Выбор рациональных схем теплофикационных ПГУ с учетом надежности котла-утилизатора тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат наук Анкудинова, Мария Сергеевна

• Анкудинова, Мария Сергеевна
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Анкудинова, Мария Сергеевна

Содержание

ПРЕДИСЛОВИЕ

Введение

0.1 Состояние и перспективные направления развития комбинированных парогазовых установок в энергосистемах

0.2 Анализ выполненных исследований по выбору рациональных схем

и оптимизации параметров теплофикационных ПГУ

0.3 Проблема обеспечения надежности работы ПГУ. Анализ выполненных исследований по проблеме обеспечения надежности ПГУ в

энергосистемах

0.4 Цель и задачи исследования

1 Методические положения исследования

1.1 Выбор и обоснование расчетных схем теплофикационных ПГУ

1.2 Методические положения расчета сравнительной системной топливной эффективности теплофикационных ПГУ

1.3 Методические положения определения экономической эффективности теплофикационных ПГУ в системах теплоэнергоснабжения

1.4Учет надежности теплофикационных ПГУ в системах теплоэнергоснабжения

1.4.1 Выбор и обоснование показателей надежности теплофикационных ПГУ в системах теплоэнергоснабжения

1.4.2 Модель расчета аварийного резерва мощности в развивающейся энергосистеме

1.4.3 Учет частичных отказов энергоблоков при эквивалентировании разнородных энергосистем

1.4.4 Расчет аварийного резерва мощности в системе

1.4.5 Расчет системных затрат на обеспечение надежности

в технико-экономических расчетах теплофикационных ПГУ

2 Методические положения расчета показателей надежности котлов-утилизаторов теплофикационных ПГУ

2.1 Вероятностная модель расчета безотказности КУ теплофикационных ПГУ

2.2 Учет режимов работы теплофикационных ПГУ при расчете ПН

КУ

2.3 Методика учета неопределенности информации о показателях надежности

3 Расчетно-теоретические исследования показателей надежности котлов-утилизаторов теплофикационных ПГУ

3.1 Математическая модель расчета конструктивных характеристик

КУ

3.2 Определение энергетических характеристик КУ и ПГУ

3.3 Влияние схем и параметров рабочих тел ПГУ на показатели надежности КУ

4 Системная эффективность теплофикационных ПГУ в системах тепло-энергоснабжения

4.1 Сравнительная эффективность теплофикационных ПГУ в системах теплоэнергоснабжения

4.1.1 Сравнительный анализ вариантов ПГУ с одно-, двух- и трехкон-турным КУ

4.1.2 Расчет величины аварийного резерва мощности в энергетической системе

4.1.3 Экономическая эффективность теплофикационных ПГУ в системах теплоэнергоснабжения

4.2 Анализ устойчивости решений по определению сравнительной эффективности схем теплофикационных ПГУ

4.3 Экономический эффект от повышения показателя надежности систем электроснабжения при использовании теплофикационных ПГУ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список сокращений и условных обозначений

Список литературы

ПРЕДИСЛОВИЕ

Актуальность работы. Мониторинг реализации Энергетической стратегии России на период до 2030 года (ЭС-2030) подтверждает соответствие основных ее положений реальному положению энергетического сектора экономики России [198]. При выполнении бюджетообразующей роли топливно-энергетического комплекса (ТЭК) остались и даже обострились известные проблемы - высокий износ и деградация технического состояния основных фондов, низкий уровень энергоэффективности и эффективности инвестиций в ТЭК, высокая чувствительность к колебаниям мирового нефтегазового рынка.

В проекте ЭС-2035 основной идеей является переход от ресурсно-сырьевого к ресурсно-инновационному развитию ТЭК. Новая роль ТЭК в экономике страны будет состоять в переходе от «локомотива развития» к «стимулирующей инфраструктуре», обеспечивающей создание условий для развития российской экономики на основе ее диверсификации и роста технологического уровня.

Основные целевые ориентиры взаимодействия экономики и энергетики на период до 2035 года предусматривают снижение зависимости российской экономики от ТЭК за счет опережающего развития инновационных малоэнергоемких секторов и реализации технологического потенциала энергосбережения.

В проекте ЭС-2035 определены цели, задачи и система стратегических ориентиров, которые должны обеспечить адекватные ответы на внутренние и внешние вызовы. Целью стратегии является создание инновационного и эффективного энергетического сектора страны для устойчивого роста экономики. Достижение этой цели конкретизировано в следующих ключевых задачах:

- модернизация и развитие энергетики (комплексная модернизация нефтега-зопереработки, Единой энергетической системы, децентрализованной генерации, теплоснабжения и др.);

- повышение энергетической эффективности экономики страны;

- развитие внутренней энергетической инфраструктуры;

- развитие внутренних энергетических рынков (снижение степени монополизации, повышение эффективности регулирования, развитие конкуренции);

- внедрение принципов устойчивого развития в управление энергетическими компаниями и государственное регулирование развития энергетики.

Обеспечение энергетической безопасности будет осуществлено, в частности, за счет опережающего развития электроэнергетики с ростом установленной мощности электростанций более чем на 1/3 и выработки электроэнергии в 1,6 раза при увеличении доли АЭС с 16 до 22 - 23%, развития теплоснабжения преимущественно на базе теплофикации с использованием современных экономически и экологически эффективных когенерационных установок широкого диапазона мощности, при этом доля тепловых электростанций в централизованном отпуске тепла увеличится с 46 до 50 %, доля котельных сократится с 47 до 42 %.

В сфере электроэнергетики будет обеспечено:

- снижение среднего износа основных производственных фондов к 2035 г. приблизительно на 25% от уровня 2010 года;

- ликвидация дефицита и поддержание устойчивого резерва электро- и тепло-генерирующих мощностей, включающих поддержание резерва мощности электростанций на уровне 17% общей установленной мощности электростанций в ЕЭС России;

- снижение удельных расходов топлива на выработку электроэнергии к 2035 г. приблизительно на 48% от уровня 2010 года;

- достижение уровня эмиссии парниковых газов к 2035 г. не более 120% от уровня 2010 года.

Научное обоснование решения указанных проблем требует разработки системы иерархически связанных задач, методов их решения с решением координирующей задачи рациональной структуры генерирующих мощностей.

Настоящая диссертационная работа посвящена решению частной задачи выбора рациональных схем парогазовых установок с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии с обеспечением требуемых показателей надежности систем электро- и теплоснабжения. Работа выполнена в рамках федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 годы по теме «Разработка методологии исследования и создание энергоэффективных систем управления потреблением электрической и тепловой энергии в энергоемких промышленных комплексах» (ГК 14.740.11.01.07 от 10.09.2010 г.).

Работа выполнена на кафедре «Теплоэнергетика имени А.И. Андрю-щенко» в ФГБОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.» под руководством кандидата технических наук, профессора Ларина Евгения Александровича, которому автор выражает благодарность за внимательное руководство и помощь при выполнении работы. Автор признателен коллективам кафедры «Теплоэнергетика имени А.И. Ан-дрющенко» и Проблемной научно-исследовательской лаборатории теплоэнергетических установок электростанций и систем энергоснабжения СГТУ имени Гагарина Ю.А. за ценные советы и замечания, высказанные в процессе подготовки и обсуждения диссертации.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Выбор рациональных схем теплофикационных ПГУ с учетом надежности котла-утилизатора»

Введение

0.1 Состояние и перспективные направления развития комбинированных парогазовых установок в энергосистемах

В настоящее время электроэнергетика России включает более 700 электростанций, общая установленная мощность которых на 01.01.2015 г. составила 232,5 ГВт. В структуре генерирующих мощностей электростанций России на долю тепловых электростанций приходится 68,2% от общей установленной мощности, из которых 10,3% приходится на ГТУ и ПГУ, 27,6% на ТЭЦ и 30,3% на КЭС, на долю атомных электростанций - 11,3 % и 20,5 % на долю гидроэлектростанций [74]. Ежегодно все электростанции вырабатывают до одного триллиона кВт*ч электроэнергии. По данным «Системного оператора ЕЭС» в 2014 году был введен рекордный объем генерирующего оборудования в объединенных энергосистемах Центра, Урала, Юга и Сибири 7,3 ГВт, из которых на долю ПГУ приходится 4,1 ГВт. Наиболее крупные из них ПГУ-800 на Курской ГРЭС, ПГУ-400 МВт и ПГУ-420 МВт на Южноуральской ГРЭС-2, ПГУ-420 МВт на Няганской ГРЭС, ПГУ-410 МВт на Нижневартовской ГРЭС, ПГУ-420 МВт на Череповецкой ГРЭС, ПГУ-230 МВт на Кировской ТЭЦ-3, ПГУ-230 МВт на Ижевской ТЭЦ-1, ПГУ-110 МВт - ОАО «Ижорские заводы», ПГУ-420 МВт на ТЭЦ-16 «Мосэнерго», ПГУ -230 МВТ на Владимирской ТЭЦ -2 [74].

В результате реформирования структуры управления электроэнергетики РФ осуществился переход к развитию конкуренции на оптовом рынке электроэнергии и мощности, предусматривающий постепенный отказ от государственного регулирования цен на электроэнергию и переход к свободному ценообразованию для всех потребителей, за исключением населения [97,198].

В программных документах «Программа модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года» и Энергетическая стратегия России на

период до 2030 года (ЭС-2030) определены приоритеты развития энергетического сектора страны [140, 198,199]. В этом документе предусматривается замена выработавшего свой ресурс паротурбинного оборудования на новые парогазовые установки (ПГУ) на основе современных мощных ГТУ, у которых за последние десятилетия КПД вырос с 25 до 39%, а единичная мощность до 380 - 450 МВт [140]. Особую актуальность приобретает необходимость строительства ПГУ ТЭЦ, когда теплофикация в России переживает кризис, обусловленный отказом многих потребителей от централизованного теплоснабжения и их переходом на строительство собственных котельных. Это вызвано неоправданно высокой стоимостью электроэнергии и тепла на многих ТЭЦ, оснащенных устаревшим оборудованием, а также недостаточной надежностью тепловых сетей и значительными потерями тепла при передаче по ним [121-123]. В соответствии с ЭС-2030 мощность вводимых в эксплуатацию блоков ПГУ ТЭЦ к 2020 году составит 17515 МВт, в то время как на ПГУ КЭС будет приходиться 9595 МВт. Создание теплофикационных ПГУ с удельным расходом топлива на электроэнергию 243 - 245 г у.т./кВт*ч и удельным расходом топлива на тепловую энергию 138-140 кг у.т./Гкал позволят существенно снизить среднесистемные затраты топлива на выработку электрической и тепловой энергии. В [77,176,177] отмечается, что энергетические установки комбинированного цикла станут основой электроэнергетики третьего тысячелетия.

Повышение степени повышения давления воздуха в компрессоре более 10,0 и начальной температуры газа перед турбиной до 1300°С и выше, привело к тому, что наиболее эффективными стали ПГУ с котлом-утилизатором. В таблицах 0.1 - 0.2 приведены энергетические характеристики некоторых типов ГТУ отечественного и зарубежного производства, а также характеристики некоторых типов ПГУ на базе этих ГТУ.

Таблица 0.1- Технические данные отечественных и зарубежных ГТУ при температуре наружного воздуха 15°С

Показатель Тип газотурбинной установки (фи] рма-изготовитель)

PG6111 F А («General Electric») SGT5-4000F («Siemens») ГТД-110 («НПО «Сатурн») M701F4 («Mitsubishi) GT26 («Alstom»)

Электрическая мощность, МВт 77,42 288,0 114,5 303,9 285,0

Электрический КПД, % 35,57 39,5 36,0 38,88 38,2

Степень повышения давления воздуха в компрессоре 15,8 18,2 14,7 18,0 19,2

Температура уходящих газов, °С 600,6 577,0 517,0 602,0 640,0

Расход уходящих газов, кг/с 211,0 692,0 362,0 714,4 561,6

Расход топлива, кг/с (теплотворная способность топлива, кДж/кг) 4,42 (49 251) 15,00 (50 056) 6,27 ( 50 056) 15,8 (50 056) 13,7 (50 012)

Таблица 0.2 -Характеристики некоторых конденсационных и теплофикационных ПГУ

Показатель Тип ПГУ

ПГУ-110 ПГУ-285 ПГУ-325 ПГУ-410 ПГУ-800

Тип ПГУ теплофикационная конденсационная конденсационная теплофикационная конденсационная

Марка ГТУ PG 6111 F А У.94.2А ГТЭ-110 М701Р4 5вТ54000Г

Электрическая мощность ПГУ, МВт 110.0 284.8 301,0 416,5 771.2

Тепловая мощность ПГУ. Гкал/ч 77.5 - - 220,0 -

Абсолютный электрический КПД 0,5011 0,5355 0.5030 0.5266 0.5560

Удельный расход топлива на отпущение ю электрическою энергию. г/кВт*ч 204.26 218.1 - 203,0 221.3

Тип КУ двух давлений. горизонтальный. без дожигания трех давлений, горизонтальный, без дожигания двух дав-лешш. горизонтальный, без дожигания трех давлений, горизонтальный, без дожигания трех давлений. вертикальный, без дожигания

Тип ПТУ Т-25/33-7,6/0,12 К-90-9 К-110-6,5 Т-113/145-12,4 К-220-12.8

Продолжение таблицы 0.2

Показатель Тип ПГУ

ПГУ-110 ПГУ-285 ПГУ-325 ПГУ-410 ПГУ-800

Параметры пара ВД перед турбиной

Давление. МПа 7,62 9.0 6,6 12.35 16.0

Температура, °С 531,0 530.0 481,8 557,5 540.0

Параметры пара СД перед турбиной

Давление. МПа - 2.83 - 2.95 2,75

Температура, °С - 533.0 - 553,0 540.0

Параметры пара НД перед турбиной

Давление. МПа 0,63 0,32 0,60 0,48 0,25

Температура, °С 216,4 234.0 233,0 248,1 -

При температурах продуктов сгорания после газовых турбин около 600 °С возможно получение в КУ пара с параметрами до 13,0 МПа и температурой до 545 °С. При этом применение схем ПГУ с дожиганием топлива в среде уходящих газов оказывается не перспективным вследствие снижения удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении в теплофикационных ПГУ [131]. Поэтому в [131] в качестве способа повышения эффективности ПГУ, была предложена схема с подогревом питательной воды в экономайзере котла-утилизатора ПГУ, в которой подогрев части потока питательной воды осуществляется в воздухоохладителе ГТУ до температуры не

к - /?,

ниже температуры кипения при выполнении неравенства —1-—->?7„м„,0, где

К -

И0,ИК - энтальпия пара в начале и конце расширения в паровой турбине, Ъв0-энтальпия пароводяной среды за воздухоохладителем ГТУ, /7- КПД утилизационной ПГУ [131]. При низких параметрах пара в воздухоохладителе ГТУ осуществляется не только подогрев питательной воды до температуры кипения, но и ее частичное испарение. Наличие парообразования в поверхностях нагрева воздухоохладителя ГТУ может привести к появлению эрозион-

но-коррозийной усталости, что несколько ограничивает диапазон допустимых параметров пара для ЛГУ данного типа.

Техническое решение, позволяющее повысить тепловую экономичность ПГУ, было предложено Л.П. Шелудько [135]. Схема парогазовой установки с паротурбинным приводом компрессора и регенеративной газовой турбиной позволяет уменьшить мощность компрессора за счет впрыска в промежуточные ступени через расширительное сопло перегретой деаэрированной воды, снизить температуру перед регенератором и увеличить степень регенерации за счет впрыска в сжатый после компрессора воздух подогретой воды. В результате КПД ПГУ с паротурбинным приводом компрессора и регенеративной газовой турбиной повышается за счет уменьшения мощности компрессора и более полной утилизации теплоты отработавшей газопаровой смеси в регенераторе и газоохладителе.

Для ПГУ, содержащих ГТУ с водоохлаждаемыми воздухоохладителями (ВО) и КУ двух и трех давлений, может быть использовано предложение М.А. Верткина [132]. Техническим результатом изобретения является повышение производительности и температуры пара низкого давления за счет утилизации тепла водоохлаждаемого ВО ГТУ в паротурбинном цикле, что обеспечивает повышение мощности ПТ и КПД ПГУ без увеличения площади теплообмена КУ и без снижения эксплуатационной надежности оборудования. Предложенное техническое решение позволяет устранить такие недостатки ПГУ с ВО, как высокая металлоемкость хвостовых поверхностей нагрева КУ, громоздкость конструкции ВО ГТУ и понижение надежности паросиловой части ПГУ, связанной с возможностью попадания вместе с паром низкого давления воздуха в паровую турбину (из-за протечек в ВО ГТУ). Устранение недостатков осуществляется упрощением системы регулирования: давление и температура пара высокого (ВД) и низкого (НД) давления, температура воды за экономайзером высокого давления (ЭВД) и конденсата за газовым подогревателем конденсата (ГПК) перед деаэратором - «сколь-

зящие», давление в деаэраторе устанавливается автоматически в зависимости от температуры конденсата за ГПК и соотношения расходов греющего пара и конденсата. В случае превышения давления в деаэраторе некоторой предельной величины (1,3 - 1,4 МПа) при низких температурах наружного воздуха или в аварийной ситуации осуществляется сброс избыточного пара через аварийно-перепускной клапан в барабан низкого давления (БНД). Главным недостатком предложенного технического решения является то, что максимум КПД ПГУ не достигнут в связи с проблемой утилизации тепла в ВО ГТУ в паротурбинном цикле, ввиду отсутствия ВО ГТУ в схеме рассмотренной ПГУ [132].

В ПГУ без ограничения температуры пара перед паровой турбиной предлагается осуществить перегрев пара в камере сгорания ГТУ, в результате происходит повышение тепловой экономичности ПГУ по сравнению с традиционным циклом ПГУ с КУ [188].

Обобщая выполненные исследования, следует отметить, что одним из основных элементов, определяющих эффективность ПГУ, является котел-утилизатор. Установлено, что применение КУ с тремя уровнями давления пара и промперегревом обеспечивает предельный уровень сложности ПГУ. В работе [136] Ю.К. Петреня (ОАО "НПО "ЦКТИ") приведено утверждение о том, что для работы в базовой части графика электрических нагрузок и при использовании дорогого топлива целесообразно применять ПГУ мощностью 350-800 МВт с трехконтурным КУ с промперегревом, а для работы в переменной части графика с частыми пусками и остановами - ПГУ мощностью 350-600 МВт, для которых КУ проектируют по более простой схеме утилизационного контура, с двумя уровнями давления пара без промперегрева. Такой вывод является дискуссионным и требует более тщательного обоснования. Так, например, блоки ПГУ-575 на базе ГТУ типа SGT5-8000H останавливаются каждую ночь и выходные дни с последующим пуском из горячего

состояния за 30 минут от зажигания до полного набора нагрузки, однако КУ в этой схеме прямоточного типа в контуре высокого давления.

0.2 Анализ выполненных исследований по выбору рациональных схем и оптимизации параметров теплофикационных ПГУ

Теоретические основы создания парогазовых установок (ПГУ) различных типов разработаны еще в 60-70-х годах прошлого века научными коллективами Саратовского политехнического института под руководством проф. А.И. Андрющенко [11-15,18,19], Ленинградского политехнического института под руководством проф. А.Н. Ложкина, В.А. Зысина, В.А. Иванова и др. [70,90,130], Московского энергетического института под руководством проф. А.Д. Трухния, C.B. Цанева, В.Д. Бурова [174,175,181-184], Ивановского энергетического университета под руководством A.B. Мошкарина, Ю.В. Мельникова [96,97,102-110], ЦКТИ им. Ползунова И.И. под руководством проф. A.A. Канаева, Е.П. Прутковского, ВТИ им. Дзержинского Ф.Э. под руководством чл.-корр. РАН Г.Г. Ольховского, Ю.А. Радина [90,120123,145,146] и др. Изначально ПГУ, как наиболее эффективные, проектировались для эксплуатации в базовой части нагрузки и могли применяться для частичного замещения теплогенерирующих мощностей существующих блоков ТЭЦ в базовой части графика нагрузок. Однако в условиях повышения режимных требований к работе энергетических установок более высокие характеристики маневренности блоков ПГУ позволили использовать их в режимах регулирования нагрузки в энергосистеме. В результате ПГУ стали эксплуатироваться по переменному графику работы, что привело к увеличению числа пусков-остановов. Это явилось одной из причин снижения надежности энергоблоков. Особенно уязвимыми с точки зрения повреждаемости от малоцикловой усталости являются толстостенные трубопроводы пара и коллекторы, а также поверхности нагрева КУ [43,145].

Особенностью ПГУ по сравнению с обычными паросиловыми установками является зависимость КПД станции от температуры наружного воздуха. Из-за климатических особенностей России ГТУ, спроектированные для работы при нормальных условиях (tH = 15°С, /?нв=101,3 кПа, (р=60%), как правило, работают в переменном режиме. Этим обусловлена необходимость расчетов основных характеристик и параметров работы ПГУ на нерасчетных режимах. В работах ГОУ ВПО ИГЭУ [47,65,96,102-109,118] проведена оценка эффективности работы трехконтурных ПГУ мощностью 190, 285, 325, 400 и 800 МВт на частичных нагрузках и на режимах, отличных от расчетного. Исследования проводились для ПГУ на базе различных ГТУ (GT26 Aistom, SGT5-4000F, SGT-2000E Siemens), конденсационных ПТУ типа К-220-12,8 и К-110-6,5 и КУ двух и трех давлений. Как показано в [102,107,109,182], со снижением температуры наружного воздуха до «минус» 5°С расход выхлопных газов ГТУ растет, температура уходящих газов падает, что положительно сказывается на изменении мощности ГТУ и приводит к росту КПД ГТУ. Все это приводит к увеличению тепловой мощности ГТУ и тепловосприятия КУ, что вызывает рост расходов пара и, как следствие, рост мощности и КПД ПТУ и всей установки в целом. При дальнейшем снижении температуры воздуха (ниже «минус» 5°С) система регулирования ГТУ прикрытием ВНА снижает подачу воздуха в компрессор, тем самым ограничивая вырабатываемую мощность ГТУ. Одновременное понижение температуры наружного воздуха и расхода выхлопных газов обусловливает уменьшение теплоты, утилизируемой в КУ, снижение интенсивности теплообмена за счет изменения плотности, расходов газа и скорости обтекания поверхностей нагрева КУ.

В работах ГОУ ВПО ИГЭУ [47,65,96,102-109, 118] была произведена оценка изменения показателей ПГУ при изменении относительной мощности. Анализ показателей работы на частичных нагрузках конденсационных ПГУ с КУ двух и трех давлений показал, что при совместной работе ГТУ и

ПТУ, выгоднее разгрузка последней исходя из условий минимального прироста расхода топлива [96].

В [81] отмечено, что для теплофикационных ПГУ основным режимом работы паровой части блока ПГУ является режим скользящего давления, нижняя граница которого по техническим ограничениям КУ соответствует примерно 50%-й нагрузке ГТУ.

Существенный вклад в анализ переменных режимов ПГУ сделан научной школой ГОУ ВПО ИГЭУ [46,47,96,102,107,109]. Однако в этих работах рассматривались только варианты конденсационных ПГУ и не проводился анализ характеристик работы теплофикационных блоков ПГУ. Анализ термодинамических циклов конденсационных и теплофикационных трехкон-турных ПГУ в исследованиях A.B. Девянина и др. [57,60,61,72,91,104106,155] показал, что оптимальные начальные параметры рабочего тела паровой части теплофикационных и конденсационных ПГУ практически совпадают. Поэтому из-за большей доступности оптимизационные расчеты параметров тепловых схем трехконтурных ПГУ проводились для ПГУ, работающей в конденсационном режиме, при среднегодовой температуре наружного воздуха. В качестве критерия оптимизации выступал максимум электрического КПД ПГУ. В силу того, что при неизменной газотурбинной части теплота, отработавших в турбине газов будет практически неизменной при постоянных параметрах наружного воздуха, максимум КПД ПГУ достигается при максимально возможной полезной работе утилизационной паросиловой части. На основании этого были получены следующие результаты: для каждого принятого значения давления пара ВД существует оптимальное значение давления пара промперегрева; повышение температуры пара всегда термодинамически выгодно; на КПД ПГУ влияют площадь выхлопа ЦНД и давление в конденсаторе. Каждой величине площади выхлопа ЦНД соответствует оптимальное значение давления в конденсаторе. Однако, параметры пара ВД и промперегрева, температурные напоры на холодных концах испари-

тельных поверхностей нагрева КУ, недогрев питательной воды в экономайзере КУ до температуры насыщения в барабане котла, а также диаметры трубопроводов острого пара и пара промперегрева необходимо оценивать на основе экономических критериев, т.к. изменения этих параметров приводят не только к изменению электрического КПД ПГУ, но и к изменению капиталовложений в КУ, паропроводы, насосы. Так, для ПГУ с температурой на выходе из газовой турбины 570°С, оптимальные параметры паросиловой части составляют: давление пара ВД 12,7 МПа, давление пара СД 2,8 МПа, давление пара НД 0,4 МПа, оптимальное давление промперегрева 2,9 МПа [57]. Проведенная в работе [57] технико-экономическая оптимизация схемы теплофикационной трехконтурной ПГУ показала, что экономически целесообразно оснащать сетевые подогреватели охладителями дренажа, что позволяет получить дополнительно 2,3 МВт мощности в отопительный период, а также применять ГПК с увеличенной поверхностью теплообмена для использования рециркуляции конденсата в целях подогрева сетевой воды и получения дополнительного количества тепла около 13 Гкал/ч в отопительный период.

В работе P.A. Ильина [73] была рассмотрена термодинамическая эффективность теплофикационной ПГУ-110 на базе двух ГТУ типа LM 6000 General Electric мощностью 44,65 МВт с номинальной тепловой мощностью 66 Гкал/ч и КПД ПГУ 50%. Термодинамическая эффективность оценивалась в условиях увеличения максимальной мощности ГТУ до 48 МВт за счет установки системы повышения мощности Spray Inter-Cooled Turbine (SPRINT) - использование технологии охлаждения газовой турбины. Оценка мощности ПГУ проводилась с учетом поправочных коэффициентов от изменения температур наружного воздуха, параметров свежего пара на входе в цилиндр высокого давления (ЦВД) паровой турбины и давления пара за ПТУ. В действительности согласно ГОСТ Р 52782-2007 ( проект ИСО-2314) количество поправочных коэффициентов больше.

В качестве критерия оценки эффективности предлагается КПД-брутто, равный отношению выработанной электрической мощности ПГУ Э к затратам энергии при сжигании топлива QCM. [73]

. (0.1)

о У в ор

х^сж ^^ т ¿Zu

Расчетами было установлено, что КПД-брутто ПГУ-110 до установки системы SPRINT не зависит от температуры наружного воздуха при постоянной мощности установки. Авторы предлагают рассматривать КПД-брутто как коэффициент, позволяющий, по мнению авторов, повысить точность расчета термодинамической эффективности ПГУ.

В работах А.Д. Трухния [172-174] в качестве показателя экономической эффективности ПГУ с КУ предлагается электрический КПД. Расчет КПД произведен для цикла трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара и оценено влияние параметров контуров ВД, СД и НД на экономические характеристики, показатели надежности КУ, цилиндров ПТУ и ПГУ в целом. Исходными данными является заданный тип ГТУ, под который проектируется КУ и подбирается существующая паровая турбина. Это частный случай, как правило, проектирование ПТУ осуществляется для выбранной схемы. Термодинамическая эффективность утилизационных ПГУ в таких условиях в значительной степени определяется тепловой эффективностью паротурбинного цикла. Режим работы КУ определяет условия работы паротурбинной установки, так как изменение давлений в контурах КУ ведет к изменению теплоперепадов в цилиндрах ПТУ, что вызывает изменение расходов пара по контурам ВД, СД, НД и влияет как на значение внутреннего относительного КПД цилиндров, так и на мощность ПТУ.

Оптимальными параметрами пара для паросилового цикла ПГУ с трех-контурным КУ с промперегревом является температура пара перед ЦВД в диапазоне от 545 до 605°С и давление пара перед ЦВД в диапазоне от 12 до 20 МПа в зависимости от температуры газа после турбины[172, 173]. Огра-

ничение уровня высокого давления в КУ вызвано условием обеспечения надежности циркуляции теплоносителя в контуре при работе на низких нагрузках. Совместное изменение температур пара перед ЦВД и цилиндром среднего давления (ЦСД) на каждые 10°С приводят к уменьшению КПД КУ на 0,55%, увеличению КПД ПТУ на 0,15%, увеличению КПД ПТУ на 0,07% и росту мощности ПТУ на 0,45%. В то время как теплоперепады ЦСД и цилиндра низкого давления (ЦНД) изменяются незначительно [172,173].

Существенное влияние на КПД ПГУ и на долю выработки мощности в ЦСД оказывает выбор среднего (разделительного) давления в КУ. Это обусловлено большим влиянием давления в среднем контуре на конечную влажность паровой турбины. Рост СД приводит к уменьшению расходов в контуре СД и увеличению расходов в контурах ВД и НД. Связано это с тем, что при увеличении давления температура насыщения растет, что приводит к увеличению температуры продуктов сгорания за испарительной поверхностью нагрева контура СД. Это и приводит к тому, что тепловая мощность ИСД снижается, и соответственно уменьшается расход пара СД. Тепловая мощность КУ изменяется, происходит увеличение суммарного расхода пара через КУ, что приводит к снижению температуры уходящих газов в среднем на 3°С и росту КПД на 0,5%. Увеличение разделительного давления на 1,0 МПа приводит к росту КПД на 0,17%. Оптимальным для контура СД является давления в диапазоне 2-3 МПа и определяется ростом конечной влажности пара. Для двух- и трехконтурных ПГУ существует ограничение по давлению в контуре НД и оно не должно превышать атмосферного давления. Поэтому допустимые значения НД не ниже 0,015 МПа (при разгрузке блока ПГУ до 55-60%) [41,48,104-106,172,173,181].

В [63,71,117,167,190-196] исследованы вопросы повышения эффективности энергоблоков ТЭС, частности ПГУ на твердом топливе. Анализ результатов оптимизационных термодинамических исследований [60,61,128] показал, что при температуре продуктов сгорания на входе в газовую турби-

ну ts=\ 100-1300°С, минимальном температурном напоре на горячем конце экономайзера ЛТтт=30°С оптимальное значение степени повышения давления в компрессоре составит жк = 14,9 - 21,1, оптимальное значение начального давления пара контура ВД составит рцвд= 6,5-17,3 МПа, контура НД Ро,нд=0,28-0,42 МПа, при этом значение эффективного КПД достигает 54,5%. Кроме того, установлено, что при АТтт=0°С оптимальное значение степени повышения давления воздуха в осевом компрессоре достигнет своего максимального значения, начальные параметры пара контуров ВД и НД сильно зависят от температуры продуктов сгорания на входе в газовую турбину t3, степени повышения давления жк и минимального температурного напора ЛТтт [128].

Задача оптимизационных исследований трехконтурной конденсационной ПГУ с промежуточным перегревом пара с учетом всех параметров газотурбинной и паротурбинной установок, наряду с параметрами КУ и тепловой схемы в целом, была поставлена в диссертационной работе Г.В. Сойко [155]. В работе показано, что для каждого значения температуры острого пара контура ВД и пара промперегрева существует комбинация параметров, обеспечивающих максимальную полезную электрическую мощность ПТУ. Для каждого значения давления свежего пара контура ВД существует комбинация значений давления пара в контурах СД и НД. С ростом значений температуры газов на выходе из ГТ увеличиваются оптимальные значения давления пара контуров СД и НД. Более подробные результаты оптимизации параметров ПГУ КЭС на базе ГТУ типа SGT5-4000F и SCC5-4000F приведены в [48,155].

Следует отметить, что достижение низких значений температур уходящих газов возможно при использовании развитых хвостовых поверхностей нагрева КУ (ГПК, ВВТО) и ограничивается условием конденсации водяных паров на низкотемпературных поверхностях КУ.

Вопросы оптимизации давлений пара для ПГУ с КУ двух давлений рассмотрены в [106,107]. Исследовались блоки ПГУ-190. С учетом особенностей режимов работы ПГУ в покрытии полупиковых и пиковых частей графика электрической нагрузки и других технических ограничений (предельная влажность пара, температура уходящих газов) граница оптимальных значений ВД для ПГУ с КУ двух давлений составляет 8 МПа, для ПГУ с КУ двух давлений с промперегревом 5-20 МПа (контур ВД). Влияние недогревов в испарительных поверхностях КУ ПГУ с КУ трех давлений с промежуточным перегревом пара на технико-экономические показатели работы ПГУ оценивается в статье НИУ МЭИ [48]. Вопросы оптимизации расположения поверхностей нагрева КУ не рассматриваются. Расчеты проводились для случаев, когда недогрев на холодных концах испарителей ВД, СД и НД составлял 5, 15 и 25°С. Исследования показали, что с увеличением величины недогрева в испарительных поверхностях, мощность, КПД ПГУ и поверхность нагрева КУ уменьшаются. В результате установлено, что оптимальное значение температурного напора на холодном конце испарителя КУ составляет 15°С [48].

Оптимизация параметров теплофикационной ПГУ-230 с КУ двух давлений с учетом влияния параметров наружного воздуха и аэродинамики газового тракта КУ рассматривается в работе БИТУ [55]. В ходе расчетов установлено, что для климатических условий г. Минска при температурах наружного воздуха, близких к расчетной, достигается максимум тепловой экономичности. При снижении температуры наружного воздуха КПД ПГУ падает, это происходит за счет преобладания влияния паротурбинной части, снижение экономичности и удельной мощности которой не компенсируется ростом КПД ГТУ и увеличением расхода продуктов сгорания. Для ПГУ-230 с КУ двух давлений без промперегрева пара в качестве оптимальных значений давления контура ВД и НД приняты 7,0-8,2 МПа и 0,64-0,75 МПа соответственно.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Анкудинова, Мария Сергеевна, 2015 год

Список литературы

1. Авдуевский B.C. Надежность и эффективность в технике: справочник: в 10 т. / B.C. Авдуевский [и др.]. - М.: Машиностроение, 1986.-10 т.

2. Аминов Р.З. Влияние режимов работы на выработку ресурса энергоблока ТЭС/ Р.З. Аминов, М.В. Гариевский, А.Ф. Шкрет// Проблемы теплоэнергетики: сб. науч. тр. - Саратов, 2014. - С. 19-22.

3. Андрющенко А.И. Комбинирование теплофикационных систем - способ повышения экономичности и надежности теплоснабжения //Изв. вузов и энергетических объединений СНГ / А.И. Андрющенко// Энергетика. -1995. №3-4. - С. 3-4.

4. Андрющенко А.И. Комбинированные системы теплоэнергоснабжения и их эффективность/ А.И. Андрющенко // Теплоэнергетика. - 1996. -№5.- С.2-7.

5. Андрющенко А.И. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций / А.И. Андрющенко, Р.З. Аминов. - М.: Высшая школа, 1983. - 256 с.

6. Андрющенко А.И. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС / А.И. Андрющенко, A.B. Змачинский, В.А. Понятов. - М.: Высш. школа, 1974.280 с.

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

8. Андрющенко А.И. Новые высокоэффективные системы теплоснабжения / А.И. Андрющенко// Материалы межвузовского научного семинара по проблемам теплоэнергетики: сб. науч. тр./Сар. гос. техн. ун-т, Саратов. 1996.- С.19-21.

9. Андрющенко А.И. Проблемы развития энергетики России / А.И. Андрющенко // Проблемы повышения эффективности и надежности систем теп-

лоэнергоснабжения: сб. науч. тр./ Сар. гос. техн. ун-т, Саратов-Самара.-1999. -С.З -6.

10. Андрющенко А.И. Метод эксергетнческого анализа термодинамических систем и комплексов: учеб. пособие /А.И. Андрющенко А.И., Е.А. Ларин, JI.A. Сандалова. - Саратов: СГТУ, 2008. - 74с.

11. Андрющенко А.И. Возможные пути развития и применения парогазовых установок/ А.И. Андрющенко // Парогазовые энергетические установки: сб. науч. сообщ. - Саратов, 1968. - С.5-14.

12. Андрющенко А.И. Образцовые циклы теплоэнергетических установок и их оптимизация /А.И. Андрющенко, А.Б. Дубинин. - Саратов: Изд-во СПИ, 1988.-69с.

13. Андрющенко А.И. Эксергетические основы выбора циклов теплоэнергетических установок/ А.И. Андрющенко,А.Б. Дубинин// Теплоэнергетика и теплофизика: сб. докл.конф., 19 окт. 1998г. - М.: Изд-во МЭИ, 1998. - С.95-105.

14. Андрющенко А.И. Парогазовые установки электростанций/А.И. Андрющенко, В.Н. Лапшов . - М.-Л.: «Энергия», 1965. - 248с.

15. Андрющенко А.И. Рациональные циклы и схемы парогазовых теплофикационных установок/А.И. Андрющенко, В.Н. Лапшов // Теплоэнергетика. -1961. - №11. - С. 13-18.

16. Андрющенко А.И. Методика системных термодинамических исследований в теплоэнергетике / А.И. Андрющенко. - Саратов. Изд-во СГТУ, 1996. -97с.

17. Андрющенко А.И. О показателях термодинамической эффективности тепловых электростанций/ А.И. Андрющенко // Изв. вузов «Энергетика». -1990. - №11. - С.3-10.

18. Андрющенко А.И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок / А.И. Андрющенко. - М.: Высшая школа, 1985. - 319с.

19. Андрющенко А.И. Системная эффективность бинарных ПГУ-ТЭЦ/ А.И. Андрющенко // Теплоэнергетика. - 2000. - №12. - С.11-16.

20. Андрющенко А.И. Термодинамические основы комбинирования циклов теплоэнергетических установок// Теплоэнергетика, 1979.-№1. -С.51-55.

21. Андрющенко А.И. Некоторые пути увеличения экономии топлива от теплофикации и определение эффективности ТЭЦ в энергосистеме / А.И. Андрющенко //Проблемы энергосбережения. - Киев, 1995. - №2-3. - С. 99-105.

22. Анкудинова М. С. Методика расчета и обеспечения надежности систем теплоснабжения / М.С. Анкудинова, Е.А. Ларин, Л.А. Сандалова // Проблемы энерго- и ресурсосбережения : сб. науч. тр. / СГТУ. - Саратов, 2010. - С. 289294.

23. Анкудинова М. С. К расчету показателей надежности маневренных комбинированных установок / М.С. Анкудинова, Е.А. Ларин, Л.А. Сандалова // Проблемы электроэнергетики: сб. науч. тр. / СГТУ. - Саратов, 2010.-С.140-144.

24. Анкудинова М. С. Методические основы расчета безотказности парогенераторов ПГУ / М.С. Анкудинова, Е.А. Ларин, Л.А. Сандалова // Проблемы теплоэнергетики : сб. науч. тр. - Саратов, 2011. - С. 270-274.

25. Анкудинова М. С., Ларин Е.А., Сандалова Л.А. Методические положения расчета безотказности парогенераторов ПГУ В кн.: Энергетика. Эффективность, надежность, безопасность: материалы XVII всероссийской научно-технической конференции,Томск,2012.Томск: Изд.ТГТУ,2012.-С.89-92.

26. Анкудинова М. С. Методические положения оптимизации показателей надежности элементов отопительных ПГУ / М.С. Анкудинова, Е.А. Ларин, Л.А. Сандалова // Проблемы энерго- и ресурсосбережения : сб. науч. тр. / СГТУ. - Саратов, 2012. - С. 131-136.

27. Анкудинова М. С. Учет неопределенности информации о надежности элементов при выборе схем и параметров ПГУ / М.С. Анкудинова, Е.А. Ларин, Л.А. Сандалова // Проблемы теплоэнергетики : сб. науч. тр. - Саратов, 2012. -С. 93-97.

28. Анкудинова М. С. Information System for Reliability Optimization Problems Power Systems/ M.C. Анкудинова, E.A. Ларин, Л.А. Сандалова // International Congress on Information Technologies -2012 (ICIT-2012). - Saratov, - 2012.-C.55.

29. Анкудинова M.C. Математическая модель и методика расчета безотказности парогенераторов отопительных парогазовых установок / М.С. Анкудинова, Е.А. Ларин, Л.А. Сандалова // Вестник СГТУ. - 2012,- № 2 (66).- С. 152-157.

30. Анкудинова М.С. Математическая модель расчета безотказности парогенераторов парогазовых установок / М.С. Анкудинова, Е.А. Ларин, Л.А. Сандалова // VII Международная научно-практич. конференция «DNY VEDI-2012»: матер, конф. - Praha.-2012.-C.42-47.

31. Анкудинова М. С. Методика расчета показателей надежности котлов-утилизаторов структурно-сложных отопительных ПГУ / М.С. Анкудинова, Е.А. Ларин, К.Э. Обозов // В кн.: VIII Международная научно-технич. конференция «Энергия-2013»: сб. науч. тр./ ИГЭУ, Иваново. -2013. -С.63-68.

32. Анкудинова М.С. Вероятностная модель расчета безотказности эле-мснюв энергооборудования комбинированных ТЭУ , М.С. Анкудинова'/ Современные проблемы науки и образования [Электронный журнал] - М.. 2013.-№6.-С.1-5. Режим доступа: http://www.science-education.ru/l 13-11356.

33. Анкудинова М.С. Оптимизация аварийного резерва мощности в развивающейся энергосистеме / М.С. Анкудинова, Е.А. Ларин, К.Э. Обозов // Проблемы энерго- и ресурсосбережения : сб. науч. тр. / СГТУ. - Саратов, 2014. -С. 20-25.

34. Анкудинова М.С. Методы и модели расчета и обеспечения наджности отопительных ПГУ в системах теплоэнергоснабжения/ М.С. Анкудинова, Е.А. Ларин, К.Э. Обозов, Л.А. Сандалова // Сб. материалов докладов Нац. конгр. ро энергет., 8-12 сент. 2014 г.: в 5 т. Т. 2. - Казань: Казан, гос. энерг. ун-т, 2014. -С.276-287.

35. Анкудинова М.С. Метод расчета показателей надежности теплофикационных парогазовых установок в системах теплоэнергоснабжения / М.С. Анкудинова, Е.А. Ларин, К.Э. Обозов, Л.А. Сандалова // Проблемы теплоэнергетики : сб. науч. тр. - Саратов, 2014. - С. 23-29.

36. Анкудинова М.С. Сравнительная системная тепловая и топливная эффективность отопительных ПГУ / М.С. Анкудинова, Е.А. Ларин, Л.А. Сандалова // Труды Академэнерго. - 2015. - № 1. -С. 47-56.

37. Анкудинова М.С. Метод учета неопределенности информации о надежности при оптимизации схем и параметров ПГУ в системах теплоэнергоснабжения/ М.С. Анкудинова, Е.А. Ларин, К.Э. Обозов// Современные проблемы науки и образования. - 2015. - № 1: URL: http:,,www.science-education.ru< 121-18271

38. Анкудинова М.С. Методы расчета и учета показателей надежности котла-утилизатора при выборе рациональных схем отопительных ПГУ/ М.С. Анкудинова, Е.А. Ларин, Л.А. Сандалова // Вестник СГТУ. - 2015.- № 2 (79).-С.133-141.

39. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод) / Под ред. С.И. Мочана. - Л.: Энергия, 1977. - 256 с.

40. Беляев С.А. Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС: учеб. пособие / С.А. Беляев, В.В. Литвак, С.С. Солод. - Томск: Изд-во НТЛ, 2008.-218 с.

41. Березинец, П.А. Разработка и исследование циклов, схем и режимов работы парогазовых установок: автореф.дис. ... д-ра техн. наук: 05.14.14 /Березинец Павел Андреевич. - М.,2012. - 45с.

42. Биргер И.А. Прочность, устойчивость, колебания: справочник в 3 т. / под общ. ред. И.А. Биргера, Я.Г. Пановко. - М.: Машиностроение, 1988. - Зт.

43. Богачев А.Ф. Особенности эксплуатации и повреждаемость котлов-утилизаторов бинарных парогазовых установок / Богачев А.Ф., Радин Ю.А., Герасименко О.Б. - М.: Энергоатомиздат,2008. - 244 с.

44. Большев Л.Н. Таблицы математической статистики /Л.Н. Болыпев,Н.В. Смирнов. - М: Вычислительный центр АН СССР, 1968.- 474 с.

45. Будаков И.В. Оптимизация температуры уходящих газов ПГУ-325. В кн.: Теплоэнергетика: тез. докл. VI региональной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Энергия -2011», Иваново, 28 апреля 2011.-С.38-41.

46. Будаков И.В. Методика комплексного теплового расчета двухконтур-ной бинарной ПГУ утилизационного типа на переменном режиме. В кн.: Теплоэнергетика: тез. докл. VI региональной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Энергия -2011», Иваново, 28 апреля 2011.-С.41-46.

47. Будаков, И.В. Исследование и совершенствование режимов эксплуатации ПГУ-325: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.14.14 /Будаков Игорь Владимирович. - М., 2012. - 20 с.

48. Буров В.Д. Выбор методики моделирования и исследования тепловых схем парогазовых ТЭС / В.Д. Буров, Г.В. Сойко, Д.А. Безбородов // Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем : сб. науч. тр. II всероссийской научно-практ. конф. «ЭНЕРГО -2012». -М.: Издательский дом МЭИ, 2012. - С. 145-148.

49. Вентцель Е.С. Теория вероятностей: уч. для вузов /Е.С. Вентцель. - М.: Высш. шк., 2006. -575 с.

50. Вукалович М.П. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара /М.П. Вукалович, С.Л. Ривкин, А.А. Александров. -М.: Издательство стандартов, 1969. - 408 с.

51. Гнеденко Б.В. Математические методы в теории надежности / Б.В. Гнеденко, Ю.К. Беляев, А.Д. Соловьев. - М.: Наука, 1985. - 524 с.

52. Горбатенко В .Я. Аэродинамические характеристики поперечно-омываемых пучков труб с просечным спирально-ленточным оребрением /В.Я. Горбатенко, И.В. Галущак// Энергетические и теплотехнические процессы и

оборудование, НТУ «Харьковский политехнический институт», Украина,-2008. - Вып.6.

53. ГОСТ 27.002.-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения,- М.: Стандартинформ,2005. - 72 с.

54. Грибов В.Б Об оптимизации схем и параметров ПГУ с котлом-утилизатором /В.Б. Грибов, Т.Н. Комисарчик, E.H. Прутковский E.H. // Энергетическое строительство.-1995. -№3. - С.56-63.

55. Гринчук A.C. Влияние параметров циклового воздуха и аэродинамики газового тракта на экономичность ГТУ и ПГУ ' А. С. Гринчук // Известия высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ - Энергетика: научно-технический и производственный журнал. - 2009. - N 6. - С. 74-81.

56. Григорьев В.А. Тепловые и атомные электростанции: справочник: в 4 т./ под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. - 2-е изд., переаб. - М.: Энер-гоатомиздат, 1989. - 4т.

57. Девянин, A.B. Оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.14.14 / Девянин Алексей Вячеславович. - М.,2009. - 17 с.

58. Двайт Г.Б. Таблицы интегралов и другие математические формулы / Под. ред. К.А. Семендеева. -М.: Изд-во Наука, 1966. -288с.

59. Доверман Г.И. Расчет котлов-утилизаторов с использованием программного продукта BOILER DESIGNER / Г.И. Доверман, Б.Л. Шелыгин, A.B. Мошкарин , Ю.В. Мельников// Вестник ИГЭУ.-2008.- Вып.2.

60. Дубинин А.Б. Анализ термодинамической эффективности утилизационных паровых циклов бинарных ПГУ /А.Б. Дубинин, В.Н. Осипов // Совершенствование энергетических систем и комплексов: сб. науч. тр. - Саратов: СГТУ, 2000.-С. 15 -24.

61. Дубинин А.Б. Термодинамическая оптимизация основных параметров циклов бинарных ПГУ/ А.Б. Дубинин, В.Н. Осипов // Проблемы развития

энергетики России и Поволожья: Материалы межвуз. науч. конф. - Самара: СамГТУ, 2000 - С.37-44.

62. Дьяков А.Ф. Теплофикационная парогазовая установка СевероЗападной ТЭЦ/ А.Ф. Дьяков, П.А. Березинец, Р.И. Костюк и др.// Электрические станции. - 1996. -№7. - С. 11-17.

63. Егорова Е.М. Методический подход к оценке эффективности инвестиций в ПГУ ТЭЦ при оптимизации их параметров / Е.М. Егорова, П.А. Щинни-ков//Теплоэнергетические системы и агрегаты: сб. науч. тр. - Вып.7. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. - С. 42-50.

64. Ефимочкин Г.И Совершенствование тепловых схем энергоблоков/Г.И. Ефимочкин, Б.И. Шмуклер, Т.Д. Авруцкий Т.Д. // Теплоэнергетика. - 2000. -№4.-С. 48-53.

65. Жамлиханов Т.А. Особенности эксплуатации блоков ПГУ мощностью 410 МВт на основе зарубежных газовых турбин в условиях отечественного-климата. В кн.: Теплоэнергетика: тез. докл. VI региональной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Энергия -2011», Иваново, 28 апреля 2011.-С.31-33.

66. Замоторин Р.В. Системная эффективность малых ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ: дис. ... кагд. техн. наук: 05.14.01 / Замоторин Роман Владимирович. - Саратов, 1999. -184с.

67. Зарянкин А.Е. Парогазовые технологии производства электроэнергии на базе одновальных ПГУ / А.Е. Зарянкин, А.С. Магер, А.Н. Рогалев // Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем : сб. науч. тр. II всероссийской научно-практ. конф. «ЭНЕРГО -2012». -М.: Издательский дом МЭИ, 2012. -С. 179-181.

68. Зарянкин В.А. Сравнительный анализ схем ПГУ с газотурбинным и паротурбинным приводами компрессора / В.А.Зарянкин, С.К. Сторожук, C.B. Арианов// Газотурбинные технологии. -2008.- № 8. -С.46-52.

69. Зельдович Я.Б. Окисление азота при горении /Зельдович Я.Б., Садовников П.Я., Франк-Каменецкий Д.А. - М.: Изд. АН СССР, 1947. - 242 с.

70. Зысин В. А. Комбинированные ПГУ и циклы / В. А. Зысин,-М.:ГЭИ,1962.-187 с.

71. Зыков В.В., Щинников П.А., Ноздренко Г.В. Применение методологии теории подобия в системных исследованиях ТЭЦ //Теплоэнергетика: сб. науч. тр. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. - С. 75-78.

72. Иванов В.А. Термодинамическая оптимизация параметров бинарных ПГУ с газотурбинной установкой сложного цикла /В.А. Иванов// Вестник АГТУ Сер.: Морская техника и технологии.- 2009. -№ 2.-С.135-138.

73. Ильин P.A. Термодинамическая эффективность парогазовой установки ПГУ-110/ Р. А. Ильин, О. В. Пастухов // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - 2013. - № 8. - С. 24-26.

74. Информационный обзор «Единая энергетическая система России: промежуточные итоги» (оперативные данные) [Электронный ресурс]. -Москва.-2015. - Режим доступа: http://so-ups.ru/filcadmin/files/company/reports/ups-rcview/2015/ups_review_feb 15.pdf

75. Ионин A.A. Надежность систем тепловых сетей /A.A. Ионин. - М.: Стройиздат, 1989. - 268 с.

76. Исаченко, В.П. Теплопередача: учеб. для вузов /В.П. Исаченко, В.А. Осипова, A.C. Сукомел,- 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергия, 1975. - 488 с.

77. Карачев А.И. О некоторых итогах эксплуатации современных отечественных ПГУ / А.И. Карачев, И.В. Будаков // науч.- техн. журнал Надежность и безопасность энергетики.-2008.-№2.

78. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем/ В.Г. Китушин. - М.: Высшая школа, 1984. - 256 с.

79. Когаев В.П. Расчеты на прочность при напряжениях переменных во времени / В.П. Когаев. -М.: Машиностроение, 1977. -232с.

80. Корн Г. Справочник по математике (для научных работников и инженеров) / Г. Корн, Т. Корн,- М.: Наука, 1973. - 832 с.

81. Костюк Р.И. Разработка теплофикационных бинарных парогазовых установок и исследование технологии их эксплуатации (на примере ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге): автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.14.01 / Костюк Р.И. - М., 1998. - 63с.

82. Ларин Е.А. Методы и модели расчета и обеспечения надежности комбинированных теплоэнергетических установок и систем /Е.А. Ларин// Вестник СГТУ.-2004,- №3(4). - С. 44-57.

83. Ларин Е.А. Метод расчета надежности теплоэнергоснабжающих систем / Е.А. Ларин, Л.А. Сандалова //Изв. Вузов. Энергетика. -1989. - №7. -С.61-65.

84. Ларин Е.А. Методика расчета системной топливной эффективности теплофикационных ПГУ / Е.А. Ларин, A.A. Соколов // Актуальные вопросы промышленной теплоэнергетики и энергосбережения: Межвузовский научный сборник - Саратов,2004. - С. 182-190.

85. Ларин Е.А. Основные положения определения системной эффективности теплофикационных ПГУ в системах энергоснабжения / Е.А. Ларин, A.A. Соколов// Технические, экономические и экологические проблемы энергосбережения: материалы международной конференции 2-3 окт. 2002г. - Сара-тов:СГТУ,2002. - С. 78-82.

86. Ларин Е.А. Технико-экономическая оптимизация всокотемпературных АЭС/ Ларин Е.А..-Саратов:Изд СГУ, 1989.-120 с.

87. Ларин Е.А. Системная топливная эффективность парогазовых электростанций малой и средней мощности в системе теплоснабжения / Е.А. Ларин, A.A. Соколов// Проблемы энергетики: Межвузовский научный сборник. - Саратов,2004. - С. 126-133.

88. Ларин Е.А. Учет неопределенности информации в технико-экономических расчетах энергоустановок / Е.А. Ларин, Л.А. Сандалова// Изв. Вузов. Энергетика. -1987. -№10. -С.83-85.

89. Лесных A.B. Оценка ущерба и регулирование ответственности за перерывы в электроснабжении: зарубежный опыт / A.B. Лесных, В.В. Лесных// Проблемы анализа риска, Том 2. -2005. - №1.- С. 33 -55.

90. Ложкин А.Н. Бинарные установки. Рабочий процесс и конструкции оборудования / А.И. Ложкин A.A. Канаев // ГНТИ машиностроит. лит., 1946.

91. Лукьянова Т.С. Исследование влияния термодинамических параметров паросилового цикла на показатели трехконтурных ПТУ с промежуточным подогревом пара / Т.С. Лукьянова, А.Д. Трухний // Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем : сб. науч. тр. II всероссийской научно-практ. конф. «ЭНЕРГО -2012». -М.: Издательский дом МЭИ, 2012.- С. 208-212.

92. Любимова Л.Л. Уровень внутренних структурных напряжений как показатель работоспособности длительно-эксплуатируемого пароперегревателя / Л.Л. Любимова, A.A. Макеев и др.// Известия Томского политехнического ун-та.-2011.-№4.-С. 45-48.

93. Манов H.A. Методы и модели исследования надежности электроэнергетических систем: монография / H.A. Манов, М.В. Хохлов, Ю.Я. Чукреев и др.; под общ. ред. H.A. Манова,- Сыктывкар: Коми научный центр УРо-РАН,2010. -292 с.

94. Маньковский О.Н. Теплообменные аппараты химических производств / Маньковский О.Н., Толчинский А.Р., Александров М.В. -Л.: «Химия», 1976.368 с.

95. Мелентьев Л.А. Системные исследования в энергетике /Л.А. Меленть-ев. - М.: Наука, 1983. -455 с.

96. Мельников Ю.В. Совершенствование выбора тепловых схем и параметров одноцелевых утилизационных парогазовых установок: автореф.дис.

...канд. техн. наук: 05.14.01 / Мельников Юрий Викторович. - Иваново, 2009.24 с.

97. Мельников Ю.В. Обзор направлений и объема ввода парогазовых блоков в мире и в России / Ю.В. Мельников, A.B. Мошкарин // Повышение эффективности работы энергосистем: Тр. ИГЭУ. -2009.-вып.9. -С.3-19.

98. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: утверждены Минэкономики РФ, Минфином РФ, Госстроем РФот 21.06.1999 № ВК 477,- Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_28224./

99. Митюшов A.A. Оценка микроповрежденности металла паропроводов по остаточным деформациям / A.A. Митюшов, С.И. Шувалов // Теплоэнергетика: тезисы докладов регион, научн.-технич. конф. студ. и аспир.-Иваново.: ИГЭУ.-2011,- С.4-6.

100. Митюшов A.A. Зависимость микроповреждений стали паропроводов от величины остаточной деформации / A.A. Митюшов, Д.И. Коровин, С.И. Шувалов// Вестник ИГЭУ,- Вып.2. - 2012,- С. 12-16.

101. Монахов Г.В. Количественная оценка надежности систем теплоснабжения /Г.В. Монахов, Б.М. Красовский// Системы централизованного теплоснабжения: сб. тр. ВНИПИэнергопрома,- М., 1985.- С. 151-166.

102. Мошкарин A.B. Анализ работы блоков ПГУ -325 на частичных нагрузках / A.B. Мошкарин, Ю.В. Мельников// Повышение эффективности работы энергосистем: Тр. ИГЭУ. -2009.-вып.9. -С.36-43.

103. Мошкарин A.B. Влияние определяющих факторов на изменение мощности ПГУ-325 / А.В Мошкарин., Б.Л. Шелыгин, Т.А. Жамлиханов // Весник ИГЭУ. -2010,- вып.4.-32-35.

104. Мошкарин A.B. Оптимизация давлений пара в одноцелевых трехкон-турных ПГУ / A.B. Мошкарин, Ю.В. Мельников// Повышение эффективности работы энергосистем: Тр. ИГЭУ. -2009.- вып.9. -С. 44-49.

105. Мошкарин А.В Оптимизация давлений в трехконтурных утилизационных ПГУ с учетом технических ограничений/ A.B. Мошкарин, Ю.В. Мельников// Вестник ИГЭУ. - 2007. - вып.4.-С.З-6.

106. Мошкарин А.В Оптимизация давлений в утилизационной ПГУ двух давлений с учетом технических ограничений / A.B. Мошкарин, Ю.В. Мельников, Т.А. Жамлиханов, Е.В. Шомов// Вестник ИГЭУ.-2008.- вып.2.-С.23-26.

107. Мошкарин A.B. Оценка показателей работы мощных одноцелевых парогазовых и паросиловых энергоблоков на частичных нагрузках/ A.B. Мошкарин, Ю.В. Мельников // Вестник ИГЭУ,- 2007. -вып.2.-С.З-6.

108. Мошкарин A.B. Оценка показателей работы ПГУ трех давлений в установившихся режимах/ A.B. Мошкарин, Ю.В. Мельников // Вестник ИГЭУ. -2006.- вып.4. -С.6-8.

109. Мошкарин А.В Оценка эффективности работы трехконтурных ПГУ мощностью 400 МВт на частичных нагрузках / A.B. Мошкарин, Ю.В. Мельников// Повышение эффективности работы энергосистем: Тр. ИГЭУ. -2009.-вып.9. -С.31-36.

110. Мошкарин A.B. Проектирование котла-утилизатора вертикальной конструкции с использованием программного комплекса BOILER DESIGNER/ A.B. Мошкарин A.B., Б.Л. Шелыгин, Т.А. Жамлиханов// Вестник ИГЭУ.-2009.-вып.2.-С.З-9.

111. Мэнсон С. Температурные напряжения и малоцикловая усталость / С. Мэнсон; пер. с англ. Л.В. Сонина, В.М. Филатов. - М.: Машиностроение, 1974. -344 с.

112. Надежность систем энергетики и их оборудования: справочник: В 4 т. -Новосибирск: Наука, 2000. - Т.1. - 350 с.

113. Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС: учеб. пособие для теплоэнергетических и энергомашиностроительных вузов /Г.П. Гладышев, Р.З. Аминов, В.З. Гуревич и др.; под ред. А.И. Андрющенко. - М.: Высш. шк, 1991. -303с.

114. Надежность технических систем: справочник / Ю.К. Беляев, В.А. Богатырев, В.В. Болотин и др.; под ред. И.А. Ушакова. - М.: Радио и связь, 1985. -608 с.

115. Неуймин В.М. Проблемы освоения энергоблоков ПГУ / В.М. Неуймин // Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем : сб. науч. тр. II всероссийской научно-практ. конф. «ЭНЕРГО -2012». -М.: Издательский дом МЭИ, 2012.-С. 228-230.

116. Николае Ю.Е. Обоснование расчетного коэффициента теплофикации для когенерационных установок систем коммунального энергоснабжения /И.А. Вдовенко, А.Б. Дубинин, Ю.Е. Николаев // Проблемы теплоэнергетики: сб. науч. тр. - Саратов, 2014. - С. 71-74.

117. Ноздренко Г.В. Вероятностная оценка эффективности при оптимизации сложных систем /Г.В. Ноздренко, В.В.Зыков, П.А. Щинников, В.Н. Чура-шев// Теплоэнергетика: сб. науч. тр. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. - С. 99-109.

118. Новожилов Д.А. Анализ показателей работы ПГУ-410 Краснодарской ТЭЦ. В кн.: Теплоэнергетика: тез. докл. VI региональной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Энергия -2011», Иваново, 28 апреля 2011.-С.27-29.

119. Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных: Приказ М-ва энергетики Рос. Федерации от 30.12.2008 № 323 // СПС «Гарант».

120. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России/Г.Г. Ольховский// Теплоэнергетика,- 1999. - №1. - С.2-10.

121. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубе-жом/Г.Г. Ольховский// Теплоэнергетика. - 1999. - №1. - С.71-81.

122. Ольховский, Г.Г. Применение ГТУ и ПГУ на электростанциях/Г.Г. Ольховский//Профессиональный журнал (Энергорынок). -2004.-№5(6).-С. 52-56.

123. Ольховский Г.Г. Пути развития мировой энергетики/Г.Г. Ольховский// Электрические станции,-1999. -№6. -С. 10 - 18.

124. Оребренные поверхности нагрева паровых котлов/ Г.И. Левченко, И.Д. Лисейкин, A.M. Копелиович и др. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 168 с.

125. ОСТ 108.031.08-85 Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. Общие положения по обоснованию толщины стенки. - М.: Машиностроение, 1993. - 41 е.- (Стандарт отрасли).

126. ОСТ 108.031.09-85 Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. Методы определения толщины стенки. - М.: Машиностроение, 1993.- 87 с. - (Стандарт отрасли).

127. ОСТ 108.031.10-85 Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. Определение коэффициентов прочности. - М.: Машиностроение, 1993.- 43 с. - (Стандарт отрасли).

128. Осипов, В.Н. Термодинамическая оптимизация схем и параметров бинарных парогазовых установок: дис. ... канд. техн. наук: 05.14.01 / Осипов Валерий Николаевич. - Саратов, 2001. - 254 с.

129. Отчет о функционировании ЕЭС России в 2013 году// Системный оператор ЕЭС,- Режим доступа: http://so-ups.ru/

130. Пат. 2067667 РФ, МПК F01К23/10. Способ работы ПГУ/ Т.Н. Комисар-чик, В.Б. грибов, Б.И. Финкелынтейн, E.H. Прутковский, В.Г. Иванов, И.Н. Писковацков, Э.И. Гольмшток; заявитель и пантентообладатель ОАО «Се-взапВНИПИэнергопром».-№93031250106; заявл.24.06.1993; опубл. 10.10.1996.-3 е.: ил.

131. Пат. 2084644 РФ, МПК F01K23/00. Способ повышения эффективности парогазовой установки с дожиганием и промежуточным воздухоохладителем газотурбинной установки/А.Н. Чистяков, М.А. Девочкин; заявитель и пантен-

*

тообладатель Ивановский государственный энергетический университет. -№94020195/06; заявл. 31.05.1994; опубл.20.07.1997. - Зс.:ил.

132. Пат.2144994 РФ, МПК F02C6/00, F01K23/00. Парогазовая установ-ка/М.А. Верткин; заявитель и пантентообладатель ОАО «Ленинградский металлический завод». - №97120380/06; заявл. 09.12.1997; опубл.27.01.2000. -Зс.:ил.

133. Пат. 2184244 РФ, МПК F01D17/04. Гидропаровая турбинная установка/ О.О. Мильман, В.А. Федоров, H.A. Брусницын; заявитель и пантентообладатель ЗАО науч.-произв. внедр. предпр. «Турбокон». - №2000123491/06; заявл. 11.09.2000; опубл.27.06.2002. - 1с.:ил.

134. Пат. 2334112 РФ, МПК F01K23/02, F02C6/00. Способ повышения КПД парогазовой энергоустановки/ В.Н. Кириленко; заявитель и пантентообладатель В.Н. Кириленко - заявл. 28.01.2005; опубл.20.09.2008. - Зс.:ил.

135. Пат.249746 РФ, МПК F01K21/04. Парогазовая установка с паротурбинным приводом компрессора и регенеративной газовой турбиной/ Л.П. Ше-лудько; заявитель и пантентообладатель ГОУ ВПО Самарский ГТУ- заявл. 17.03.2009; опубл.20.01.2011. - Зс.:ил.

136. Петреня Ю.К. История парогазового цикла в России. Перспективы развития / Петреня Ю.К. // Материалы НТК «Энергетическое машиностроение России - новые решения» 16.11.2006. - Екатеринбург: ЗАО «Уральский турбинный завод», 2007. - 203 с.

137. Петрушенко Ю.Я. Использование гидропаровой турбины в комбинированном парогазовом цикле / Ю.Я. Петрушенко, Г.Н. Марченко, Г.И. Дружинин, Д.В. Рыжков// Энергетика Татарстана.-2010,- № 4.-С. 16-21.

138. Попырин Л.С. Повышение эффективности работы парогазовых ТЭЦ в зимнее время/ Л.С. Попырин, И.А. Смирнов, А.Г. Щеглов, и др.// Теплоэнергетика. -2000. - №12,- С.22-29.

139. Правила определения максимальной и минимальной цены на мощность для проведения конкурентных отборов мощности: утверждены постановлением Правительства РФ от 13.04.2010.-№238,- 20 с.

140. Программа модернизации российской электроэнергетики до 2020 года. - ОАО «ЭНИН им. Г.М. Кржижановского». - М.: 2011. - 244 с.

141. Прогноз развития энергетики мира и России до 2040 года / [A.A. Макаров, Т.А. Митрова, J1.M. Григорьев, С.П. Филиппов и др.]. -М.: ИНЭИ РАН, АЦ. 2014. -173 с.

142. Пчелкин, Ю.М. Камеры сгорания газотурбинных двигателей: учеб. для вузов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Машиностроение, 1984. -280 с.

143. Рабенко B.C. Об особенностях эксплуатации энергоблоков ПГУ в климатических условиях России / B.C. Рабенко, И.В. Будаков, В.М. Неуймин // Энергосбережение и водоподготовка. -2010. -№6. -С.9-15.

144. Рабенко B.C. Надежность эксплуатации современных парогазовых установок / B.C. Рабенко, А.И. Карачев, И.В. Будаков// Вестник ИГЭУ.-2008.-Вып.2.

145. Радин, Ю.А. Исследование и улучшение маневренности парогазовых установок: дис. ... д-ра техн. наук: 05.14.01 / Радин Юрий Анатольевич. -Москва, 2013.-209 с.

146. Радин Ю.А. Освоение первых отечественных бинарных парогазовых установок/ Ю.А. Радин// Теплоэнергетика. -2006. -№7.-С. 4-13.

147. РД 10-249-98 Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды. - М.: ФГУП «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2004. - 344 с.

148. РД 153-34.02.303-98 Инструкция по нормированию выбросов в атмосферу для ТЭС и котельных,- М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

149. РТМ 108.030.140 Расчет и рекомендации по проектированию попереч-но-оребренных конвективных поверхностей нагрева стационарных котлов. -Л.: НПО ЦКТИ, 1987. -28 с.

150. Руденко Ю.Н. Надежность систем энергетики /Ю.Н. Руденко, И.А. Ушаков. - М.: Наука. - 252 с.

151. Рыжов, А.В. Эффективность и надежность работы блок-ТЭЦ на базе газотурбинных установок в системах комплексного теплоснабжения: дис. ... канд. техн. наук: 05.14.01 / Рыжов Александр Васильевич. - Саратов, 1997. -162с.

152. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2014660962.Расчет и выбор котла-утилизатора газотрубного/ Долотовский И.В., Анкудинова М.С.- Заявка № 2014617519; Зарегистр. в реестре программ для ЭВМ 20.10.2014

153. Свойства сталей и сплавов, применяемых в котлотурбостроении: руководящие указания. -Д.: ЦКТИД966, 4.2 - Вып. 16. - 244 с.

154. Сигидов Я.Ю. Оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами трех давлений: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.14.01 / Сигидов Ярослав Юрьевич. - Москва, 2009. - 20с.

155. Сойко, Г.В. Технико-экономическая оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок для условий России: автореф.дис. ...канд. техн. наук: 05.14.01 /Сойко Геннадий Васильевич. -Москва, 2013.-20 с.

156. Слободянюк Л.И. Расчет котла-утилизатора на частичных режимах ГТД с теплоутилизационным комплексом /Л.И. Слободянюк// Изв. вузов. Энергетика,- 1993.-№ 3-4,- С. 11-15.

157. Словцов C.B. Пульсации температур и напряжений и их влияние на ресурс труб поверхности нагрева перспективных парогенераторов: автореф. дис. ...канд. техн. наук: 05.14.03 / Словцов Сергей Владимирович. - Санкт-Петербург, 1992. -22 с.

158. СО 34.30.741-96. Технические требования к"маневренности энергетических парогазовых установок блочных тепловых электростанций.: / Утверждено Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 23.03.95 г.

159. Соколов A.A. Системная эффективность отопительных ПГУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения: дис. ... канд. техн. наук: 05.14.01 /Соколов Андрей Анатольевич. - Саратов, 2004.-202с.

160. Соколов Е.Я. Нормирование надежности систем централизованного теплоснабжения /Е.Я. Соколов, A.B. Извенов , В.А. Малофеев //Электрические станции. -1993.-№6,- С. 25-33.

161. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети /Е.Я. Соколов. - М.: Энер-гоиздат., 1982. - 360 с.

162. Судаков A.B. Ресурс энергооборудования при пульсациях температур/

A.B. Судаков // науч.- техн. журнал Надежность и безопасность энергетики.-2008.-№2.

163. Тайра С. Теория высокотемпературной прочности материалов / С. Тайра, Р. Отани; пер с японского. - М.: Металлургия, 1986. -279с.

164. Тачтон А. Полуэмпирический метод расчета содержания NOx в продуктах сгорания при наличии впрыска пара / Тачтон А. / Энергетическое машины и установки. 1984. №4.

165. Терентьев В.Ф. Теория и практика повышения надежности и работоспособности конструкционных металлических материалов: учеб. пособие /

B.Ф. Терентьев, А.Г. Колпаков, Ю.А. Курганова. -Ульяновск: УлГТУ, 2010. -268 с.

166. Терентьев, В.Ф. Циклическая прочность металлических материалов: учеб. пособие / В.Ф. Терентьев, A.A. Оксогоев. - Изд-во НГТУ, 2001. - 61 с.

_1_6_7. Технико-экономическая эффективность энергоблоков ТЭС/ B.C. Ларионов, Г.В. Ноздренко, П.А. Щинников, В.В. Зыков.- Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998.-30 с.

168. Трощенко В.Т. Деформирование и разрушение металлов при многоцикловом нагружении / В.Т. Трощенко. - Киев: Наук, думка, 1981. -344 с.

169. Трощенко В.Т. Прочность металлов при переменных нагрузках / В.Т. Трощенко. - Киев: Наук, думка, 1978,- 176 с.

170. Трояновский Б.M. Парогазовые установки с паровыми турбинами трех давлений/Б.М. Трояновский// Теплоэнергетика.- 1995. -№1. - С.75-80.

171. Трояновский Б.М. Теплофикационная утилизационная парогазовая установка мощностью 210 МВт/ Б.М. Трояновский, А.Д. Трухний, В.Г. Грибин // Теплоэнергетика. - 1998. -№8. - С.9-12.

172. Трухний А.Д. Исследование работы ПТУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Часть 1. Объект и методика проведения исследования / А.Д. Трухний // Теплоэнергетика.- 1999. - №1. - С.27-32.

173. Трухний А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Часть 2. / А.Д. Трухний // Теплоэнергетика,- 1999. - №7. - с.29-36.

174. Трухний А.Д. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа: метод, пособие по курсу «Энергетические установки» / А.Д. Трухний, C.B. Петрунин. - М.: Изд-во МЭИ, 2001. -24 с.

175. Турбины тепловых и атомных электростанций: учеб. для вузов. - 2-е изд., псрераб. и доп. / А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний; под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. -М.: Изд-во МЭИ, 2001. - 488с.

176. Фаворский О.Н. Состояние и перспективы развития парогазовых установок в энергетике России / Фаворский О.Н., Длугосельский В.И., Пестреня Ю.К. // Теплоэнергетика.-2003.-№2.

177. Фаворский О.Н. Эффективные технологии производства электрической и тепловой энергии с использованием органического топлива / Фаворский О.Н., Леонтьев А.И., Федоров В.А., Мильман О.О. //Теплоэнергетика.-2003.-№9.

178. Федотова, Г. Оптимизация надежности энергоснабжения потребителей / Г. Федотова, Н. Воропай // Reliability: Theory& Applications.- No 2,- Vol.2. -С. 126-139. - Режим досупа: http://gnedenko-forum.org/Joumal/

179. Хлебалин Ю.М. Распределение нагрузки между турбинами ТЭЦ / Ю.М. Хлебалин, М.В. Тенькаев// Материалы XXIII НТК «Энергетика»: сб. трудов. -Саратов: СПИ, 1970. - С. 14 - 16.

180. Хуторненко С.Н. Математическое моделирование котла-утилизатора, предназначенного для работы в составе энергоблоков ПГУ-230 / С.Н. Хуторненко, И.Д. Фурсов, Т.П. Пронь// Ползуновский Вестник.-2013.-№ 4/3.-С.190-193.

181. Цанев C.B. Вопросы выбора параметров пара парогазовой установки с котлом-утилизатором одного давления / Цанев C.B., Буров В.Д., Торожков

B.Е. / Электрические станции, 2004. - №2. - С. 9-18.

182. Цанев C.B. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: учеб. пособие для вузов / C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов; под ред. C.B. Цанева. - М.: Изд-во МЭИ,2002. - 584 с.

183. Цанев, C.B. Газотурбинные энергетические установки: учеб. пособие /

C.B. Цанев, В.Д. Буров, A.C. Земцов, A.C. Осыка; под ред. C.B. Цанева. - М.: Изд-во МЭИ,2012. -428 с.

184. Цанев C.B. Методические основы алгоритма определения энергетических показателей тепловых схем парогазовых теплоэлектроцентралей /C.B. Цанев, В.А. Буров // Электрические станции,- 1999. - №8. - С.7-10.

185. Чернецкий Н.С. Выбор параметров пара для ПГУ с котлом-утилизатором/ Н.С. Чернецкий// Теплоэнергетика. - 1986. - №3. - С. 14-18.

186. Черников, C.B. Эффективность отопительных газопаровых ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения: дис. ... канд. техн. наук: 05.14.01 / Черников Сергей Владимирович. - Саратов, 2006. - 207с.

187. Чубарь JI.C. Котлы утилизаторы для парогазовых установок/ JI.C. Чу-барь, В.В. Гордеев, Ю.В. Петров // Теплоэнергетика. - 1999. - №9. - С.34-37.

188. Чухин И.М. ПГУ с котлом-утилизатором без ограничения температуры пара перед паровой турбиной/ И.М. Чухин // Материалы научно-техн. конфе-

ренции «Состояние и перспективы развития электротехнологии»: сб. трудов. -Иваново: ИГЭУ, 2013. - С. 25 - 28.

189. Шкрет А.Ф. Эффективность работы энергоблоков ТЭС при переменных режимах/ М.В. Гариевский, А.Ф. Шкрет// Проблемы теплоэнергетики: сб. науч. тр. - Саратов, 2014. - С. 137-142.

190. Щинников, П.А. Исследование энергоблоков ТЭС с новыми технологиями топливоиспользования: дис. ... д-ра техн. наук: 05.14.01 / Щинников Павел Александрович. - Новосибирск, 2005. -301с.

191. Щинников П.А. Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями /П.А.Щинников, Г.В. Ноздренко, В.Г. Томилов и др.- Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. -528 с.

192. Щинников П.А. Научно-методические основы исследования энергоблоков ТЭС / П.А. Щинников// Научный вестник НГТУ. - 2004. - №3 (18). - С. 161-168.

193. Щинников П.А. Новые технологии в составе энергоблоков ТЭС /П.А. Щинников, Г.В. Ноздренко, П.Ю.Коваленко и др. // Вестник СГТУ. - 2004. -№3(4).-С. 139-149.

194. Щинников П.А. Перспективные ТЭС. Особенности и результаты исследования: монография / П.А. Щинников. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007.-284 с.

195. Щинников П.А. Повышение эффективности энергоблоков ТЭЦ/ П.А. Щинников, Г.В. Ноздренко, Ф.А. Серант Ф.А. и др. // Ползуновский вестник. -2004. -№1. - С. 210-214.

196. Щинников П.А. Постановка задачи оптимизации генерирующих мощностей энергосистемы/ П.А. Щинников // Энергетика (Изв. Вузов и энергетических объединений СНГ). - 2000. -№6. -С.66-72.

197. Энергетические показатели парогазовых теплоэлектроцентралей с котлами-утилизаторами/ Э.К. Аракелян, В.В. Кудрявый, C.B. Цанев и др.// Вестник МЭИ.-1996. - №1. - С.23-28

198. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года [Электронный ресурс]: утв. распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. № 1715-р. - Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/aboutminen/energostrategy/

199. Энергетическая стратегия России на период до 2035 года [Электронный ресурс]: Проект. - Режим доступа: http : //minenergo. go v.m/docs/

200. Юдин В.Ф. Теплоотдача и сопротивление шахматных пучков труб с поперечными ребрами при поперечном омывании потоком /В.Ф. Юдин, JI.C. Тохтарова// Теплоэнергетика,- 1973,- №2,- С. 49-52.

201. www .gepower.com

202. www. gastopoweriournal .com

203. http://gnedenko-forum.org/Joumal/

204. www .minenergo. gov.ru

205. www.modempowersvstems.com

206. wmv.power-eng.com

207. www.power-gen .com

208. www.rao.ees.rn

209. www.rosteplo.ru

210. www.so-ups.ru

211. ww. science-education.ru

212. www. s i gma 0 8. ru

213. www.wsp.ru

214. Alus M., Petrovic, M. Optimization of the triple-pressure combined cycle

power plant// Thermal Science, 2012,- Vol. 16.-No.3.- pp. 901-914.

215. Analysis of HRSG in Combined Cycle Power Plants / Murad A. Rahim,

Ehsan Amirabedin, M. Zeki Yilmazoglu, Ali durmaz // The second international

conference of nuclear and renewable energy resources 4-7 July, Ankara, Turkey, 2010.-pp.788-798.

216. Calculation methods and models for reliability measures of CCGT power plants in energy supply systems / M.C. Анкудинова, E.A. Ларин, К.Э. Обозов, Л.А. Сандалова // "Fundamental and applied sciences today": сб. трудов. - USA. -2013.-С.82-87.

217. Combined Cycle heat recovery optimization / A. Ragaland, W. Stenzel // Proceeding of 2000 International Joint Power Generation Conference, July 23-26// Miami Beach, Florida. - 2000. - pp.3-9.

218. Comparison of the combined cycle efficiencies with different heat recovery steam generators / Institute of Fluid-Flow Machinery PAS, Fiszera 14, 80-952 Gdansk, Poland // Transactions of the Institute of Fluid-Flow Machinery,2005,- No. 111.-pp. 5-16.

219. Design Of Dual Pressure Heat Recovery Steam Generator For Combined Power Plants //Abid-Al-Rahman.H.AL-Hobo, Maher. Saab. Salamah, Mosul University,Iraq,2005.

220. Dooley R.B., Paterson J.M., HRSG Dependability, European Technology Development Conference on HRSG technology, London, November, 2003.

221. Farzaliev Y. Method and algorithm of ranging of reliabilitt objects of the Power Supply System, Azerbaijan Scientific-Research and Design-Prospecting Institute of Energetic / Reliability Theory and Application. -№1 (36) - Vol. 10.-2015,-pp. 78-83.

222. Jesson J.E. The fatique life of HRSG. In proceeding of the Seminar on Commissioning and operation of CCPP, November, London, 1994.

223. Nakatsu K., Yamamoto T. Treatment and trouble and its countermeasure in

th

combined cycle HRSG /14 International Conference on the properties of water and steam in Kyoto // Japan, 2004. - pp. 507-511.

224. Pearson, J.M., Anderson, R.W., Reliability and Durability from large heat recovery steam generators, Proceedings of Mechanical Engineers, (U.K.),1999.-Vol.213, Part A. - pp.151-168.

225. Pearson J.M., Anderson, R.W Influences of HRSG and CCGT Design and operation on the durability of two-shifted HRSGs. /International Conference on Boiler and HRSG Tube Failures and Inspections,2000. -pp. 1-17.

226. Performance analysis of a triple pressure heat recovery steam generator // Jee - Young Shih, Young-Seok Son, Moo-Geun Kim, Jae-Soo Kim, Yong-Joon Jeon // KSME International Journal, 2003.-Vol. 17.-No. 11.-pp. 1746-1755.

227. Rovira A., Valdes M., Duran D. A model to predict the behavior at part load operation of once-through heat recovery steam generator working with water at supercritical pressure // Applied thermal engineering, Philadelphia,USA.-Vol.30.-Iss.l 3.-2010.-pp. 1652-1658.

228. Sambler I. EPRI seek dramatic gains in maintain + ability and reliability / Sambler I. / Gas Turbine World. - 1989. - Vol. 19, №2. P. 16-20.

229. Srinivas T. Thermodynamic modeling and optimization of dual pressure reheat combined power cycle // Indian Academy of science, Sadhana. -Vol.35. -Part 5. -2010.-pp. 597-608.

230. Technical optimization of a two-pressure level HRSG / L. Bojici, C. Neaga // U.P.B. Sci. Bull., Series D.- Vol.74.-Iss.2.-2012.- pp.209-216.

231. Themoeconomic optimization of triple pressure HRSG operating parameters for combined cycle plants by Mohammed S. Mohammdi and Milan V. Petrovic, 2003.

232. M.Valdes M., Rovira A., Dolores M. Influence of the heat recovery steam generator design parameter on the thermoeconomic performances of combined cycle gas turbine power plants, Int.J.Energy Res.,2004.-Vol. 28.- pp. 1243-1254.