Методика анализа характеристик ТЭЦ надстраиваемой ГТУ с паровыми котлами-утилизаторами Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 621.311.22

Л.П. Шелудько МЕТОДИКА АНАЛИЗА ХАРАКТЕРИСТИК ТЭЦ НАДСТРАИВАЕМОЙ ГТУ С ПАРОВЫМИ КОТЛАМИ-УТИЛИЗАТОРАМИ

Рассматриваются вопросы модернизации действующих ТЭЦ с их надстройкой ГТУ с котлами-утилизаторами. Приведены выражения для определения снижения расхода топлива, увеличения электрической мощности и удельных расходов топлива на дополнительно выработанную электроэнергию модернизированной ТЭЦ. Показано, что использование «запертой» конденсационной мощности снизит стоимость ее модернизации.

L.P. Sheludko METHODICS OF ANALYSES OF CHARACTERISTICS OF HPS WITH GTU AND VAPOR BOILERS AND UTILIZERS

The problems of modernization of functioning HPS with their over constructed structures of GTU with boilers utilizers are described in this article. The ways of fuel consumption cut and increase of electrical out put is shown here as well. The article proves that the use of “locked” condensed power will lower down its modernization.

Перспективным направлением повышения мощности и экономичности морально устаревших ТЭЦ является их модернизация по парогазовой технологии путем надстройки ГТУ с котлами-утилизаторами (КУ).

При разработке проектов модернизации для каждой ТЭЦ необходим индивидуальный выбор характеристик газотурбинных характеристик и КУ с учетом их мощности, экономич-

ности, стоимости, факторов надежности, технического состояния существующего энергетического оборудования, уровня присоединенных тепловых нагрузок.

На действующих ТЭЦ применение котлов-утилизаторов двух давлений пара нецелесообразно из-за их высокой стоимости, по компоновочным причинам, а также вследствие снижения теплофикационной выработки электроэнергии турбоагрегатами. В этих случаях рациональнее применение на модернизируемых ТЭЦ КУ одного давления пара, имеющих паровую и водогрейную части. Паровая часть КУ может быть рассчитана на генерацию острого пара, подаваемого в главный паропровод станции или же на выработку пара среднего давления. При этом острый пар направляется в главный паропровод, а пар среднего давления может подводиться в промышленный коллектор ТЭЦ, или в перепускные паропроводы между цилиндрами высокого и среднего давления теплофикационных турбоагрегатов Т-110/120-130 или ПТ-135-130/15.

На ТЭЦ с открытой теплофикационной системой наиболее эффективно использование газоводяных подогревателей (ГВП) котлов-утилизаторов для подогрева подпиточной воды теплосети. При этом обеспечивается длительная, высокоэкономичная работа устанавливаемых ГТУ.

Ниже рассмотрена методика определения основных характеристик котлов-утилизаторов и тепловой экономичности модернизируемой ТЭЦ с открытой теплофикационной системой при подаче пара от КУ в главные паропроводы. Предполагается, что величины внешних присоединенных тепловых нагрузок реконструируемой ТЭЦ остаются неизменными.

Для упрощения анализа рассматриваются усредненные среднезимний и среднелетний режимы работы модернизированной станции. В последующих выражениях индексы «з» и «л» соответствуют среднезимнему и среднелетнему режиму работы энергетического оборудования станции.

С целью обеспечения требуемой температуры перегрева пара 1ПП котлы-утилизаторы ГТУ снабжены дожигающими устройствами. Расход и энтальпия газов, поступающих в КУ после камер дожигания (КД), равны С3КД и Гщ.

Паропроизводительность КУ определяется из уравнения теплового баланса пароперегревателя и испарителя с учетом минимальных температурных напоров в пароперегревателе и испарителе.

■ з _ ■ ИСП

П3 = Г3 1КД 1Г П

ПКУ ГКД . . '1г ,

1 — 1

1ПП 1ИСП

где 1ПП, 1ИСП - энтальпии перегретого пара и кипящей воды в испарителе; 13щ, — энталь-

пии продуктов сгорания за камерой дожигания и при минимальном температурном напоре в испарителе КУ.

Тепловая нагрузка паровой части котла-утилизатора

а3у = К к» _ 1КУ) • (1)

• КУ тлт г

где 1ПВ - энтальпия питательной воды КУ.

При подводе из КУ в главный паропровод ТЭЦ острого пара паропроизводительность энергетических котлов ТЭЦ вытеснится на величину А03ка = П3КУ, а их тепловая нагрузка уменьшится на

Ь-ОКа = ПКзу [1ПП _ 1ПВ ) , (2)

где 1ПВ - энтальпия питательной воды энергетических котлов ТЭЦ.

і _ і

Обозначив через є = ^ПП—отношение удельного подвода тепла в энергетических

іПП _ іПВ

котлах и котлах-утилизаторах, получим

АаКкл = єазку. (3)

Полный подвод тепла в камере сгорания (КС) газотурбинной установки и в камере дожигания топлива перед КУ

N ГТУ

О3 = О3 + О3 = —___________+ О3 + О3 + О3 (4)

'¡¿ГТУ КС + КД + КУ + ГВП + ХЇУХ ■ V*}

Чмг

Из теплового баланса экономайзера паровой части котла-утилизатора

г З (■ ИСП _ ■ ПЧ пЗ (і _ і )

^КУ V Г іВЬ1Х )'\Т ^КУ У'ИСП іПВ>

определится энтальпия газов на выходе из его паровой части

■ ПЧ = ■ ИСП _ Рку (i _ i КУ)

1ВЫХ іГ ^ З "ИСП 1ПВ ) •

GKy ПТ

Отсюда величина тепловой мощности ГВП КУ

)3 = G З (i ПЧ _ i з

'--ГВП GKy УВЫХ iB >

Q3 = G З (i ПЧ _ i з )

QГВП GKy УВЫХ iB ! •

Количество тепла топлива, подводимое в камере дожигания КУ

Q‘km = GKy (iК11 _ i3) •

О3

Обозначив через ц3 = —ГВП отношение тепловой нагрузки ГВП и паровой части КУ,

ОКУ

получим выражение для определения полного КПД КУ с учетом наличия в нем паровой и водогрейной частей

= 0 + Ц )°КУ (5)

'1ку N гту ' ^ '

О3 -

ОГТУ

Лмг

Так как суммарное количество тепла газов перед котлом-утилизатором равно ОЕ = Об + Ош , то КПД паровой части и полный КПД КУ можно представить в виде выражений

а3ку „ „з _QKy+qí

з _ КУ „3 _ ЬСКУ ' ^ГВП

1 \ку = q з и 'ІКУЕ = q 3

Qy Qy

'Y

Расход топлива в камере сгорания ГТУ

ВКс =т^ІТу— (6)

QHn3 Пкс

и в камере дожигания котла-утилизатора

Qrn

В3 = . (7)

а>кд

В3

Выразив относительный расход топлива в камере дожигания ГТУ а3 = , с учетом

ВКс

предыдущих выражений можно записать формулы для определения суммарного расхода тепла в КС и КД

! \ NrTy

аїгУ = (1 + а3 )-jt§^

Пэ Пкс

и расхода топлива на газотурбинную установку с учетом дожигания

i \ NrTy

ВЇТУ =(1 + а3 Ьф— . (8)

qh Мэ 'ікс

Тогда с учетом (5) тепловую нагрузку паровой части котла-утилизатора можно представить в виде

ҐЛ3 \ТЇТУ ПКУ

QKy = N Эз ТГ 3

(1+V

1+а3

ЇТУ

Лэ Лкс ПМї

(9)

Суммарное снижение расхода топлива на энергетические котлы ТЭЦ из-за выработки острого пара в КУ п работающих ГТУ будет равно

Q3

АБКа = . (10)

_ О

'** '^ОРН ПКА

Подогрев подпиточной воды теплосети в ГВП КУ приводит к частичному вытеснению теплофикационной нагрузки сетевых подогревателей турбоагрегатов станции. В этом случае

ОГВП = = АОт (1т — ) .

Обозначив через = (Т — ¿бт ) удельное количество тепла, отдаваемого паром теплофикационного отбора в сетевых подогревателях турбин, выразим снижение расхода пара в теплофикационные отборы турбин в виде

щ = Т^^пп = П 1 QKy . (11)

qT qT

При этом тепловая нагрузка энергетических котлов станции уменьшится на

AQKA = &DT {inn - inß) •

Представив как qf04 = inn - inB удельный подвод тепла в энергетических котлах, получим выражения для уменьшения тепловой нагрузки энергетических котлов и их расхода топлива в результате частичного вытеснения тепловой нагрузки теплофикационных отборов турбин при подогреве подпиточной воды в ГВП КУ

q 04

AQK4 = n |V QKy ; (12)

qT

n || 3 q КА

ABT, =7^-*т Qiy • <13>

QH ПКА qT

Таким образом, изменение расхода топлива на модернизированной ТЭЦ будет определяться следующими факторами - дополнительным расходом топлива в КС, в камеры дожигания КД, вследствие снижения расхода топлива на котельные агрегаты станции в результате уменьшения их паропроизводительности из-за выработки пара в КУ, а также в результа-

те некоторого снижения расхода пара на турбины ТЭЦ, вызванного уменьшением расхода пара из их теплофикационных отборов, вытесняемых при подогреве в ГВП КУ подпиточной воды теплосети

1

ЛИ3

^°ТЭЦ

'■В3ПУ-ЛВКа-ЛВКА ;

N

ЩЭц = nNp

Q

Н

(l + а3) пКу

ГГУ

Пэ Пкс

(l + а3) -

1'ГУ

пэ ПКС Лиг

1 q КА £ + |13 -qi—

П КА _ q T _

(14)

(15)

Частичное вытеснение теплофикационной нагрузки турбин при подогреве подпиточ-ной воды теплосети в ГВП КУ приведет к некоторому снижению выработки электроэнергии турбоагрегатами на тепловом потреблении. Электрическая мощность турбин ТЭЦ при этом уменьшится на AN Г = AD3 (inn — iT).

Обозначив hT = inn — iT внутренний теплоперепад пара теплофикационных отборов, можно получить выражение для определения величины снижения теплофикационной мощности турбин

(16)

ANT = пц3 QKy .

qr

В итоге, в среднезимнем режиме работы, изменение электрической мощности ТЭЦ, модернизированной по парогазовому циклу, равно разности

AN3эц = nNly — ANT .

Тогда с учетом (9) и (16), приращение электрической мощности модернизированной ТЭЦ в среднезимнем режиме работы равно

AN3 = N ГТУ

ЛУ ТЭЦ N Эз

h пКу

qT (1+ц3)

1 + а3

rTy

VПЭл Пкс

1

П

иг )

(17)

В среднелетнем периоде, вследствие повышения температуры продуктов сгорания на выходе ГТУ и снижения расхода газа через КУ, существенно изменяются характеристики ГТУ и их котлов-утилизаторов - снижается степень дожигания топлива, величины паропро-изводительности КУ и тепловой мощности ГВП.

Соответственно, для этого периода работы ТЭЦ, формулы для определения снижения расхода топлива и увеличения электрической мощности станции будут аналогичны выражениям (15) и (17), при подстановке в них значений электрической мощности и КПД

цЭэл* ГТУ, относительного расхода топлива в КД а, КПД КУ Пку , относительной величины нагрузки ГВП к тепловой нагрузке паровой части КУ цл, внутреннего теплоперепада теплофикационных отборов НТ, удельного отвода тепла в сетевых подогревателях qТ турбин.

N rTy А Лл „ N Эл

AB^Ц = П Q p

QH

(1 + aл)

+ a

rTy

\Чэл Пкс

ПКу

(1+цл

(1 + aл)

пЭ? Пкс

1

п

ШГ

1 q КА е + цл ■qir

_ q T _

ANл = N ггу

Ц N Эл

КчКу qT (1+ цл)

1 + ал

rTy V Пэл Пкс

п

иг )

(18)

(19)

Если в зимний период на ТЭЦ находятся в работе пиковые водогрейные котлы, то при ее модернизации имеется возможность частичного вытеснения пиковых водогрейных котлов ГВП КУ. В этом случае суммарное секундное снижение расхода топлива на ТЭЦ составит

QK

где ABnBK ПЦ qP

QH ППВК

AВ3эц = В1Пу —ABKa —ABU

уменьшение расхода топлива на ПВК.

1

)

1

Или

АВ3 = „N2^I(1+а3) _ п3ку

аВтэц п п Р | „ ГТУ„ I , ' з \ ОН I ЦЭ ЦКС (1 + 1 )

(1

+ а

3

^ГТУ^ ^

Лэ ЦКС Лл

.+ 3 _1_

ПкА Л/

(20)

При этом увеличение электрической мощности ТЭЦ определится суммарной электрической мощностью работающих ГТУ

АМТэц = пМЭ3У . (21)

В летний период ПВК отключены и ГВП частично вытесняют нагрузку теплофикационных отборов турбин. При этом секундные значения снижения расхода топлива на ТЭЦ и увеличения ее электрической мощности могут быть определены по выражениям (18) и (19).

Для среднезимнего и среднелетнего периодов работы модернизированной ТЭЦ величины удельных расходов топлива на дополнительно выработанную электроэнергию (при неизменном отпуске тепла от ТЭЦ) определяются по формулам

_ 3600 АВЗЭП 3600аб*

ьз =------- гад . ЪЭ =--------гад . (22)

Э А N АЫ л

а Ы ТЭЦ ТЭЦ

По уровню их мощности и экономичности, наибольший интерес представляет использование при модернизации устаревших ТЭЦ энергетических ГТУ типа НК-37-1, созданных на базе конвертированных авиационных двигателей. Установка на ТЭЦ нескольких ГТУ такой мощности по соображениям надежности, ремонтопригодности и восстанавливаемости представляется более предпочтительной по сравнению с использованием стационарных отечественных ГТУ типов ГТЭ-65 и ГТЭ-110.

С использованием полученных зависимостей проведен расчетный анализ характеристик котлов-утилизаторов и тепловой экономичности ТЭЦ с открытой теплофикационной системой при установке на ней ГТУ НК-37-1 с КУ на 10 МПа, 540°С подключенными к главному паропроводу станции. Газоводяные подогреватели включены в линию подогрева под-питочной воды теплосети. В расчетах минимальные температурные напоры в пароперегревателе и испарителе КУ приняты равными 40 и 30°С. Во всем рабочем диапазоне температур воздуха мощность ГТУ НК-37-1 поддерживается системой регулирования на постоянном уровне ЫЭГГУ =30 МВт.

Для среднезимнего периода, при £ В =-10°С, ГТУ НК-37-1 и КУ имеют место следующие показатели: цЭ? =0,3635, ОК^ =48,38 МВт, 03гвп =9,15 МВт, а3=0,2615, =0,782,

£3=0,774, |3=0,189. Для среднелетнего режима при £В =+15°С, цЗ! =0,354, ОКсУ =45,8 МВт, 0лгвп =8,65 МВт, ал=0,1535, цлКУ =0,817, £"=0,774, |/=0,189.

На рис. 1 показано влияние температуры наружного воздуха на характеристики КУ и удельный расход топлива на дополнительно выработанную электроэнергию модернизированной ТЭЦ.

Расчеты показывают, что при повышении температуры наружного воздуха и увеличении температуры газа на выхлопе ГТУ происходит снижение степени дожигания топлива перед КУ. При этом его паропроизводительность несколько уменьшается, а КПД паровой части возрастает.

Рис. 2 показывает влияние температуры уходящих газов на выходе из КУ на его характеристики. При повышении температуры уходящих газов снижаются величины относительной тепловой нагрузки ГВП | и полного КПД цКУ КУ. Причем значения цКУ уменьшаются при росте температуры уходящих газов. В результате, если КУ работает летом при £Н.В.=+15°С £ух=80°С, то его КПД выше, чем в среднезимнем режиме при £НВ=-10°С, почти

1

£

на 4 абсолютных процента. Характерно, что при повышении їУХ с 80 до 120°С его КПД снижается более чем на 6,5%.

Рис. 1. Влияние температуры наружного воздуха на характеристики КУ и удельный расход топлива на дополнительно выработанную электроэнергию модернизированной ТЭЦ:

1 - Ь, г.у.т/кВтч; 2 - а, %; 3 - ц1^у , %; 4 - йКу, т/ч

Ьэ, г.у.т/кВтч

%, т/ч 80

70

60

50

40

30

20

10

0

1 н.в.

Рис. 2. Характер влияния температуры уходящих газов на полный КПД цКУ и долю ГВП относительно паровой части КУ в его тепловой нагрузке

1 - 2 - Цку при ¡н.в=-1 0°С; 3 - Цку при ?н.в=+15°С; 4 - Цку при {нв.=+5°С

У большинства действующих ТЭЦ в летний период резко снижается присоединенная тепловая нагрузка. Выработка электроэнергии турбоагрегатами может производиться преимущественно на конденсационных режимах, что вызывает на ТЭЦ значительное увеличение удельных расходов топлива и себестоимости производимой электроэнергии.

В результате на практике вводятся ограничения на рабочую конденсационную мощность турбоагрегатов этих станций, несмотря на то, что на этих ТЭЦ имеется запас по охлаждающей способности градирен и расходу циркуляционной воды АОЦВ. В то же время, при модернизации ТЭЦ установкой ГТУ с КУ, ее тепловая экономичность существенно возрастает не только при когенерационных режимах работы в отопительный период, но и при конденсационной выработке электроэнергии паровыми турбинами. Вследствие этого появляется возможность увеличения рабочей мощности модернизированных ТЭЦ и использования «запертой» конденсационной мощности за счет имеющихся резервов мощности турбоагрегатов и охлаждающей способности градирен.

При использовании имеющегося на ТЭЦ резерва по расходу циркуляционной воды может быть увеличен расход пара в конденсаторы турбин на величину

АОЦВ

=----ЦВ ,

т

где т - кратность охлаждения конденсаторов.

При этом расход острого пара на турбоагрегаты увеличится на

Ш ПТ

АО0 = крАОК = кР . (23)

Ні Пмг

Здесь кр,АМЭ^,Ні - соответственно, коэффициент регенерации, дополнительная электрическая мощность паровых турбин, внутренний теплоперепад при их конденсационном режиме работы.

Отсюда

АМП = - АОЦв Ніцмг . (24)

т

В результате увеличения конденсационной мощности турбин секундный расход топлива, потребляемого котлоагрегатами ТЭЦ, возрастет на

к а

авКа =ам" 0рп Н п • (25)

0Н ПКА Ні Чмг

Таким образом, при среднелетнем режиме работы станции с дополнительной конденсационной выработкой электроэнергии ее паротурбинными установками, увеличение секундного расхода топлива на модернизированной ТЭЦ можно представить в следующем виде

АВТэц = АВМА + ВГту -АБІа - АВТА . (26)

КА

'ТЭЦ КА ГТУ ^^КА КА

і \ пМГТУ

Здесь Вл = (1 + ал)—р—ГЭУ-----------------расход топлива на газотурбинную установку с дожиганием

0Н ЧЭп Пкс

Ол

топлива перед КУ; АВЛЛА = п £л —-лу-----уменьшение расхода топлива энергокотлами из-за

йи Пка п и Л ЛА

выработки пара в КУ; АВ^А = —р-—— йЛУ - уменьшение расхода топлива энергокотлами

йи Пка —Т

из-за вытеснения ГВП тепловой нагрузки теплофикационных отборов.

После подстановки этих выражений в (26) получим выражение для определения дополнительного расхода топлива на модернизированной ТЭЦ при ее работе в среднелетнем режиме

АВТэц = АМ э

ПТ

кра1

(і+ал) -

1+а

ГТУ

Лэл Л КС

л Ку

Л КА (і +^ Л )

0Н Л КА НіПМГ

' аК)

+

пЫ

ГТУ

0Нр

х

Є + |Г

(і+ал) -

(27)

ат

1+а

ГТУ

чЛэл ЛкС

Л

МГ у

Повышение электрической мощности ТЭЦ в среднелетнем режиме

АМЛэц =АМ П + пЫ Эл

ГТУ

АМ

(28)

определяется тремя факторами - увеличением конденсационной мощности турбоагрегатов ТЭЦ АЫдЛ за счет использования имеющегося на станции резерва по охлаждающей способности градирен, дополнительной электрической мощностью работающих ГТУ пИЭ^ и некоторым снижением электрической мощности турбин ТЭЦ АИТ из-за частичного вытеснения их теплофикационной нагрузки в случае подогрева подпиточной воды в ГВП котлов-утилизаторов.

Дополнительная конденсационная мощность турбоагрегатов

1

АМЭ =-АОцв Нг Цмг т

Снижение теплофикационной мощности турбин

кл

АМЛ = п IIл 0Ку

аТ

(29)

(30)

Здесь кл = ¡пп — ¡Л - внутренний теплоперепад в турбинах до теплофикационных отборов; —Л = (¡Л — ¡Лт) - удельный отвод тепла пара теплофикационных отборов в сетевых подогревателях.

Среднелетняя тепловая нагрузка паровой части котла-утилизатора

0

Л

КУ

N

Эл

лКу (1+м"

1 + ал

ГТУ

пЭЛ п к

1

(31)

/Эл '/КС ЛМГ

В соответствии с (28) увеличение электрической мощности ТЭЦ в среднелетнем ре-

жиме будет определяться выражением

А0ЦВ

АМл =----ЦВ_

АМ ТЭЦ

т

ГТУ

НіЛМГ + пМ Эл

|1Л (1+^л

ал ЛЧ

(1

+ ал)

л'

ГТУ

Л Эл ЛкС

п

МГ у

(32)

где кТ = ¡пп — ¡Т - внутренний теплоперепад пара теплофикационных отборов в летний период.

При этом в случае возможности получения на ТЭЦ в летний период дополнительной электрической мощности АИт^ц =50 МВт, суммарное увеличение электрической мощности

модернизированной ТЭЦ при установке на ней одной ГТУ НК-37-1 составит 76,6 МВт. Удельный расход условного топлива и электрический КПД, отнесенные к дополнительно выработанной электроэнергии, будут, соответственно, равны Ьэ=375 г у.т/кВт-ч и пэ=0,328. В то же время эти показатели при конденсационном режиме станции без ее модернизации составляли бы Ьэ= 445 г.у.т/кВт-ч и пэ=0,276.

1

ГТУ

л

1

)

Можно считать, что модернизированные по парогазовому циклу ТЭЦ окажутся конкурентоспособными на энергетическом рынке в том случае, если в летний период, при конденсационном режиме работы турбин, их удельный расход топлива на производство электроэнергии будет ниже среднего удельного расхода топлива для конденсационных станций РАО ЕЭС.

Среднегодовые величины дополнительной электрической мощности и удельных расходов топлива на дополнительно выработанную электроэнергию Ьэ модернизированной ТЭЦ могут быть определены из следующих очевидных соотношений

А-ТЭЦТ +АИ ТЭЦТ

= Ьэ,т„ + ЬЭт„

Э

ЬСР =^^------^ , (34)

Т +Тл

где Т, Т - соответственно число часов работы станции при среднезимних и среднелетних режимах.

Если удельные капиталовложения в кВт мощности ГТУ равны к [$/кВт], то очевидно, что при модернизации ТЭЦ в случае увеличения на ней выработки электроэнергии в летний период за счет использования «запертой» конденсационной мощности, фактически среднегодовая мощность станции увеличится не на ИЭ^^, а на А—ЭЭЦ. В этом случае фактически удельные капиталовложения в кВт дополнительной электрической мощности ТЭЦ составят

N ГТУ

к1 = к—^— . (35)

1 а-ээц

Для рассмотренного выше примера, при вводе на ТЭЦ одной ГТУ НК-37 и использовании в летний период дополнительной конденсационной мощности турбоагрегатов 50 МВт, величина среднегодовой дополнительной электрической мощности ТЭЦ, если принять продолжительности работы при зимнем и летнем режимах Т=4700 ч и Т=2800 ч, составит 45,3 МВт.

При этом удельные капиталовложения в киловатт дополнительной электрической мощности ТЭЦ при условии, что стоимость установленного киловатта ГТУ НК-37-1 составляет 450 $/кВт, окажутся равными 298 $/кВт.

Таким образом, при модернизации ТЭЦ по парогазовому циклу с использованием возможности дополнительной выработки электроэнергии на имеющихся паровых турбинах станции срок окупаемости капиталовложений в ее модернизацию значительно снизится.

Выводы

Разработана методика определения электрической мощности и удельных расходов топлива на дополнительно выработанную электроэнергию и энергетических характеристик котлов-утилизаторов при установке на ТЭЦ ГТУ с котлами-утилизаторами одного давления пара, снабженными газоводяными подогревателями. Рассмотрены варианты подогрева в ГВП КУ сетевой и подпиточной воды теплосети с частичным вытеснением тепловой нагрузки пиковых водогрейных котлов или сетевых подогревателей турбин.

Показана возможность существенного снижения капиталовложений в модернизацию ТЭЦ в случае использовании «запертой» конденсационной мощности турбин станции при наличии имеющихся на ТЭЦ запасов в охлаждающей способности градирен.

Шелудько Леонид Павлович -

кандидат технических наук, доцент кафедры «Тепловые электрические станции»

Самарского государственного технического университета