Д.М. Хзмалян, Я.А. Каган // Под ред. Д.М. Хзмаляна. Учебн. пособие для студентов высш. учебн. заведений. - М., Энергия, 1976. - 488 с.

45 Зельдович, Я.Б. Теория горения и детонации газов [Текст] / Я.Б. Зельдович. - М. - Л., Изд-во АН СССР, 1944. 64 с.

46 Росляков, П.В. Контролируемый химический недожог - эффективный метод снижения выбросов оксидов азота [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.combienergy.ru/ntsl5.html.

47 Плешанов, К.А. Разработка и исследование способа сжигания топлив с умеренным контролируемым химическим недожогом: автореф. дисс.: канд. техн. наук [Текст] / Плешанов Константин Александрович. -Москва, 2010.

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

49 Перечень ввода объектов тепловой генерации, включенных в сводную пятилетнюю инвестиционную программу компаний, образованных в результате реформирования Холдинга ОАО РАО «ЕЭС России», на 2008-2012 гг. [Электронный ресурс] / Режим доступа: http:// www.rao-ees.ru/ru/invest_inov/inv_program/show.cgi7per.htm.

50 Саламов, A.A. Перспективы производства газовых турбин [Текст] / A.A. Саламов // Энергетика за рубежом. - 2004. - №5.

51 Бойс, М. Турбомашиностроение в следующем тысячелетии [Текст] / М. Бойс // Газотурбинные технологии. - 2000. - №5.

52 Поваров, O.A. Современные мощные парогазовые установки с КПД 58-60 % [Текст] / O.A. Поваров [и др.]. - Новое в российской электроэнергетике. - 2006. - №9.

53 Flow Vision Help. Работа с документацией [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.flowvision.ru/webhelp/fvru_30804.

54 Маркова, Т.В. Развитие моделей горения в ПК FlowVision ООО «Тесис», г. Москва [Электронный ресурс] / Т.В. Маркова, C.B. Жлук-тов / Режим доступа: http://www.tesis.com.ru/infocenter/downloads/flow-vision/fv_es 12_tesis3 .pdf.

55 Аксенов, A.A. Исследование двухступенчатого сжигания метана в вихревой горелке [Текст] / A.A. Аксенов, В.И. Похилко, А.П. Тишин // Труды 2-ой Российской национальной конференции по теплообмену, Москва, 26-30 октября 1998, Том 3, с.161-164.

56 Субботина, П.Н. Применение различных моделей турбулентности для задач внешнего обтекания в программном комплексе Flow Vision, ООО «Тесис», г. Москва [Электронный ресурс] / П.Н. Субботина, A.C. Шишаева, Режим доступа: http://www.tesis.com.ru/infocenter/down-loads/flowvision/fv_es08_ turbul.pdf.

57 Bardina, J.E. Turbulence Modeling Validation, Testing and Development [Текст] / J.E. Bardina, P.G. Huang, T.J. Coakley // NASA reports - April, 1997.

58 Jagadeesh, P. Application of Low-Re Turbulence Models for Flow simulations past Underwater Vehicle Hull Forms [Текст] / P. Jagadeesh, K. Murali // Journal of Naval Architecture and Marine Engineering. - June, 2005. -pp. 41-55.

59 Lien, F.S. Low-Reynolds-Number Eddy-Viscosity Modelling Based on Non-Linear Stress-Strain. Vorticity Relations [Текст] / F.S. Lien, W.L. Chen, M.A. Leschziner // Proc. 3rd Symp on Engineering Turbulence Modeling and Measurements - 1996. - Grete, Greece.

60 Шлихтинг, Г. Теория пограничного слоя [Текст] / Г. Шлихтинг. - М.: Наука, 1974.-712 с.

61 Моделирование турбулентных течений: Учебное пособие [Текст] / И.А. Белов, С.А. Исаев // Балт. гос. техн. ун-т. СПб. - 2001. - 108 с.

62 Карасев, П.И. Качественное построение расчетной сетки для решения задач аэродинамики в программном комплексе Flow Vision [Текст] / П.И. Карасев, А.С. Шишаева, А.А. Аксенов // Вестник ЮжноУральского государственного университета. Серия: Вычислительная математика и информатика. - 2012. - Вып. 47. - С. 46 - 58.

63 Aksenov, A.A. Overcoming of Barrier between CAD and CFD by Modified Finite Volume Method [Текст] / А.А. Aksenov, А.А. Dyadkin, V.I. Pokhilko // Proc. of «1998 ASME Pressure Vessels and Piping Division Conference», San Diego, ASME PVP, 1998. V. 377-1.

64 Алямовский, A.A. SolidWorks 2007/2008. Компьютерное моделирование в инженерной практике / А.А. Алямовский [и др.]. - СПб.: БХВ-Петербург, 2008. - 1040 е.: ил.

65 Кондранин, Т.В. Применение пакетов прикладных программ при изучении курсов механики жидкости и газа: Учебное пособие [Текст] / Т.В. Кондранин [и др.]. - М.: МФТИ, 2005. - 104 с.

66 Аксенов, A.A. Пакет прикладных программ Flow Vision [Текст] / A.A. Аксенов, A.B. Гудзовский // М.: МФТИ., сер. Аэрофизика и прикладная математика. -1998. С. 45-56.

67 Малков, Е.С. Оценка величины потерь теплоты от химического недожога топлива [Текст] / Е.С. Малков // Вестн. Ивановского гос. энерге-тич. ун-та - 2014. - вып. 1. - С. 10-15.

68 Патент на полезную модель №133566 Российская Федерация МПК F 01 К 21/04. Парогазовая установка [Текст] / Б.Л. Шелыгин, Е.С. Малков; опубл. 20.10.2013.

69 Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод [Текст] / Под ред. Н.В. Кузнецова [и др.], 2-е изд., перераб. - М.: ЭКОЛИТ, 2011.-296 е.: ил.

70 Пчелкин, Ю.М. Камеры сгорания газотурбинных двигателей [Текст] / Ю.М. Пчелкин. - М.: Машиностроение, 1984. - 282 е.: ил.

71 Шелыгин, Б.Л. Определение условий использования в качестве окислителя уходящих из котла-утилизатора газов для сжигания дополнительного топлива [Текст] / Б.Л. Шелыгин, A.B. Мошкарин, Е.С. Малков // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2012. - вып. 2. -С.4-7.

72 Дубовкин, Н.Ф. Справочник по углеводородным топливам и их продуктам сгорания [Текст] / Н.Ф. Дубовкин. - М.-Л.: Госэнергоиздат, 1962.-288 е.: ил.

73 Шелыгин, Б.Л. Тепловая эффективность использования уходящих газов котла-утилизатора при сжигании дополнительного топлива [Текст] / Б.Л. Шелыгин, A.B. Мошкарин, Е.С. Малков // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2012. - вып. 4. - С. 8-12.

74 Шелыгин, Б.Л. Анализ эффективности теплогенерирующей установки в переменных режимах работы при сжигании дополнительного топлива за котлом-утилизатором [Текст] / Б.Л. Шелыгин, Е.С. Малков // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2012. - вып. 6. - С. 5-9.

75 Об организации в министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных. Приказ Минэнерго РФ от 30 декабря 2008 г. № 323. Зарегистр. в Минюсте РФ 16 марта 2009 г. №13512.

76 Малков, Е.С. Оценка возможностей использования уходящих газов котлов-утилизаторов для сжигания дополнительного топлива [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин, A.B. Мошкарин // Материалы Седьмой междунар. научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2012». 17-19 апреля 2012 г. в 7 т. Т.1, 4.1 - Иваново: ФГБОУ ВПО «Иван. гос. энерг. ун-т им. В.И. Ленина», 2012. - 167 с. С. 23-27.

77 Малков, Е.С. Сравнение вариантов дополнительного сжигания топлива на ПГУ-ТЭЦ [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин, A.B. Мошкарин // Материалы Седьмой междунар. научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2012». 17-19 апреля 2012 г. в 3 т. Т.1, 4.1 - Иваново: ФГБОУ ВПО «Иван. гос. энерг. ун-т им. В.И. Ленина», 2012.-167 с. С. 27-29.

78 Малков, Е.С. Повышение эффективности энергоустановки за счет использования уходящих газов котлов-утилизаторов [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Материалы Всерос. науч-практ. конф. «Энергосбережение в промышленности», Чебоксары, 21-22 апреля 2012 г. - Чебоксары: Чуваш, ун-т, 2012. - 154 с. С. 100-103.

79 Малков, Е.С. Оценка эффективности газоводяного теплообменника при сжигании дополнительного топлива в котле-утилизаторе [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Материалы Всерос. науч-практ. конф. «Энергосбережение в промышленности», Чебоксары, 21-22 апреля 2012 г. - Чебоксары: Чуваш, ун-т, 2012. - 154 с. С. 103-105.

80 Малков, Е.С. Анализ эффективности сжигания дополнительного топлива при размещении за котлом-утилизатором газоводяного теплообменника [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Тез. докл. Специализ. научн.-практ. конф. молодых специалистов, посвященная 125-летию со дня рождения Л.К. Рамзина «Современные технологиии в энергетике - основа повышения надежности, эффективности и безопасности оборудования ТЭС». - М.: ОАО «ВТИ», 2012. - 434 с. С. 121-125.

81 Малков, Е.С. Влияние температуры уходящих газов котла-утилизатора на характеристики парогазовой установки при использовании дополнительного газоводяного теплообменника [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Материалы Междунар. молодежи, научн. школы «Энергосбережение - теория и практика», 11-12 сентября 2012 г. - Томск: Национальный исследовательский Томский политехи, ун-т., изд-во ООО «СПБ Графике», 2012.-209 с. С. 56-60.

82 Малков, Е.С. Моделирование горения в камере сжигания дополнительного топлива [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Тез. докл. XX Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». В 4 т. Т.4. - М.: Изд. дом МЭИ, 2014.-372 с. С. 86.

83 Малков, Е.С. Оценка потенциала уходящих газов котла-утилизатора «П-88» [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Тез. докл. XIX Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». В 4 т. Т.4. - М.: Изд. дом МЭИ, 2013. -334 с. С. 82.

84 Малков, Е.С. Анализ работы котла-утилизатора в переменных режимах при сжигании дополнительного топлива [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Материалы VIII Междунар. молодежи, научн. конф. «Тинчуринские чтения», 27-29 марта 2013 г. / Под общ. ред. ректора КГЭУ Э.Ю.Абдуллазянова. В 4 т. Т 2. - Казань: Казан, гос. энерг. ун-т, 2013.-220 с. С. 194-195.

85 Расчет котельных агрегатов с использованием современных программных продуктов: Учеб. пособие [Текст] / Г.И. Доверман [и др.] // ГОУ ВПО «Иван, госуд. энерг. ун-т им. В.И. Ленина». - Иваново, 2007.

- 220 с.

86 Мошкарин, А.В. Анализ тепловых схем ТЭС [Текст] / А.В. Мошкарин, Ю.В. Мельников // ГОУВПО «Ивановский гос. энергетич. ун-т. - Иваново, 2010.-460 с.:ил.

87 Котел-утилизатор Е-155/35-7,3/0,7-501/232 (П-88) для ПГУ-325 ОАО «Ивановские 111 У». Технические условия на изготовление и поставку. ТУ 3112-470-05015331-2005 [Текст] / БЕ «Сервис» ОАО РАО «ЕЭС России», 2005.

88 Турбина паровая К-110-6,5 для ПГУ-325 ОАО «Ивановские ПГУ». Технические условия на изготовление и поставку. 8600001 ТУ 11 02 [Текст] / БЕ «Сервис» ОАО РАО «ЕЭС России», 2005.

89 Технические условия на газотурбинную энергетическую установку ГТЭ-110. 095108000 ТУ [Текст] / ОАО РАО «ЕЭС России», 2003.

90 Малков, Е.С. Разработка расчетных моделей котла-утилизатора для анализа эффективности сжигания дополнительного топлива [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та

- 2013.-вып. 1.-С. 15-18.

91 ГОСТ Р 52782-2007 (ИСО 2314). Установки газотурбинные. Методы испытаний. Приемочные испытания [Текст]. - Введ. 2007-11-30. - М.: Стандартинформ, 2008. - 53 с. - (Национальные стандарты Российской Федерации).

92 ГОСТ Р 5220-2004 (ИСО 3977-2: 1997). Установки газотурбинные. Нормальные условия и номинальные показатели [Текст]. - Введ. 200401-14. - М.: Госстандарт России, 2004. - 111 с. - (Национальные стандарты Российской Федерации).

93 Малков, Е.С. Сравнение компоновок камеры сжигания дополнительного топлива и теплообменных поверхностей в газоходе котла-утилизатора [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2013. - вып. 3. - С. 5-8.

94 Мошкарин, A.B. Режимные характеристики ГТЭ-110 для энергоблока ПГУ-325 [Текст] / A.B. Мошкарин, Б.Л. Шелыгин, Т.А. Жамлиханов //Вестник ИГЭУ. - 2010. - Вып. 2 - С. 7-10.

95 Официальный сайт ООО «Уральский котельно-машиностроительный завод» [Электронный ресурс] / Режим доступа: http:// uralkmz.ru/ glavnaya/.

96 Официальный сайт ООО «Асбестовский котельно-машиностроитель-ный завод» [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://akmz.net/.

97 Официальный сайт ОАО «Машиностроительный завод «ЗиО-Подольск» [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://www.rus-energomash.ru/.

98 Руководящие документы по энергетическому комплексу. Государственные элементные сметные нормы [Электронный ресурс] / Режим доступа: http://en-doc.ru/categories/gosudarstvennye-yelementnye-smet-nye-normy-gyesn.

99 Руководящие документы по строительным нормам и расценкам. Единые нормы и расценки [Электронный ресурс] / Режим доступа: http:// sn-doc.ru/categories/edinye-normy-i-rascenki.

100 Малков, Е.С. Технико-экономическое обоснование установки газового подогревателя сетевой воды в газоходе котла-утилизатора [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин, А.Ю. Костерин // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та - 2013. - вып. 2. - С. 9-14.

101 СНиП 23-10-99. Строительная климатология [Текст]. - Введ. 2000-0101. - М.: Изд-во стандартов, 1999. - 91 с.

102 Андрющенко, А.И. Основы технической термодинамики реальных процессов [Текст] / А.И. Андрюшенко. -М.: Высш. шк., 1975.

103 Нагорная, В.Н. Экономика энергетики: учеб. пособие [Текст] /

B.Н. Нагорная // Дальневосточный государственный технический университет. - Владивосток: Изд-во ДВГТУ, 2007. - 157 с.

104 Мал ков, Е.С. Оптимизация компоновки газового подогревателя сетевой воды в газоходе котла-утилизатора [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Ше-лыгин, А.Ю. Костерин // Вестн. Ивановского гос. энергетич. ун-та -2013. - вып. 5. - С. 5-8.

105 Малков, Е.С. Разработка расчетных моделей для выбора оптимального варианта использования уходящих газов котла-утилизатора «П-88» [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Тез. докл. XIX Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». В 4 т. Т.4. - М.: Изд. дом МЭИ, 2013. - 334 с.

C. 81.

106 Малков, Е.С. Разработка расчетных моделей парогазовой установки для анализа эффективности применения камеры сжигания дополнительного топлива [Текст] / Е.С. Малков, O.A. Беляева, Б.Л. Шелыгин // Сб. научн. тр. Шестой Международной научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности», Ульяновск, 21-22 апреля 2013 г. - Ульяновск: УлГТУ, 2013. -428 с. С. 177-180.

107 Малков, Е.С. Сравнение компоновок низкотемпературных поверхностей нагрева в газоходе котла-утилизатора [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Материалы Восьмой междунар. научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2013». 23-25 апреля 2013 г. в 7 т. Т. 1,4.1 - Иваново: ФГБОУ ВПО «Иван. гос. энерг. ун-т им. В.И. Ленина», 2013.-252 с. С. 75-79.

108 Малков, Е.С. Технико-экономическое сравнение установки газового подогревателя сетевой воды в котле-утилизаторе со строительством водогрейного котла [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Материалы Восьмой междунар. научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2013». 23-25 апреля 2013 г. в 7 т. Т.1, 4.1 - Иваново: ФГБОУ ВПО «Иван. гос. энерг. ун-т им. В.И. Ленина», 2013. -252 с. С. 79-83.

109 Малков, Е.С. Вопросы технико-экономического обоснования применения камеры дожигания на ПГУ-КЭС для нужд теплофикации [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Материалы международной научн.-техн. конф. студентов, аспирантов, ученых «Энерго- и ресурсосбережение в теплоэнергетике и социальной сфере». Челябинск, 22-26 апреля 2013 г. / Под ред. Е.В. Топорова. - Челябинск: Изд. центр ЮУрГУ, 2013.-313 с. С. 205-206.

110 Малков, Е.С. Анализ показателей работы ПГУ-325 с камерой сжигания дополнительного топлива при переменных нагрузках газотурбинной установки [Текст] / Е.С. Малков // Вестн. Ивановского гос. энерге-тич. ун-та - 2014. - вып. 3. - С. 5-8.

111 Малков, Е.С. Анализ эффективности работы котла-утилизатора в переменных режимах при использовании камеры сжигания дополнительного топлива для нужд теплофикации [Текст] / Е.С. Малков, Б.Л. Шелыгин // Материалы междунар. науч. - техн. конф. «XVII Бенардосов-ские чтения» «Состояние и перспективы развития энерготехнологии». Иваново, 29-31 мая 2013 г. В 2 т. Т 2 / Под. ред. C.B. Тарарыкина, В.В. Тютикова, В.А. Шуина и др. - Иваново: ФГБОУ ВПО «Иван. гос. энерг. ун-т им. В.И. Ленина», 2013. - 363 с. С. 28-31.