автореферат диссертации по энергетике, 05.14.04, диссертация на тему:Повышение эффективности использования избыточного давления природного газа на основе рационального выбора системы подогрева

На правах рукописи

ЖИГУЛИНА ЕКАТЕРИНА ВАЛЕРИЕВНА

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ИЗБЫТОЧНОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ОСНОВЕ РАЦИОНАЛЬНОГО ВЫБОРА СИСТЕМЫ ПОДОГРЕВА

Специальность 05.14.04 - Промышленная теплоэнергетика

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 ИЮН 2011

Москва, 2011 год

4848606

Работа выполнена на кафедре Промышленных теплоэнергетических систем (ПТС) Московского энергетического института (технического университета).

Научный руководитель:

кандидат технических наук, доцент Калинин Николай Васильевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Агабабов Владимир Сергеевич

кандидат технических наук, профессор Субботин Владимир Иванович

Ведущая организация:

ООО Научно-технический центр «Промышленная энергетика»

Защита диссертации состоится «23» июня 2011 года в 15 часов 30 минут в аудитории Г-406 на заседании диссертационного совета Д 212.157.10 при Московском энергетическом институте (техническом университете) по адресу: г. Москва, Красноказарменная ул., 17.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского энергетического института (технического университета).

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью организации) просим направлять по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Ученый совет МЭИ (ТУ).

Автореферат разослан: 2011 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета, /' - / __

к.т.н., доцент ^^и' ¿-¿-О' . Степанова Т. А.

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Одним из наиболее перспективных направлений в области энергосбережения при транспорте природного газа является рекуперация энергии избыточного давления на узлах его редуцирования и потребления.

Одним из крупных потребителей природного газа является тепловые электрические станции (ТЭС), на которые природный газ поступает с давлением 0,5-1,2 МПа. Технология дальнейшего его использования требует снижения давления до 0,1-0,2 МПа. Давление снижается на газорегуляторном пункте (ГРП), как правило, путем дросселирования, т.е. энергия избыточного давления газа расходуется на преодоление гидравлических сопротивлений и таким образом, безвозвратно теряется. Снижение давления природного газа с одновременной выработкой электрической энергии можно осуществить в детандер-генераторном агрегате (ДГА).

Для предотвращения образования конденсата и гидратов в газопроводах и арматуре, а так же для обеспечения потребителей газа топливом требуемой температуры (0-20°С) в большинстве схем применения ДГА газ перед поступлением в детандер подогревается до определённой температуры. Увеличение температуры перед детандером, кроме того, увеличивает его мощность. При установке ДГА на ТЭС имеется возможность использовать для подогрева природного газа различные энергоносители высокого и низкого потенциала, в том числе и вторичные энергоресурсы. Поэтому при выборе схемы подогрева природного газа необходимо дать технико-экономическую оценку общей эффективности каждой схемы.

Анализ научно-технической литературы, показал, что вопрос о выборе наиболее эффективного способа подогрева природного газа с помощью сравнительного термодинамического и технико-экономического исследования изучен не достаточно глубоко. Наиболее полно эти вопросы освещены в работах B.C. Агабабова, Е.В. Джураевой, А.Ю. Архаровой. В большинстве работ оценка эффективности применения ДГА на ТЭС производиться с использованием таких критериев как изменение удельных показателей работы всей станции до и после установки ДГА. Поскольку мощность ДГА на два порядка меньше мощности всей ТЭС, это не позволяет проанализировать влияние различных факторов на технико-экономические показатели ввиду их малости по сравнению с показателями работы основного оборудования ТЭС.

Одним из основных параметров, влияющих на экономичность той или иной схемы применения ДГА на ТЭС, является мощность вырабатаваемая турбодетандером. Поэтому правильное ее определение является обязательным условием корректности проводимых расчетов. Следует ожидать, что расчеты, выполненные по известным уравнениям идеального и идеализированного газа, могут приводить к заметным погрешностям, а допущения 100% содержания метана в природном газе диктуется лишь необходимостью упрощения расчета и

возможностью его автоматизации. Погрешности таких упрощений в работах, как правило, не приводятся.

Наша страна является одной из основных газодобывающих стран и обладает большим потенциалом использования энергии избыточного давления природного газа для выработки электричества. По оценкам специалистов на территории РФ существует около 600 объектов - ГРС и ГРП, располагающих условиями для строительства и эксплуатации турбодетандерных агрегатов, которые могут выработать до 15 млрд. кВт*ч энергии в год.

Принимая во внимание непрерывный рост потребления природного газа в России и в мире можно отметить необходимость дальнейшего изучения эффективности внедрения ДГА как на действующих, так и на строящихся ТЭС.

Цель работы. Целью работы является повышение эффективности использования избыточного давления природного газа в ДГА на основе

поттлиоттт илгл ш лгл плттлгпаво ^оотгтплтттАглла по оно т1ТИ11А01ГИУ

V ишии^и V«»VI V/ руии) иичМ'^^^ЖЦУ! V/ »>4 XXV» »

зависимостях определения параметров с использованием термодинамического, энергетического и экономического анализов.

Научная новизна работы заключается в следующем:

■ Разработана методика проведения термодинамического анализа схем применения ДГА, учитывающая изменение параметров ТЭС, связанных с установкой ДГА, позволяющая определить наиболее эффективный вариант подогрева газа с учетом конкретных условий его применения.

■ На основе результатов проведенных термодинамического, энергетического и экономического анализов, представлены рекомендации по выбору наиболее экономичной схемы установки ДГА, в зависимости от влияющих факторов.

" Проанализированы и обобщены полученные данные о точности расчета удельной работы расширения в ДГА при идеализации природного газа и использовании упрощений и допущений о его составе, и показаны получаемые при этом изменения экономических показателей.

■ Разработана схема установки ДГА на ТЭС, позволяющая увеличить электрическую мощность турбодетандера за счет понижения давления газа за детандером с помощью инжектора.

■ Определено влияние на эффективность подогрева природного газа при применении ДГА числа часов работы пиковых водогрейных котлов, режима работы паровых турбин, удельного расхода топлива на выработку кВт-ч и давления используемого отборного пара.

Практическая ценность.

■ С использованием разработанной методики, сделаны рекомендации, позволяющие определить наиболее экономичную схему применения ДГА в системе газоснабжения ТЭС в зависимости от конкретных условий его применения.

■ Разработаны матрицы Ь-б для различных составов природного газа, с использованием которых проведены расчеты и получены результаты,

позволяющие повысить точность расчетов параметров энергетических систем и установок. Разработана эксергетическая диаграмма свойств метана.

■ Разработана и запатентована схема с использованием ДГА для потребителя природного газа, работающего при наличии избытков природного газа в условиях значительного колебания его расхода.

■ Даны рекомендации по выбору давления отбора паровой турбины для подогрева природного газа перед детандером в зависимости от температурных ограничений, установленных заводом изготовителем ДГА.

■ В дисциплинах, читаемых по направлению «Теплоэнергетика и теплотехника» используются полученные материалы по свойствам природного газа с различным содержанием метана и данные по выбору схем его подогрева при использовании ДГА на ТЭС.

Достоверность и обоснование результатов в значительной степени достигается использованием результатов рас чеши реальных свойств природного газа (полученные с использованием программного продукта М1ХТ1ЖА-15), базирующихся на классических уравнениях состояния. Кроме того, в расчетах частично использованы конкретные результаты опытно-промышленных испытаний ДГА на ТЭЦ-23 г. Москвы, а так же результаты удельных показателей по ряду конкретных установок. Автор защищает:

1. Методику расчета эксергетического коэффициента эффективности ДГА, учитывающую влияние ДГА на работу основного оборудования ТЭС.

2. Полученные результаты термодинамического, энергетического и экономического анализа возможных схем подогрева природного газа при использовании ДГА на ТЭС.

3. Полученные данные о точности расчета удельной работы расширения в ДГА при идеализации природного газа и использовании упрощений и допущений о его составе, и получаемые при этом изменения экономических показателей.

4. Полученные в работе данные о выборе давления отбора пара в схеме с подогревом природного газа паром из отборов турбин.

Личный вклад автора заключается:

- в проведении термодинамического, энергетического и экономического анализа возможных схем подогрева природного газа при использовании ДГА на ТЭС;

- в разработке методики расчета эксергетических коэффициентов эффективности ДГА, учитывающей внешние связи с основным оборудованием ТЭС;

- в проведении анализа методов расчета удельной работы расширения природного газа для широкого диапазона давлений и расчете погрешности каждого из методов;

-в проведении анализа изменения основных экономических показателей, вызванных погрешностью определения мощности ДГА;

- в проведении исследования эффективности подогрева природного газа паром различных параметров из отборов турбин. Апробация и публикации

Результаты работы были представлены на тринадцатой, четырнадцатой, пятнадцатой и шестнадцатой международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиотехника, электроника и энергетика», на Пятой всероссийской школе-семинаре молодых ученых и специалистов «Энергосбережение - теория и практика».

Основное содержание работы изложено в 14 публикациях, в том числе в одной статье в реферируемом журнале из перечня ВАК и в описании патента на полезную модель.

Структура и объем работы.

Диссертация изложена на 170 страницах и состоит из введения, четырех глав, выводов, приложения. Работа содержит 38 рисунка и 34 таблиц, 4 приложения, список использованных источников содержит 99 наименований.

Содержание работы Во введении раскрыта актуальность темы, дана ее общая характеристика. В первой главе на основе анализа научно-технической литературы рассматривается состояние вопроса рационального использования энергии избыточного перепада давления природного газа на ГПС, ГРС и ГРП промышленных предприятий с помощью турбодетандерных установок, их технологические схемы и технические данные. Приведены структура потребления газа и возможный экономический эффект от внедрения ДГА в отрасли народного хозяйства России. Показано, что весьма важным является вопрос о выборе источника теплоты для подогрева природного газа в ДГА. Представлен обзор ДГА, работающих в России и странах СНГ, а так же в Европе, Канаде и Америке. Дан обзор научных работ и публикаций об эффективности применения ДГА на ТЭС. Большинство из них содержат расчеты, основанные на идеализации свойств природного газа, а также на предположении, что природный газ состоит только из метана. Эффективность различных схем использования ДГА на ТЭС оценивается авторами с использованием таких показателей как КИТ, КПД всей станции, удельное потребление топлива на единицу вырабатываемой электроэнергии и т.д. Эти показатели рассчитывались до и после включения ДГА. Были отмечены недостатки таких методик и обоснована необходимость использования таких критериев оценки эффективности различных схем, которые охватывали бы только саму установку ДГА и учитывали влияние ее работы на изменение показателей работы основного оборудования станции.

Завершается первая глава определением цели исследования и тех задач, которые должны быть решены для достижения поставленной цели.

Вторая глава диссертационной работы посвящена определению и анализу погрешностей возникающих при проведении расчетов процесса расширения природного газа в турбодетандерах с использованием известных методик.

Расчеты выполнялись в диапазоне давлений природного газа 0.1-6,0 МПа и температуре газа 290 К, с содержанием метана от 100 до 70%, этана - от 1 до 20%, пропана - от 0,5 до 5%, азота - от 1 до 20%.

Первый способ основан на допущении, что природный газ это идеальный газ, состоящий только из метана. Следовательно, для расчета работы расширения используется уравнение, выведенное из первого закона термодинамики с учетом некоторых допущений, одно из которых - постоянство с

показателя адиабаты к = — :

3 области значений параметров газа У'--1 ¿10—100 к" и р=0 1-10 МПа показатель адиабаты увеличивается с ростом температуры. Учитывая свойства реального метана, погрешность расчета удельной работы при использовании формулы (1) увеличивается с ростом давления газа и понижением его температуры.

Второй способ основан на допущении, что природный газ это реальный газ, состоящий только из метана. При этом также используется уравнение 1, но с введением поправки на сжимаемость г.

Третий способ подразумевает рассмотрение природного газа как многокомпонентной смеси реальных газов, а в расчетах используется уравнение для идеального газа. Теплоемкость и показатель адиабаты полагаются, как и во всех предыдущих вариантах, величинами постоянными в каждой точке процесса расширения. В действительности это допущение не корректно и ведет к погрешности.

Четвертый способ - это способ, согласно которому природный газ состоит только из метана и обладает свойствами реального газа, но при этом работа расширения в турбине определяется по уравнению:

Энтальпии 1\ а 1г2 определяются с помощью таблиц термодинамических свойств реального метана или соответствующих диаграмм.

Было показано, что использование этого способа не приводит к появлению значительной погрешности расчетов только при содержании метана не менее

Пятый способ подразумевает рассмотрение природного газа как реальную многокомпонентную смесь газов и является методически самым верным. Для расчета работы расширения в турбине используется уравнение 2, однако энтальпии \ и И2 определяются для реальной смеси газов с помощью специальных программ, рассчитывающих свойства смеси. Автором использовалась программа М1хШге-15, апробированная автором с данными результатов экспериментов.

(1)

(2)

95 %.

Далее в данной главе рассчитывается и приводится оценка погрешности определения удельной работы для каждого из рассмотренных методов, а также изменения основных экономических показателей эффективности ДГА, вызванные этой погрешностью. Расчетные значения величины работы расширения природного газа в ДГА сравнивались со значениями работ, определенными по методу 5.

На рисунке 1 показаны погрешности расчета удельной работы первых четырех методов. Наименее точным как это видно из графика является первый метод.

Рисунок 1. Погрешность расчета удельной работы первых четырех методов.

Был проведен анализ влияния термодинамических свойств отдельных компонентов на свойства природного газа и установлено, что расчеты по чистому метану смесей с большим содержанием азота приводят к наибольшей погрешности.

В третьей главе были проведены энергетический и термодинамический анализы эффективности подогрева природного газа для следующих схем использования ДГА на ТЭС:

I. Схема без подогрева природного газа

П. Схемы с подогревом природного газа:

1. паром из отборов турбин;

2. уходящими газами котлов ТЭС;

3. водой циркуляционного контура станции.

Эти схемы представлены на рисунке 1.

Энергетический анализ эффективности той или иной схемы заключался в определении выработанной ДГА электрической мощности, количества теплоты, подведенной к природному газу в подогревателе газа, количества теплоты, необходимой для подогрева природного газа в топке котла до температуры, которую газ имел бы после дросселирования. Все виды затраченной и произведенной энергии переводились в условное топливо, составлялся энергетический баланс, и рассчитывалась экономия топлива в каждой схеме применения ДГА на ТЭС.

В первой схеме (рисунок 1а) учитывались так же затраты топлива на нагрев холодного воздуха, необходимого для сжигания дополнительного количества газа.

уходя орс гаы «-

-0

кг

4

птиосфе^

нрцхмЛ твГРП

в тсшювую схему ТЭС

ктрьбпгр природный газ -> конденсат

воздух ^гймдьйгаэ

ИНШЯую

, - „б) схема с подогревом природного газа

а) схема без подогрева природного газа ' г _

г г г уходящими газами котлов на ТЭС

в) схема подогрева природного газа г) схема с подогревом газа циркуляционной

паром из отбора турбины на ТЭС водой перед конденсатором паротурбинной

установки

Рисунок 1. Принципиальные схемы применения ДГА на ТЭС. 1-котел; 2-паровая турбина; 3- электрогенератор; 4- конденсатор; 5- запорная арматура; 6-турбодетандер; 7-подогреватель газа; 8- циркуляционный насос; 9- градирня.

Для схемы подогрева природного газа паром из отборов турбин были рассмотрены два режима работы ТЭС: зимний и летний (конденсационный).

При работе ТЭС в летнем (конденсационном) режиме отборы турбин не загружены и подогрев природного газа осуществляется за счет увеличения его подачи из отборов турбин. В зимнем режиме предполагалось, что ТЭС работает по тепловому графику с максимальным расходом пара на турбины при работе пиковых водогрейных котлов (ПВК) с нагрузкой, меньшей максимальной.

В случае, если температура газа на выходе из ДГА больше 5°С, считалось, что газ вносит в топку дополнительную физическую теплоту. Это также учитывалось как положительный эффект схемы.

При рассмотрении летнего режима работы станции затраты топлива на выработку необходимого количества пара рассчитывались по методике, согласно которой изменение подачи теплоты в головную часть турбины определялось с учётом ценности теплоты данного отбора. Эти расчёты проводились на примере турбины Т-250 для всех её отборов на теплофикацию. В диссертации также представлены результаты аналогичных расчетов и для других турбин.

В случае работы ТЭС в зимнем режиме подогрев газа подогрев производится по-прежнему паром, однако станция вынуждена генерировать дополнительную тепловую мощность в ПВК. Следовательно, ценность отборов не учитывалась, и при таком режиме работы станции затраты на нагрев природного газа оказались выше.

Расчеты показали, что подогрев природного газа за счет использования отборного пара при зимнем режиме работы ТЭС значительно менее эффективен, чем при летнем. Поэтому при расчете технико-экономических показателей данного проекта внедрения ДГА на ТЭС, необходимо учитывать количество часов работы ПВК.

В схеме с подогревом природного газа дымовыми газами котлов дополнительного сжигания топлива не требуется. Расчеты по данной схеме осуществлялись с учетом требований эксплуатации котельной установки, т.е. дымовые газы на выходе из дымовой трубы должны иметь температуру выше точки росы.

В схеме с подогревом природного газа водой циркуляционного контура станции газ подогревается уже после процесса расширения в ДГА. Подогрев газа осуществляется циркуляционной водой с параметрами 20-35°С на входе в теплообменный аппарат и 5-10°С на выходе из него.

Несмотря на эти низкие значения температуры циркуляционной воды, природный газ возможно нагреть до температур 15-30°С за счёт достаточно большого расхода циркуляционной воды. При определении влияния включения ДГА в тепловую схему ТЭС впервые был учтен прирост электрической мощности паровой турбины за счет понижения температуры конденсата и, следовательно, достижения более глубокого вакуума.

Следует отметить также, что в данной схеме будет уменьшен расход подпиточной воды в циркуляционном контуре, так как сократятся потери циркуляционной воды в градирне.

В результате расчетов был получен график зависимостей экономии топлива в каждой из рассмотренных схем от степени расширения газа в детандере, который представлен на рисунках 2 и 3.

Критерием сравнения при выборе наиболее эффективной схемы подогрева природного газа может быть эксергетический КПД всей ТЭС, коэффициент использования топлива, удельные затраты топлива на единицу вырабатываемой ТЭС электрической мощности и т.д. Однако, как показали расчеты, все эти показатели имеют существенные недостатки. Во-первых,

расчет таких макро показателей, как, например эксергетический коэффициент полезного действия для всей станции представляет собой весьма сложную задачу. Во-вторых, изменение таких показателей как электрическая мощность и расход топлива на ТЭС до и после включения ДГА в схему станции относительно незначительно, и находится в пределах погрешности расчета этих величин. Действительно, электрическая мощность обычной ТЭС в приблизительно 150-200 раз больше мощности детандера, а перерасход топлива на станции из-за включения установки (в тех схемах, где подогрев природного газа осуществляется за счет сжигания дополнительного количества топлива) менее 0.1 %

Я 3,0 4.0 5.0 В,О 7.0 8,0

степень расширениягазав детандере

б^п подогреем

- 1:5 - гъ>д о гр се п<>1> о* г N"4 епл*

— п.'^оы. МО-енки ('с^ии

—* 111 Родосе уЧС'ПЧ.!

■ подогрев п.ч|м>л1р:ч'оп^________________________

Рисунок 2. График зависимостей часовой экономии топлива в схемах.

30000 25000 20000

Я <9

8 18000 а

2 юооо г

а

2 5000 1

| 0

% 3.0 4.0 6,0 8,0 7.0 3.0

| степень расширения газа 8 детандере ^

6« прлогрера ;

- О - Г1' .;К.!Р СИ ШрОМ К-ч: 11 ■ ! |

(хдагревуходзапшшатш ! -«од> >71>с« ив ^ьу Г41У кшне>й ролей !

--подотрсп ЧНрКу ?ОДОЙ С уК^-М П^ЦЧ'П.! МЛ)Щ*К1Н Шр ЯВОО Тур |

____________________________.____________________

Рисунок 3. Годовая экономия топлива в рассмотренных схемах.

Следовательно, надо рассчитывать не изменение КПД станции после включения ДГА, а КПД самого комплекса ДГА, включющего подогреватель природного газа. Однако в этом случае не учитываются изменения характеристик работы основного оборудования ТЭС.

В диссертации автор предлагает использовать так называемый «эксергетический коэффициент эффективности». Эксергетический метод анализа выбран потому, что он позволяет определить качество каждого из потоков энергоносителей и не только количественно оценить величину суммарных потерь энергии в системе, но и выделить приоритетные потери.

Эксергетический коэффициент эффективности к представляет собой отношение полученной полезной эксергии к сумме использованной эксергии потока газа и эксергии греющего потока, с учетом изменений энергетических показателей работы основного оборудования ТЭС, связанных с использованием ДГА.

Для облегчения расчета эксергии природного газа автором была разработана эксергетическая диаграмма для метана. Основой для создания этой диаграммы были взяты данные из таблиц свойств метана.

Для расчета эксергетического коэффициента эффективности, также как и эксергетического КПД комплекса энергетических установок были проведены контрольные поверхности, охватывающие турбодетандерную установку, электрогенератор, подогреватель газа (кроме схемы без подогрева) и все соединяющие их элементы. На рисунке 4 представлены эти, так называемые, «черные ящики» для каждой схемы, а так же все входящие и выходящие из них потоки эксергии.

При расчете эксергетического коэффициента эффективности в каждой из схем были заданы одинаковые исходные данные:

• температура и давление природного газа поступающего на ТЭС ?1=5°С ирх=\,2 МПа;

• давление природного газа на входе в топку энергетического котла /?1=0Д5 МПа;

• рассматриваемый природный газ состоит на 100% из метана. Предложенный автором эксергетический коэффициент эффективности

для схемы без подогрева определяется следующим образом: к =_*

Сг-{е,-е1)+Еку' ^

где N - электрическая мощность ДГА, бт - расход природного газа через ДГА,

е\ и б2 - соответственно эксергия природного газа до и после ДГА, Еку - эксергия дополнительного топлива, необходимого для непосредственного нагрева в топке котла холодного газа до параметров, которые он имел бы после дросселирования.

Еку

е, 6з

прародхый " ДГА природный Г|>

а) схема без подогрева газа

Ешк Еку

е. ДГА ег

природный

У

г) схема подогрева природного газа паром при зимнем режиме работы ТЭС

ЕДГ

Еку

б) схема подогрева природного газа паром котлов для летнего режима работы ТЭС при ГС=соп81

е, ДГА &

природный Природный

д) схема подогрева природного газа дымовыми газами котлов

Еку

е, ДГА в!

природный природный

то ш

Г

е) схема подогрева природного газа водой циркуляционного контура станции

в) схема подогрева природного газа паром котлов для летнего режима работы ТЭС при <2=соп51

Рисунок 4. Контрольные поверхности и потоки эксергии в рассматриваемых схемах. Тогда для зимнего режима эксергетический коэффициент эффективности

определяется по формуле:

*-£-> (4)

где £пвк - эксергия топлива, израсходованного в ПВК и необходимого для нагрева природного газа, так как в этом случае подогрев производится по-прежнему паром, однако станция вынуждена генерировать дополнительную тепловую мощность в ПВК.

Летний режим работы станции рассмотрим для двух случаев работы паровой турбины:

• при постоянной мощности паровой турбины Nm =const;

• при постоянном расходе острого пара в голову турбины <2nr=const.

При Nm = const эксергетический коэффициент эффективности схемы

определяется по формуле:

к =---, (5)

GAei-e2) + EOTB+EKy

Еохё - эксергия топлива, необходимого для выработки дополнительного количества острого пара, чтобы мощность паровой турбины оставалась постоянной после открытия отбора.

Для расчета Яотб необходимо определить Д<2„р - количество дополнительного острого пара, которое необходимо подать в головную часть паровой турбины, чтобы вырабатываемая ею электрическая мощность оставалась постоянной.

Д<2тур можно определить как:

AQ^-AQva, (6)

где AQqiq—теплота, необходимая для подогрева природного газа;

Коэффициент ценности теплоты £ для данного отбора может быть определен по формуле:

(7)

где К - коэффициент, зависящий от начальных параметров пара, состава и особенностей тепловой схемы турбины,

у - коэффициент недовыработки мощности отборным паром турбины, определяемый по формуле:

Аотб-Ьк^ (8)

ho - Ьк '

здесь hmfi, ho и hK - соответственно энтальпии пара в отборе, на входе в турбину, поступающего в конденсатор.

При 0„m=const эксергетический коэффициент эффективности схемы определяется по формуле:

¡~ — N-Mm (9)

где ДЛ^пт - количество недовыработанной электрической энергии паровой турбиной из-за увеличения расхода пара из отбора турбины.

Для схемы с подогревом природного газа дымовыми газами котлов эксергетический коэффициент эффективности равен:

N

к =---, (10)

Gr • (е, —е1) + ЕдГ +ЕКУ

где Едг - эксергия тепла, подведенного в теплообменник с дымовыми газами.

Для схемы с подогревом природного газа циркуляционной водой станции эксергетический коэффициент эффективности определяется по выражению (11).

N

- - - - (11)

Сг'О,-

е2) + Ецв + ЕКу-

где £Цв - эксергия тепла, подведенного в теплообменник с циркуляционной водой.

На рисунке 5 представлены результаты расчетов зависимости эксергетического коэффициента эффективности для рассмотренных выше схем от степени расширения природного газа в ДГА. При этом для схем подогрева газа отборным паром и уходящими газами были выбраны наиболее эффективные варианты. В схеме подогрева природного газа уходящими газами котлов наиболее эффективен подогрев до принятой в расчетах максимальной температуры газа перед детандером гг1=140 °С._

о.з 0.2

7 8 9

давление газа перед ДГЛ

12

-Без подогрева -Подогрев паром N=00^ -Подогрев паром зимний режим

»-Подогрев циркуляционной водой — подогрев паром О-ссп'Л •-Подогрев дымовыми газами

Рисунок 5. График зависимости эксергетического коэффициента эффективности ДГА рассмотренных схем от степени расширения газа в детандере.

Расчеты схем с подогревом природного газа паром из отборов турбин проводились для турбины Т-250. В случае подогрева газа паром из отборов турбин для летнего режима работы станции максимальная экономия топлива достигается в случае использования отбора пара при Р=0,25 МПа и 4=0,438 при температуре газа перед детандером ¿г1=120 °С. Для зимнего режима также рассматривался вариант подогрева газа до температуры газа перед детандером ?г1=120 "С.

Далее в главе предложены способы повышения эффективности работы ДГА на ТЭС с учетом особенностей потребления и изменения параметров природного газа на станциях. Анализ существующих схем применения ДГА на территории России показал, что используется энергия технологического перепада давления лишь части (не более 30%) поступающего на ТЭС природного газа. Автором был предложен и защищен патентом способ

повышения эффективности работы ДГА в этих схемах за счет установки газовых инжекторов непосредственно за детандером (рисунок 6).

-V

ГТ

< 3

5 , / ■-"1 /

Рисунок 6. Принципиальная схема установки ДГА с инжектором

1 и 6 - трубопроводы высокого и низкого давления соответственно; 2 -теплообменник; 3 - детандер; 4 -электрогенератор; 5 - инжектор; 7 -дроссель.

Технически и экономически обоснована необходимость оснащения ДГА поворотными направляющими лопатками.

В четвертой главе дан сравнительный анализ экономической эффективности рассмотренных схем подогрева природного газа при применении на ТЭС. В работе, в частности, была показана и обоснована целесообразность применения ДГА на ТЭЦ-23 для рекуперации энергии избыточного давления природного газа. Был произведен расчет показателей коммерческой эффективности проекта для всех рассматриваемых схем в прогнозных ценах:

• чистый дисконтированный доход (ЧДД) или интегральный эффект;

• индекс доходности (ИД);

• внутренняя норма доходности (ВИД);

• срок окупаемости с учетом фактора времени.

В ходе проведения расчетов для каждого варианта была определена себестоимость отпускаемой электроэнергии.

Кроме того, в работе был проведен анализ чувствительности этих показателей к изменению внешней среды. Варьированию подвергался следующий набор исходных данных:

- тарифы на электроэнергию и тепло;

- общие инвестиционные затраты.

В качестве отпускной цены на электрическую энергию, вырабатываемую ДГА-12 и поставляемую на оптовый рынок электроэнергии от генерирующих компаний ОАО «МОСЭНЕРГО», был принят средневзвешенный тариф за 2009 год.

Учитывая продолжительный период реализации проекта и сложившуюся ситуацию на мировом финансовом рынке, было рассмотрено 3 варианта проведения расчета экономической эффективности проекта:

1) Расчет в базисных ценах, то есть ценах, сложившихся на 2009 год, с использованием реальной, т.е. отчищенной, от инфляции ставки дисконтирования Ер. По формуле Фишера для темпа инфляции > 5%:

где р - темп инфляции за 2009 год равный 8,8%, Е- расчетная ставка дисконтирования.

В качестве безрисковой ставки дисконтирования принята ставка рефинансирования ЦБ РФ на начало 2009 (13%) года с учетом премии банка

Е6р =13 + 4 = 17%

Тогда расчетная ставка дисконтирования:

Е = 17 + 6 = 23%

а реальная ставка дисконтирования (по формуле 12): " 1 + 8,8

2) Расчет в прогнозных ценах. В качестве безрисковой ставки дисконтирования принимался темп роста тарифов на электрическую энергию Тэ:

Т" — Т"

(13)

'м

где Т", и Т",4 - тарифы на электроэнергию соответственно текущего года / и предыдущего.

3) Расчет в прогнозных ценах. В качестве безрисковой ставки дисконтирования принята ставка рефинансирования ЦБ РФ на начало 2009 года с учетом премии банка£6 р = 17%. Расчетная ставка дисконтирования:

Е = 17 + 6 = 23%

Проведенные исследования факторов экономического риска позволяют отметить достаточную устойчивость этих показателей для всех схем, кроме первой. Во всем исследованном диапазоне возможного (не катастрофического) изменения параметров внешней среды эти показатели остаются в пределах, обеспечивающих эффективность проекта.

Рассматриваемые инвестиционные проекты оказались наиболее чувствительными к снижению тарифов на электроэнергию.

Полученные результаты расчетов показали, что рассмотренные варианты имеют положительные показатели экономической эффективности проекта, так как для каждого варианта ЧДД>0, индекс доходности >1, внутренняя норма доходности значительно превышает норму доходности, принятую в расчетах, а также дисконтированный срок окупаемости имеет вполне приемлемые значения (менее трех лет). Следовательно, проект внедрения ДГА на ТЭС при проведении расчетов и в базисных и в прогнозных ценах эффективен.

Сравнительный анализ экономической эффективности схем подогрева природного газа проводился следующим способом: были заданы интервалы для таких критериев как ВИД, СО, ИД. Наиболее эффективная схема определялась по максимальному значению ЧДД. Значения показателей экономической эффективности в схеме с подогревом паром из отборов турбин и в схеме с подогревом уходящими газами котлов попадают в заданные интервалы. Однако наиболее эффективной является схема подогрева природного газа

паром из отборов турбин, так как ЧД Д в этой схеме максимален и равен 4972,1 млн. рублей.

Результаты проведенных исследований доказывают необходимость проведения перечисленных анализов, так как выбор оптимальной схемы применения ДГА на ТЭС зависит от многих факторов, основными из которых являются:

• параметры газа;

• параметры греющей среды;

• тарифы на электрическую энергию и природный газ.

Выводы.

1. Разработана методика проведения термодинамического анализа схем применения ДГА на ТЭС, позволяющая оценить термодинамическую эффективность схем с учетом влияния установки ДГА на работу основного оборудования.

2. Проведенный термодинамический анализ схем подогрева природного газа при применении ДГА на ТЭС показал следующее:

• выбор наиболее эффективных схем подогрева природного газа зависит от степени расширения природного газа в ДГА;

• самой эффективной является схема подогрева газа циркуляционной водой станции;

• наименее эффективными являются схемы подогрева природного газа отборным паром в зимнем режиме работы ТЭС и схема без предварительного подогрева газа.

3. Проведенный энергетический анализ схем подогрева природного газа при применении ДГА на ТЭС показал следующее:

• большое влияние на выбор наиболее эффективной схемы установки ДГА оказывает удельный расход топлива на выработку кВт-ч электроэнергии на ТЭС;

• учет прироста мощности паровой турбины вследствие достижения более глубокого вакуума в конденсаторе в схеме подогрева природного газа циркуляционной водой увеличивает суммарную экономию топлива в схеме до 21%. Данная схема становится более выгодной, чем схема подогрева газа паром до 120°С при степени расширения природного газа больше 4;

• установлено, что в схеме с подогревом природного газа перед ДГА паром из отборов паровой турбины, повышение температуры природного газа приводит к увеличению энергетической эффективности, при этом необходимо использовать отбор пара с наименьшим давлением, обеспечивающим заданный подогрев;

• показано, что неправильный выбор режима подогрева природного газа (при постоянной мощности паровой турбины или постоянном расходе пара в ее головную часть), может привести к значительному (до 20%) перерасходу топлива на ТЭС.

4. Произведенный анализ методик расчета удельной работы расширения природного газа в детандере показал следующее:

• наибольшая погрешность (до 30%) соответствует методу, при использовании которого предполагается, что природный газ обладает свойствами идеального газа и на 100% состоит из метана;

• использование уравнения для идеального газа при давлениях до 1,5 МПа приводит к возникновению погрешности расчета мощности ДГА до 6%, а при высоких давлениях (до бМПа) погрешность достигает 25%;

• введение поправки на сжимаемость в уравнение для идеального газа снижает погрешность расчетов до 4,5% и 9% соответственно;

• установлено, расчет удельной работы расширения природного газа в предположении 100% содержания метана приводит к погрешности 0,8% на каждый процент снижения фактического его содержания и в среднем 0,9% при определении экономических показателей.

5. Разработанная схема установки ДГА на ТЭС, обеспечивающая снижение давления газа за детандером с помощью инжектора, позволяет увеличить электрическую мощность турбодетандера до 20%.

6. На основании результатов сравнительного экономического анализа схем подогрева природного газа показано, что все схемы имеют положительные показатели экономической эффективности, а наиболее эффективной является схема подогрева природного газа с использованием пара из отборов турбины.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях:

1. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г. Использование пара для подогрева природного газа при применении детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях. // Энергосбережение и водоподготовка. 2010. - №2 (64). - С. 29-32.

2. Хромченкова Е.В., Хромченков В.Г., Калинин Н.В., Гончар Ю.А., Сравнительный анализ схем подогрева природного газа при применении УТДУ на ТЭС. // Тринадцатая Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов. Тез. докл. - М„ 2007. - Т.2. - С. 556.

3. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г. Термодинамический анализ схем подогрева природного газа различными теплоносителями при применении УТДУ на ТЭС. // Четырнадцатая Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов. Тез. докл. - М., 2008. - Т.2.-С. 391-392.

4. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г., Лунин А.И., Могорычный В.И. Анализ существующих методик расчета процесса расширения природного газа в утилизационных детандерных установках. // Пятнадцатя Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов. Тез. докл. -М„ 2009. - Т.2.- С. 479.

5. Жаркова М.В., рук. Жигулина Е.В. ДГА на ТЭЦ-23 филиала ОАО «МОСЭНЕРГО». // Пятнадцатая международной научно-технической конференции студентов и аспирантов. Тез. докл. - М., 2009. - Т.2.- С. 479.

6. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г., Могорычный В.И., Лунин А.И. Расчеты процессов в элементах и установках с использованием природного газа при вариации его параметров и состава. // Надежность и безопасность энергетики. - 2009. - №2(5). - С. 40-47.

7. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г., Яворовский Ю.В. Термодинамический анализ схем применения детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях. // Надежность и безопасность энергетики. -2009,- №3(6).-С.48-53.

8. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г., Яворовский Ю.В. Сравнительный эксергетический анализ эффективности схем применения детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях. // Сборник научных трудов. Проблемы энерго- и ресурсосбережения. Саратов. -2010.-С. 249-259.

9. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г., Яворовский Ю.В. Анализ схемы применения детандер-генераторных агрегатов на ТЭС с подогревом природного газа паром из отборов турбин. // Шестнадцатая Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов. Тез. докл. - М., 2010. -Т.2. - С.470-471.

10. Жаркова М.В., Щербак И.С., Жигулина Е.В., Яворовский Ю.В., Хромченков В.Г. Повышение эффективности работы детандер-генераторных агрегатов на ТЭС. // Шестнадцатая Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов. Тез. докл. - М., 2010 . -Т.2. - С.468-469.

11. Патент на полезную модель № 87751/ Детандер-генераторный агрегат./ Хромченков В.Г., Жигулина Е.В., Жаркова М.В.,. Калинин Н.В.,. Яворовский Ю.В. (РФ). -Зс.: ил.

12. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г. Эффетивность подогрева природного газа при использовании детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях. //Новости теплоснабжения. 2010. - №2 (114).-С. 34-38.

13. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г., Могорычный В.И., Лунин А.И. О способах расчета процессов в установках, использующих природный газ для различных его составах и параметрах. // Тр. Пятой всероссийской школы-семинара молодых ученых и специалистов «Энергосбережение - теория и практика». - М., 2010. - С.173-178.

14. Жигулина Е.В., Табачный Е.М., Калинин Н.В., Хромченков В.Г. Эффективность применения на тепловых электрических станциях детандер-генераторных технологий. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.ntsn.ru/.- 05.02.2011.

Подписано в печать Зак. Юк Тир ЮО Пл Ш"

Полиграфический центр МЭИ(ТУ) Красноказарменная ул.,д.13

Введение.

Глава 1. Обзор литературы. Задачи исследования.

1.1. Термодинамические основы работы детандер-генераторного агрегата.

1.2 Применение детандер-генераторных агрегатов в системе газоснабжения.

1.2.1 Утилизационные турбодетандерные установки стран СНГ.

1.2.2 Утилизационные турбодетандерные установки зарубежных стран

1.3. Обзор научно-технической литературы.

1.4. Задачи исследования.

Глава 2. Расчет свойств природного газа и анализ методик определения работы расширения в детандере.

2.1 Определение свойств природного газа.

2. 2. Способы расчета процесса расширения природного газа.

2.3. Оценка погрешности расчета удельной работы.

2.4 Погрешности расчетов показателей экономической эффективности

Глава 3. Энергетический и термодинамический анализы основных схем использования ДГА на тепловых электрических станциях.

3.1 Рассматриваемые схемы подогрева природного газа на ТЭЦ.

3.2. Энергетический анализ рассмотренных схем.

3.2.1. Схема применения ДГА на ТЭЦ без подогрева газа.

3.2.2. Схема применения ДГА на ТЭЦ с подогревом природного газа паром из отборов турбин.

3.2.3. Схема применения ДГА на ТЭЦ с подогревом природного газа дымовыми газами котлов.

3.2.4. Схема применения ДГА на ТЭЦ с подогревом газа низкопотенциальным теплом станции.

3.2.5. Сравнительный анализ рассмотренных схем.

3.3. Эксергетический анализ схем подогрева природного газа.

3.4. Сравнительный анализ схем подогрева природного газа.

3.5. Особенности применения детандер-генераторных агрегатов и некоторые предложения по совершенствованию схем их реализации.

Глава 4. Технико-экономическая оценка эффективности схем применения ДГАнаТЭС.

4.1. Расчет технико-экономических показателей проекта.

4.1.1. Оценка потенциала внедрения ДГА на ТЭЦ-23 ОАО «МОСЭНЕРГО».

4.1.2. Исходные условия, предпосылки и допущения.

4.1.3. Инвестиционные издержки.

4.1.4. Производственная программа.

4.1.5. Определение и анализ себестоимости продукции.

4.1.6. Налоги.

4.2. Расчет экономической эффективности инвестиций.

4.2.1. Анализ эффективности вложений инвестиций в проект внедрения ДГА наТЭЦ-23.

4.2.2.Анализ показателей коммерческой эффективности предприятия.

4.3. Выбор оптимальной схемы подогрева природного газа.

Выводы по диссертации.

По многочисленным исследованиям в ближайшие десятилетия будет наблюдаться резкое возрастание роли природного газа в энергетике многих стран. Несмотря на активную политику энергосбережения, реализуемую в мире, особенно в развитых странах, рост потребления энергоресурсов продолжается. Рост электропотребления вызовет увеличение потребления первичных энергоресурсов и в электроэнергетике, которая является крупнейшим потребителем углеводородов. Растущие цены на энергоносители, экологические ограничения, в частности требования к глобальному снижению выбросов парниковых газов будут подталкивать мир к более интенсивному использованию природного газа. До 2030 г. его использование в электроэнергетике будет расти наибольшими темпами. Опубликованные прогнозы свидетельствуют, что доля газа в мировой выработке электроэнергии вырастет с текущих 17 до 27% в 2030 г. Таким образом, к 2030 г. объем электроэнергии, производимой за счет сжигания природного газа, более чем утроится. С использованием природного газа в качестве топлива будет вырабатываться порядка 8,5 трлн. кВт*ч против сегодняшних 2,6 трлн. кВт*ч.

Одним из важных направлений энергосбережения в газовой промышленности является снижение потребления топлива и энергии за счет внедрения последних достижений науки и техники на существующих объектах энергетики, промышленности, транспорта и их инфраструктуры. Уменьшение давления газа обычно производится в дросселирующих устройствах различных типов, в которых энергия избыточного давления газа расходуется на преодоление гидравлических сопротивлений и, таким образом, безвозвратно теряется. Учитывая потребляемое количество природного газа в нашей стране, то при подобном дросселировании потери энергии могут составить многие десятки миллиардов киловатт-часов в год.

Во многих странах в настоящее время уделяется значительное внимание полезному использованию энергии избыточного давления природного газа, разработке и внедрению соответствующих установок. Такими установками на практике в подавляющем большинстве являются турбодетандеры. Процесс снижения давления в них близок к изоэнтропическому, что обеспечивает получение максимальной величины механической энергии.

На основании многолетнего опыта работы в газовой промышленности, общепризнан факт, что применение турбодетандерных агрегатов для снижения давления газа обусловливает простоту, надежность, низкую металлоемкость конструкций и широкий диапазон режимов, минимальное количество обслуживающего персонала, отсутствие влияния на окружающую среду и, в конечном счете, сравнительно невысокие капитальные и эксплуатационные затраты.

Научные предпосылки и практика позволяют считать, что для утилизации энергии избыточного давления природного газа - этого вторичного источника энергии - турбодетандерные установки в наибольшей степени соответствуют задачам экономии энергетических ресурсов, материальных средств и улучшения экологической обстановки.

Целью данной работы является исследование эффективности применения детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях и разработка методики определения оптимальной схемы подогрева природного газа путем проведения энергетического, термодинамического и экономического анализа.

Выводы по диссертации

1. Разработана методика проведения термодинамического анализа схем применения ДГА на ТЭС, позволяющая оценить термодинамическую эффективность схем с учетом влияния установки ДГА на работу основного оборудования.

2. Проведенный термодинамический анализ схем подогрева природного газа при применении ДГА на ТЭС показал следующее:

• выбор наиболее эффективных схем подогрева природного газа зависит от степени расширения природного газа в ДГА;

• самой эффективной является схема подогрева газа циркуляционной водой станции;

• наименее эффективными являются схемы подогрева природного газа отборным паром в зимнем режиме работы ТЭС и схема без предварительного подогрева газа.

3. Проведенный энергетический анализ схем подогрева природного газа при применении ДГА на ТЭС показал следующее:

• большое влияние на выбор наиболее эффективной схемы установки ДГА оказывает удельный расход топлива на выработку кВт-ч электроэнергии на ТЭС;

• учет прироста мощности паровой турбины вследствие достижения более глубокого вакуума в конденсаторе в схеме подогрева природного газа циркуляционной водой увеличивает суммарную экономию топлива в схеме до 21%. Данная схема становится более выгодной, чем схема подогрева газа паром до 120°С при степени расширения природного газа больше 4;

• установлено, что в схеме с подогревом природного газа перед ДГА паром из отборов паровой турбины, повышение температуры природного газа приводит к увеличению энергетической эффективности, при этом необходимо использовать отбор пара с наименьшим давлением, обеспечивающим заданный подогрев;

• показано, что неправильный выбор режима подогрева природного газа (при постоянной мощности паровой турбины или постоянном расходе пара в ее головную часть), может привести к значительному (до 20%) перерасходу топлива на ТЭС.

4. Произведенный анализ методик расчета удельной работы расширения природного газа в детандере показал следующее:

• наибольшая погрешность (до 30%) соответствует методу, при использовании которого предполагается, что природный газ обладает свойствами идеального газа и на 100% состоит из метана;

• использование уравнения для идеального газа при давлениях до 1,5 МПа приводит к возникновению погрешности расчета мощности ДГА до 6%, а при высоких давлениях (до бМПа) погрешность достигает 25%;

• введение поправки на сжимаемость в уравнение для идеального газа снижает погрешность расчетов до 4,5% и 9% соответственно;

• установлено, расчет удельной работы расширения природного газа в предположении 100% содержания метана приводит к погрешности 0,8% на каждый процент снижения фактического его содержания и в среднем 0,9% при определении экономических показателей.

5. Разработанная схема установки ДГА на ТЭС, обеспечивающая снижение давления газа за детандером с помощью инжектора, позволяет увеличить электрическую мощность турбодетандера до 20%.

6. На основании результатов сравнительного экономического анализа схем подогрева природного газа показано, что все схемы имеют положительные показатели экономической эффективности, а наиболее эффективной является схема подогрева природного газа с использованием пара из отборов турбины.

1. Электроэнергетика России 2030. Целевое видение //Под ред. Б.Ф. Вайнзихера. М.: Альпина Бизнес Букс, 2008.- 360с.

2. Капица П.Л. Турбодетандер для получения низких температур и его применения для сжижения воздуха //ЖТФ. -1939. -Т.9.-вып.2.-с.99-123.

3. Степанец A.A. Энергосберегающие турбодетандерные установки. М.: Недра, 1999 г.-258 с.

4. Зарницкий Г.Э. Теоретические основы использования энергии давления газа. М: Недра. 1968.

5. Клименко А.П. Сжиженные углеродные газы.-3-е изд.-М.: Недра, 1974.

6. Клименко А.П. Использование перепада давления природного газа // Труды института использования газа АН УССР. 1960. Вып. 9.

7. Твердохлебов В.И., Мальханов В.П. Утилизационные турбоустановки для ГРС и Кс. Газовая промышленность. 1985г., №7.

8. Утилизационная газотурбинная установка ТГУ-11. Проскуряков Г.В. и др. Тяжелое машиностроение. 1991г., №4.

9. Kulitschichin S.W. Die Nutzung des Energiepotentials verdichteten Erdgases zur Erzeugung. XXVII Kraftrwerkstechnisches Kolloquoium. S.44.

10. Von Elektroenergie. Technische Universität Dresden. Die Thesen des Beitrages SP 16, 1995.

11. Савенков В.Ф. Основные результаты испытаний детандер-генераторного агрегата. Энергосбережение и водоподготовка, 2002, №2, с. 18-24.

12. Мальханов В.П., Степанец A.A., Шпак В.Н. Детандер-генераторные агрегаты, разрабатываемые АО «Криокор» для утилизации избыточного давления природного газа //Химическое и нефтяное машиностроение. -1977. -№4.

13. Cronin Р/ The application of turboexpanders for energy conservation. // Материалы фирмы Rotoflow Corporation. США. 1999 г.

14. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. Перевод журналов США. М.: 1983, №6,9.

15. Alternative Energie aus der Erdgasentspannungsanlage. Gas Warme Int.-1989.-38. -s.7. s. 439.-нем.

16. Energiesparende innstallatie van Energiebedrift Amsterdam. Elektro techniek. -1991. 69. -№11.- S. 997. Нид.

17. Столяров A.A. Состояние и перспективы применения турбодетандеров для установок разделения природных газов. //Подготовка и переработка газа и газового конденсата //Тр. ин-та ВНИИЭгазпром.-1983. Вып.2. -с.12-16.

18. Язик A.B. Утилизация потенциальной энергии газа на газораспределительных станциях в детандерных установках //Обзорн. инф. Сер. Использование газа в народном хозяйстве. Вып.4. ВНИИЭГазпром, 1988.

19. Способ утилизации энергии транспортируемого природного газа без выбросов вредных веществ в окружающую среду. Агабабов B.C. и др. //Международная практическая конференция «Экология энергетики -2000». М. 2000.- С. 328-331.

20. Использование детандер-генераторных агрегатов в промышленности. Агабабов B.C. и др. //Энергосбережение в Поволжье.- 2000. С. 51-55.

21. Охотин B.C. Термодинамический анализ детандер-генераторных агрегатов в схеме паротурбинных установок с подогревом газа паром из отбора турбины //Вестник МЭИ. 2004. №3. С. 12-21.

22. Об использовании потенциальной энергии природного газа на тепловых электростанциях. Куличихин В.В. и др. «Электрические станции», 1997, №2, с. 8-11.

23. Методика и результаты исследования характеристик детандер-генераторного агрегата. Куличихин В.В. и др. // Вестник МЭИ. 2001. -№4.- С. 19-24.

24. Агабабов B.C., Утенков В.Ф., Хаймер Ю.Ю. Получение экологически чистой электроэнергии при утилизации энергии давления транспортируемого природного газа. //Энергосбережение и водоподготовка. 1999.-№4. — с. 7-10.

25. Агабабов B.C. Определение экономии топлива на конденсационной электростанции при включении в тепловую схему детандер-генераторного агрегата. //Проблемы энергетики. -1999. -№12. -с.3-6.

26. Агабабов B.C., Аракелян Э.К., Корягин A.B. Изменение мощности КЭС при включении детандер-генераторного агрегата в её тепловую схему. //Проблемы энергетики. 2000. №1-2. С. 32-39.

27. Агабабов B.C. Определение изменения мощности КЭС при включении детандер-генераторного агрегата в её тепловую схему. //Вестник МЭИ.-2000.-с.83-86.

28. Агабабов B.C., Аракелян Э.К., Корягин A.B. Изменение удельного расхода топлива на электростанции конденсационного типа привключении в её тепловую схему детандер-генераторного агрегата. //Проблемы энергетики. 2000. №3-4. С. 41-46.

29. Агабабов B.C., Аракелян Э.К., Корягин A.B. Влияние детандер-генераторного агрегата на удельный расход топлива на КЭС. //Проблемы энергетики. 2000. №7-8. С. 32-35.

30. Агабабов B.C., Корягин A.B., Агабабов В.В. Изменение удельного расхода условного топлива при включении детандер-генераторного агрегата в тепловую схему конденсационных энергоблоков. //Проблемы энергетики. 2001. №9-10. С. 53-60.

31. Агабабов B.C. Основные особенности применения детандер-генераторных агрегатов на ТЭЦ. //Энергосбережение и водоподготовка. -2002.-№3.-С. 27-29.

32. Агабабов B.C. Методика оценки влияния детандер-генераторного агрегата на тепловую экономичность ТЭЦ. //Теплоэнергетика. -2002.-№5. -С. 48-52.

33. Гуськов Ю.Л. Повышение эффективности работы ТЭЦ на основе внедрения детандер генераторных агрегатов. //Автореферат дис. к.т.н.- М. - 1997.-40 с.

34. Об использовании детандер генераторных агрегатов в котельных. Агабабов B.C. и др. // Энергосбережение и водоподготовка. - 2000. - №3. -С . 14-18.

35. Влияние параметров на показатели работы установки для утилизации энергии давления транспортируемого газа. Агабабов B.C. и др. //Энергосбережение и водоподготовка. 2000. - №1. - С. 22-26.

36. Агабабов B.C. К выбору способа подогрева газа в детандер-генераторном агрегате на ТЭЦ. //Энергосбережение и водоподготовка. -2002. -№4. -С. 7-11.

37. Сравнение различных способов подогрева газа в детандер -генераторном агрегате. Агабабов B.C. и др. //Теплоэнергетика. -2003. №6. - С. 46-50.

38. Truston А. Recovering energy in gas pressure reduction. //Contr/ and Instrum. 1991/-№5.-23.

39. Die Auswahl des Konstruktionsschemas und die Betriebs-erfahrungen von Expansionsturbinen fuer Druckerdgas. Beitrag VT6 XXXIV Kraftrwerkstechnisches Kolloquoium Dresden, 2002, s.43.

40. Abhängigkeit der Betriebsdaten einer Warmepumpenanlage zur Erdgasvormung von den Einsatzparametem V.S.Agababov, J. Heymer, A.V. Korjagin, V.F. Utenkov /Gas Erdgas №9, 2000. s.610-615.

41. Опыт эксплуатации детандер-генераторного агрегата на ТЭЦ-21 Мосэнерго. Гуськов Ю.Л. и др.//Электрические станции. 2003. - №12. -С. 15-17.

42. Влияние детандер генераторных агрегатов на тепловую экономичность ТЭЦ. Аракелян Э.К. и др.//Электрические станции. - 1997. - Спец. выпуск. - С. 77-82.

43. Экономичность, габаритные показатели и конструктивные схемы турбодетандеров. Зройчиков Н.А и др. Энергосбережение и водоподготовка, 2003, №2, с. 13-20.

44. Испытания детандер-генераторного агрегата на ТЭЦ-21 АО «Мосэнерго». Кудрявый В.В. и др. //Вестник МЭИ. 2001. - №2. - С. 1620.

45. Опыт эксплуатации детандер-генераторного агрегата на ТЭЦ-21 Мосэнерго. Гуськов Ю.Л. и др.//Электрические станции. 2003. - №12. -С. 15-17.

46. Гаряев A.A. Применение детандер-генераторных агрегатов для повышения экономичности и надежности работы компрессорных станций в системе транспорта газа. Дис. канд. техн. наук. М., 2008.199 с.

47. Андреев А.Р. Использование детандер-генераторных технологий как способ повышения эффективности работы котельных. Автореферат дис. . канд. техн. наук. М., 2007. -20 с.

48. Соловьев Р.В. Определение эффективности детандер-генераторных агрегатов при использовании вторичных энергетических ресурсов промышленных предприятий. Автореферат дис. . канд. техн. наук. — М., 2010. -20 с.

49. Джураева Е.В. Исследование схем использования детандер-генераторных агрегатов в энергетике и системах газоснабжения. Дис. . канд. техн. наук. М., 2005. -155 с.

50. ГОСТ 30319.0-96. Газ природный. Методы расчёта физических свойств. Общие положения. М., Изд-во стандартов, 1996.

51. ГОСТ 30319.3-96. Газ природный. Методы расчёта физических свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния. М., Изд-во стандартов, 1996.

52. Волков М.М., Михеев A.JL, Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности.М.: Недра, 1987.

53. Методы и программное обеспече-ние расчетов высокоэффективных дроссельных циклов на смесях / Лунин А.И. и др.// Тезисы докладов Междунар. научно-практич. конф. "Криогенная техника науке и производству", Москва, ЦИНТИХимнефтемаш, 1991.

54. I. Wichterle, R. Kobayashi Vapor-liquid equilibrium of methane-ethane-propane system at low temperatures and high pressures/ Journal of Chemical and Engineering Data, vol.17, No 1, 1972, p.13-18.

55. H.C.Weise, J.Jacobs, B.H. Sage Phase equilibria in the hydrocarbon systems. Phase behavior in the methane-propane-n-butane system/ Journal of Chemical and Engineering Data, vol.15, No 1, 1970, p.82-91.

56. Центробежные компрессорные машины. Чистяков Ф.М. и др. М.: Машиностроение, 1969.

57. Епифанова В.И. Компрессорные и расширительные турбомашины радиального типа. М.: Изд-во МВТУ им Н.И. Баумана, 1998.

58. Анализ существующих методик расчета процесса расширения природного газа в утилизационных детандерных установках. Жигулина Е.В. и др. // Пятнадцатая Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов. Тез. докл. М., 2009. - Т.2.- С. 479.

59. Расчеты процессов в элементах и установках с использованием природного газа при вариации его параметров и состава. Жигулина Е.В. и др. // Надежность и безопасность энергетики. 2009. - №2(5). — С. 4047.

60. Я. Шаргут, Р. Петела. Эксергия. М., «Энергия», 1968. 279 с. с ил.

61. Alternative Energie aus der Erdgasentspannungsani age. Gas Warme Int.-1989.-38. s. 7.-s. 439.-нем.

62. О подогреве газа в детандер-генераторных агрегатах. //Агабабов B.C. и др. //Энергосбережение и водоподготовка. -2001. №1. С. 38-42.

63. Сравнительный анализ схем подогрева природного газа при применении УТДУ на ТЭС. Хромченкова Е.В. и др. // Тринадцатая Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов. Тез. докл. М., 2007. - Т.2. -С. 556.

64. Жаркова М.В., рук. Жигулина Е.В. ДГА на ТЭЦ-23 филиала ОАО «МОСЭНЕРГО». // Пятнадцатая международной научно-технической конференции студентов и аспирантов. Тез. докл. М., 2009. - Т.2.- С. 479.

65. Сазанов Б.В., Ситас В.И. Теплоэнергетические системы промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1990.

66. Анализ схемы применения детандер-генераторных агрегатов на ТЭС с подогревом природного газа паром из отборов турбин. Жигулина Е.В. и др. // Шестнадцатая Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов. Тез. докл. М., 2010. -Т.2. - С.

67. Жигулина Е.В., Калинин Н.В., Хромченков В.Г. Использование пара для подогрева природного газа при применении детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях. // Энергосбережение и водоподготовка. 2010. №2 (64). - С. 29-32.

68. Соколов Е.Я., Бродянский В.М. Энергетические основы трансформации тепла и процессов охлаждения. М.: Энергоиздат. -1981.-110 с.

69. Сычев В.В., Вассерман A.A., Термодинамические свойства метана. М.: Издательство стандартов, 1979.

70. Термодинамический анализ схем применения детандер-генераторных агрегатов на тепловых электрических станциях. Жигулина Е.В. и др. // Надежность и безопасность энергетики. — 2009. №3(6). - С.

71. Повышение эффективности работы детандер-генераторных агрегатов на ТЭС. Жаркова М.В. и др. // Шестнадцатая Междунар. научн.-техн. конф. студентов и аспирантов. Тез. докл. М., 2010 . -Т.2. - С. 10.

72. Официальный сайт ОАО «Мосэнергосбыт» Электронный ресурс. — Режим доступа: http://www.mosenergosbyt.ru .- 05.02.2011.

73. Свободная энциклопедия «Википедия» Электронный ресурс. Режим доступа: http://ru.wikipedia.org. - 05.02.2011.

74. Яковлева И.Н. / Как рассчитать ставку дисконтирования и риски для производственного предприятия. // Справочник экономиста. 2008. -№9.