автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Анализ потерь эксергии и повышение эффективности использования топлива на ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами

На правах рукописи

СКЛЯРОВ Денис Владимирович

АНАЛИЗ ПОТЕРЬ ЭКСЕРГИИ И ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТОПЛИВА НА ПТУ ТЭЦ С КОТЛАМИ-УТИЛИЗАТОРАМИ

Специальность 05.14.14 - "Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты"

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Санкт-Петербург - 2003

Работа выполнена к ГОУ ВПО «Санкт - Петербургский государственный политехнический университет».

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Боровков Валерий Михайлович.

Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, с.н.с. Коваленко Анатолий Николаевич.

- кандидат технических наук, доцент Демидов Олег Игоревич.

Ведущая организация - ФГУП «Санкт-Петербургский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт

«Атомэнергопроект».

Защита состоится 2 декабря 2003 г. в 16-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.229.04 в ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет» по адресу: 195251, Санкт-Петербург, ул. Политехническая, 29 в аудитории 411111 К.

С диссертацией можно оетакомиться в фундаментальной библиотеке ГОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет».

Отзыв на автореферат, заверенный печатью учреждения, в двух экземплярах просим направить по вышеуказанному адресу на имя ученого секретаря диссертационного совета.

Автореферат разослан 31 октября 2003 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Григорьев К. А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы. В настоящее время эффективность использования топлива на ТЭЦ оценивается по приведенным показателям тепловой экономичности. Этот подход имеет существенные недостатки. Во-первых, он затрудняет определение элементов энергоустановки и процессов, в которых происходит снижение эффективности использования топлива. Во-вторых, при таком подходе не достаточно ясны причины снижения эффективности использования топлива и физический смысл процессов, приводящих к снижению. В третьих, чтобы сравнить эффективность использования топлива на нескольких ТЭЦ (или нескольких вариантов одной ТЭЦ) необходимо сравнивать их между собой, последовательно приводя ТЭЦ к одинаковой выработке тепловой и электрической энергий с помощью замещающих КЭС и котельных. Поэтому применяется только косвенный анализ эффективности использования топлива ТЭЦ, и, следовательно, поиск новых технических решений недостаточно обоснован и очень трудоемок. Тем не менее, понятно, ■что существует показатель, достаточный для оценки эффективности использования топлива энергоустановкой, так как из второго закона термодинамики следует, что любой реальный процесс необрагам, поэтому потери в реальном процессе больше, чем в обратимом процессе. Такой показатель необходим при анализе и оптимизации тепловых схем перспективных тепловых электростанций, которые еще недостаточно изучены - парогазовых и газотурбинных ТЭЦ. Цель работы.

Обоснование эксергетического КПД, как достаточного критерия эффективности использования топлива энергоустановкой. Разработка методики оценки эффективности использования топлива на ЛГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами на основе эксергетического метода анализа.

Разработка методики распределения расходов топлива на выработку тепловой и электрической энергий ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами, учитывающей использование потерь эксергии топлива на ТЭЦ тепловым потребителем.

На базе предложенных методик проведение анализа и определение резервов повышения эффективности использования топлива на ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами и ГТУ ТЭЦ, с учетом различных режимов работы в течение года.

Научная новизна.

В работе показано, что эксергетический КПД является достаточным критерием для оценки эффективности использования топлива энергоустановкой. Поэтому сравнение эффективности использования топлива энергоустановками по эксергетическому КПД в отличие от сравнения по показателям тепловой экономичности не требует приведения энергоустановок к одинаковой трАбппгр тгшктвдй п ^кттгсгтрггттй энергий. .....""""

1.

2.

3.

4.

1.

РОС. НАЦИОНАЛЬНА*!

библиотека I

2. Разработана методика определения эксергетического КПД ПГУ ТЭЦ с КУ любого типа, в том числе с системами дожигания топлива. Получена и исследована аналитическая зависимость эксергетического КПД ПГУ ТЭЦ с КУ от эксергетических КПД основного оборудования ТЭЦ.

3. Разработана методика распределения расходов топлива на выработку тепловой и электрической энергий ПГУ ТЭЦ с КУ, которые позволяют оценить использование потерь эксергии топлива на ТЭЦ тепловым потребителем.

4. Проведен анализ потерь эксергии и определены резервы повышения эксергетического КПД котлов-утилизаторов ПГУ ТЭЦ.

5. Проведен эксергетический анализ ГТУ ТЭЦ при применении различных способов регулирования тепловой нагрузки.

Практическая ценность работы.

1. Разработанные методики позволяют проводить комплексное исследование, анализ и оптимизацию тепловых схем ПГУ ТЭЦ с КУ, ГТУ ТЭЦ и их режимов работы. Они могут использоваться для подготовки исходных данных при технико-экономической оценке проектов реконструкции или сооружения новых ПГУ ТЭЦ с КУ или ГТУ ТЭЦ с целью выбора наиболее эффективного варианта, технических и технологических решений.

2. На базе разработанной методики оценки эффективности использования топлива разработаны предложения для ЗАО "Северо - Западная ТЭЦ" (г. Санкт-Петербург) по реконструкции схемы собственных нужд и теплофикационной установки ТЭЦ. Предложения по изменению схемы собственных нужд реализуются.

3. Разработанная методика упрощает анализ тепловых схем ПГУ ТЭЦ с КУ и ГТУ ТЭЦ и определение резервов повышения эффективности использования топлива по сравнению с методиками, основанными на применении общепринятых показателей тепловой экономичности.

Надежность и достоверность обеспечивается применением апробированных методов моделирования термодинамических процессов на основе эксергетического метода анализа, сходимостью с результатами, полученными на основании широко используемых методик расчетов тепловых схем ТЭС.

Апробация работы и публикации. Результаты работы докладывались на заседаниях кафедры "Промышленная теплоэнергетика" СПбГПУ (2001 - 2003 гг.), 3-ей научно-практической конференции "Формирование технической полигики инновационных наукоемких технологий" (Санкт-Петербург 2003 г.), научном семинаре ЭнМФ СПбГПУ (2003 г.).

По результатам диссертации имеется 4 публикации.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов по работе и списка использованной литературы. Содержание работы изложено на 105 страницах машинописного текста. Список литературы включаетДб наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы, сформулирована цель работы.

В первой главе Проведен обзор и анализ публикаций по разработке методик расчета показателей эффективности использования топлива на ТЭЦ, обзор и анализ тепловых схем ПТУ ТЭЦ с. КУ и ГТУ ТЭЦ. Показано, что показатели тепловой экономичности не могут служить достаточными критериями эффективности использования топлива на ТЭЦ (например, сравнение ГТУ и 111У ТЭЦ, сравнение подвода пиковой теплоты методом сжигания в котле-утилизаторе и в пиковом водогрейном котле). По результатам анализа сформулированы основные задачи:

1. Разработка достаточного критерия эффективности использования топлива на ТЭЦ.

2. Разработка методики определения показателей эффективности использования топлива и методики распределения удельных расходов топлива на выработку тепловой и электрической энергий ПТУ ТЭЦ с КУ.

3. Исследование показателей эффективности использования топлива в зависимости от эффективности работы элементов тепловой схемы.

4. Проведение анализа эффективности схемных решений ПТУ ТЭЦ с КУ и ГТУ ТЭЦ.

5. Проведение анализа и повышение эффективности использования топлива на "Северо - Западной" ТЭЦ (г. Санкт-Петербург).

Вторая глава посвящается разработке методики оценки эффективности использования топлива на ПТУ ТЭЦ с КУ и методики распределения расходов топлива на выработку тепловой и электрической энергий.

Достаточным критерием эффективности использования топлива является показатель, сравнивающий выработанную энергоустановкой тепловую и электрическую энергии не с затраченной энергией (например, с суммарной теплотой сгорания топлива в этой установке), а с тепловой и электрической энергиями, выработанными такой энергоустановкой, в которой осуществляются обратимые процессы при тех же начальных и конечных условиях. В таком случае не потребуется приводить ТЭЦ к одинаковой выработке тепловой и электрической энергий.

Для процессов расширения и сжатия таким критерием является эксергетический КПД. Рассмотрим, чему равен этот критерий дня процессов теплообмена.

Согласно теореме о среднем, количество теплоты, полученное в реальном процессе теплообмена нагреваемым теплоносителем, можно представить как Qi = ДЕх1 / те1, где ДЕх1 - изменение эксергии нагреваемого теплоносителя в реальном процессе, тв1 - эксергетическая функция среднеинтегральной температуры нагреваемого теплоносителя. Количество теплоты, полученное нагреваемым теплоносителем в обратимом процессе теплообмена при таких же процессах для нагреваемого и охлаждаемого теплоносителей, равно

Отах=1_-ц, где I. - суммарная работа в бесконечно большом количестве циклов Карно между температурами охлаждаемого теплоносителя и температурой окружающей среды. I. = <32 • хе2 = ДЕх2, где Ог - количество теплоты, отданное охлаждаемым теплоносителем, те2 - среднеинтегральная эксергетическая функция температуры охлаждаемого теплоносителя; ц -

средний отопительный коэффициент бесконечно большого количества тепловых насосов, работающих между окружающей средой и нагреваемым теплоносителем по обратному циклу Карно. Можно легко доказать, пользуясь теоремой о среднем, что ц =1 /тв-). Процесс для нагреваемого теплоносителя

одинаков при реальном и обратимом процессе теплообмена, поэтому можно V

сравнивать О! и Отах. Таким образом, коэффициент эффективности процесса теплообмена равен: е = О1 / Отах = АЕх1 / ДЕх2 - Л ех. (

Можно предположить что, коэффициент сравнения эффективности использования топлива энергоустановкой с эффективностью использования топлива такой энергоустановкой, в которой все процессы являются обратимыми, представляет собой эксергетический КПД.

На основании анализа схем ПГУ ТЭЦ была разработана обобщенная схема 1

ПТУ ТЭЦ с КУ (рис. 1) и схема потоков эксергии, позволяющая описывать <1

тепловую схему ПГУ ТЭЦ с КУ любого типа (в том числе с системами дожигания топлива как способом регулирования тепловой нагрузки).__>

Получена аналитическая зависимость для эксергетического КПД обобщенной ПГУ ТЭЦ с КУ.

тэм - пЬ -(1-т£)+чГ 'С +Р« -С2

ПвХ " 1+ЭД1+РД2 +

»£ ■ nS ■ Kr £ + ß* '^-уГ)-^-ле7?1 - +nS • Ус

___

1 + Рд1+Рд2

гттр ti" ««то кд2 пт пт кд1 ку тр1 тр2 сп _

гДе мех» мэм» Мех » "lex » Чех» мэм» мех» мех» чех » мех > мех

эксергетические КПД элементов ПГУ ТЭЦ соответственно: газотурбинной

установки, электромеханических потерь в ГТУ и генераторе ГТУ, газоводяного

теплообменника, камеры дожигания перед ГВТО, паровой турбины,

электромеханических потерь в ПТ и генераторе ПТ, камеры дожигания перед

котлом-утилизатором, средний котуров котла-утилизатора, транспорта

эксергии от КУ к ПТ, транспорта эксергии от КУ к сетевым подогревателям,

средний сетевых подогревателей; у ух» Тух» 7°" - Доли эксергии от

эксергии топлива, сожженного в камере сгорания ГТУ, содержащиеся соответственно: в уходящих газах ГТУ, во входящих газах в ГВТО, в уходящих

газах КУ, в паре, поступающим в сетевые подогреватели; ßfl2 - доли

топлива, сожженного в камерах дожигания перед КУ и перед ГВТО к топливу, сожженному в камере сгорания ГТУ.

Проведен анализ влияния эффективности отдельных элементов на эксергетический КПД обобщенной ПГУ ТЭЦ. По результатам анализа построены графические зависимости (рис. 2)._

65 -

60

55 -

ть/^85% —- Л=Л=80% — ть/^75%

_Tfem=96%

TW"=94 О/о

—о-

—i-1-1-1-[30 ' 35

Рис. 2. Эксергетический КПД ПГУ ТЭЦ.

40

чЯ.

Как видно из графика на рис. 2, изменение эксергетического КПД ГТУ оказывает наибольшее влияние на эксергетический КПД ПГУ. Вторым по значению для эффективности ПГУ является котел-утилизатор. Эксергетические КПД проточных частей современных паровых турбин высоки и их изменение не оказывает значительного влияния на эффективность ПГУ.

Одним из ключевых вопросов технико-экономического анализа ТЭЦ является вопрос распределения расхода топлива ТЭЦ на выработку тепловой и электрической энергий. Несомненно, что ТЭЦ эффективнее, чем КЭС, так как потери эксергии ТЭЦ частично используются полезно при отпуске теплоты потребителю, а потери эксергии КЭС сбрасываются в окружающую среду. Следовательно, для распределения расхода топлива ТЭЦ на тепловую и электрическую энергии необходимо определить ценность потерь эксергии ТЭЦ, направляемых тепловому потребителю. В работе предлагается принять, что затраты эксергии топлива на выработку тепловой энергии ТЭЦ равны затратам эксергии топлива либо затратам электроэнергии на выработку тепловой энергии в альтернативном источнике теплоты (тепловом насосе, котельной, электрическом водогрейном котле и т. п.). Ценность отпущенной тепловой энергии равна:

АЕхм=ДЕхсв/п!Х5 (2)

где ДЕхсв - эксергия теплоты, отпущенной тепловому потребителю, -эксергетический КПД теплового насоса Пех3 котельной г|еХ либо другого альтернативного источника теплоты.

На основании этих положений разработана методика распределения расходов топлива на выработку тепловой и электрической энергии.

Эксергия топлива, затраченная на выработку тепловой энергии ПТУ ТЭЦ с КУ комбинированным способом равна:

1-а~1 -ап6 „№1 апб

£ХТ га /_+_ГСП___+______\ ,

т 1 „к кон^ трЗ сп з кд1«жт2 тр4 Пб кс конт2 тр4 лб з чехчех Лех чехчех чех чех Чех чех ЛехЧех Лех чехЛех

1_„ВД1 _„кд2 „кд2

+ (Т «гвто «тто+ «гвто «гвто } _].ЛЕхсв, (3)

„КС „гвто з цд1 гвто кд2 гвто' 2* св. w

чех Лех Пех Лех Лех Лех чех

где АЕхсв - приращение эксергии сетевой воды на ТЭЦ, a1s а2 - доли

приращения эксергии сетевой воды соответственно в сетевых подогревателях и

в газоводяном теплообменнике, а^1 - доля от приращения эксергии сетевой

воды в СП, выработанная за счет части эксергии, подведенной в КД 1, апб -

доля приращения эксергии сетевой воды в пиковом бойлере, «гето - доли приращения эксергии сетевой воды в ГВТО соответственно от топлива, сожженного в КД 1 и от топлива, сожженного в КД2, т^""1"1, Пе°нт2 " средние эксергетические КПД получения пара в КУ, идущего соответственно в основные сетевые подогреватели и в пиковый бойлер, Лех3> т)^4 -эксергетические КПД транспорта теплоты от КУ соответственно в основные сетевые подогреватели и в пиковый бойлер, т)^ - эксергетический КПД пикового бойлера.

Эксергия топлива, затраченная на выработку электроэнергии:

Ех?

15

„ггу гт Лехмэм

N1^

КС КОНТ1 тр1 пт ЛехЛех Чех Чех

"К

1-«"* -а"6

КС конт1 трЗ СП ЛехЛех г1ех чех

пб

+

а

ЛехЛех^Лех Лех

)а1 +

+(1 агвто гвто)-а ] ЛЕх

^ иг гит Г» ' *

КС „ГВТО

Лех 'Лех

гЬЛк]

СВ I з I'

Лех

(4)

где - мощность газотурбинной установки, Ы^7 - мощность паровой турбины.

Для определения расходов топлива было принято предположение, о том, что потери эксергии со сбросами в атмосферу должны распределятся не на элемент схемы (например, КУ), а на всю схему в целом, тогда расходы топлива на выработку тепловой и электрической энергии равны:

Вт =(Ех^/(Ех^+ Ех®)+рд1 + рд2)-В!^,у (5)

В?=В?уЕх?/(Ех^+Ех?) (6)

где В^ - расход топлива в камере сгорания ГТУ.

По результатам анализа построены графические зависимости удельных расходов условного топлива на выработку тепловой и электрической энергии в зависимости от эксергетичес кого КПД ГТУ и от выбора альтернативного источника тепловой энергии. Для сравнения показаны аналогичные зависимости для эксергетического, пропорционального и физического методов распределения расхода топлива ТЭЦ (рис. 3). __

а) да, б) - "

Рис. 3 Удельные расходы условного топлива на производство тепловой энергии (а), кг/ГДж и электрической энергии (б), г/кВтч на ЛГУ ТЭЦ.

—— эксергетический метод; — — предлагаемый метод г]|х =0,7;---предлагаемый

метод =0,6;----предлагаемый метод =0,5; пропорциональный метод;

- • — физический метод.

В третьей главе разработана методика определения среднегодовых показателей эффективности использования топлива на ПГУ ТЭЦ с КУ. Сформулированы основные показатели, отражающие качественную й количественную сторону работы парогазовых ТЭЦ. Показано, что расчет среднегодовых показателей ПГУ ТЭЦ по сравнению с паротурбинными ТЭЦ отличается существенным влиянием на эти показатели параметров наружного воздуха. Проведено исследование влияния конфигурации схемы котла-утилизатора на топливную эффективность бинарной ПГУ ТЭЦ на примере ПГУ ТЭЦ с газотурбинной установкой V 64.3. Для представления результатов предложено использовать оценочные диаграммы (рис. 4, 5).

Диаграммы построены в координатах "переданное количество теплоты -эксергетическая функция температуры". На этих диаграммах площадь под кривой эквивалентна изменению эксергии вещества в термодинамическом процессе, а площадь между кривыми эквивалентна потерям эксергии. Наибольшие потери эксергии в КУ имеют место в испарительных поверхностях нагрева вследствие больших температурных напоров. Для снижения потерь эксергии необходимо увеличивать давление в контуре. Это приводит к увеличению температуры продуктов сгорания на выходе из КУ и к потерям эксергии с уходящими газами. Потери эксергии в испарительных поверхностях КУ можно снизить, применив промперегрев (рис 4.6). Но наиболее эффективным способом снижения потерь эксергии в КУ является снижение количества эксергии, переданной в испарительной поверхности нагрева. Необходимо применить несколько испарительных поверхностей с разными давлениями рабочего тела (рис. 5).

101.5 87.7 Q, МВт 101.5 67.7 Q, МВт

а б

Рис. 5. Оценочные диаграммы двухконтурного котла-утилизатора (а) и трехконтурного с '/ однократным промперегревом пара (б).

1 - дымовые газы,2 - вода в газовом подогревателе конденсата, 3 - рабочее тело Ро=0,6 МПа, 4 - рабочее тело Ро=5,5 МПа, 5 - вода в газовом подогревателе конденсата, б -j рабочее тело третьего контура Ро=0,5 МПа, 7 - рабочее тело второго контура Ро=1,3

Г МПа, 8 - рабочее тело первого контура Ро=10,0 МПа, 9 - промперегрев.

I( В работе проведен анализ одно-, двух- и трехконтурных ill У ТЭЦ с

1фомперегревом пара и без. Показано, что приращение эффективности использования топлива при применении промперегрева снижается при увеличении числа контуров. В таблице 1 приведены среднегодовые показатели эффективности использования топлива вариантов бинарных ПТУ ТЭЦ с газотурбинной установкой V 643.

Таблица 1

Результаты расчета годовых показателей работы разных вариантов схем 111У ТЭЦ

Показатель Разм №1 №2 №3 №4

Конфигурация ПТУ ТЭЦ 1 контур и промперегрев 2 контура 2 контура и промперегрев 3 контура

% 48,2 52,5 54,3 55,8

т1ех'Г % 64,1 73.3 78.7 82,0

% 96,4 95,1 94,8 94,5

выработка электроэнергии млн. кВтч/ год 842,8 970,0 1023,2 1067,5

отпуск эксергии теплоты тыс. ГДж/ год 162,2 162,2 162,2 162,2

затраты эксергии топлива тыс. ГДж/ год 822,2 822,18 822,17 822,15

На основании проведенного анализа можно сделать вывод, что для !

бинарных ПГУ ТЭЦ различные конфигурации котла-утилизатора существенно 1

влияют на количество вырабатываемой электроэнергии и на эффективность |

использования топлива на ТЭЦ. |

На базе разработанной модели ГТУ проанализировано влияние увеличения температуры на входе в газовую турбину на *

эксергетический КПД котла-утилизатора (рис. 6). При 1

увеличении температуры I

продуктов сгорания на входе в газовую турбину возрастает оптимальное давление рабочего тела в первом кошуре. Наибольший прирост •

эффективности обеспечивают трехконтурные схемы. +

На базе разработанных 1

методик проведен анализ *

эффективности использования ^

топлива на "Северо - Западной" ТЭЦ (г. Санкт-Петербург). Предложен вариант реконструкции схемы собственных нужд, повышающий расчетный годовой эксергетический КПД станции на 0,03%: с 47,81% до 47,84%. Рассмотрены два варианта изменения принципиальной схемы в связи с изменением условий теплоснабжения города: вариант 1 - применение паровой турбины с тремя теплофикационными отборами (верхний - регулируемый), вариант 2 - '

применение турбины с тремя нерегулируемыми теплофикационными (

отборами. Годовой эксергетический КПД ТЭЦ в варианте 1 увеличивается на ,

0,77 %, в варианте 2 - на 1,23 %. ¡'

!|

В четвертой главе рассмотрены вопросы анализа и повышения I.

эффективности использования топлива на отопительных ГТУ ТЭЦ. Показано, ||

что существенное влияние на состав тепловой схемы и эффективность !

использования топлива оказывают методы регулирования тепловой нагрузки. 1

По результатам анализа тепловых схем ГТУ ТЭЦ были выбраны для . исследования следующие способы увеличения тепловой нагрузки ГТУ ТЭЦ: дожигание топлива в среде уходящих газов ГТУ, применение пикового водогрейного котла, пиковая нагрузка ГТУ, впрыск воды в камеру сгорания

ГТУ; и методы снижения тепловой нагрузки ГТУ ТЭЦ: снижение нагрузки 1

ГТУ, байпасирование газоводяного теплообменника по газовой и водяной '

стороне. Увеличение отпуска тепловой энергии при использовании пиковой |

нагрузки не превышает 3 - 5 %, при использовании впрыска воды в камеру 1

сгорания ГТУ - 9 - 14 %. Эффективность использования топлива при |

12 !

8 10 12 14 16р,мпа

Рис. 6 Зависимость эксергетического КПД ПГУ ТЭЦ от давления на выходе первого контура при увеличении температуры на входе в ГТУ.

применении дожигания выше, чем при применение ПВК, так как потери эксергии процесса горения топлива в продуктах сгорания с температурой 500 -600 °С меньше, чем потери эксергии процесса горения топлива в воздухе с темпера1урой около 50 "С. На рис. 7 приведены графики изменения эксергетических КПД газоводяного теплообменника и камеры дожигания в зависимости от степени дожигания топлива доя ГТУ ТЭЦ с разными ГТУ.

i

гЛ

I

1\ <

Л

Как видно из графика основные потери эксергии при дожигании топлива происходят в камере дожигания, а изменение потерь эксергии в газоводяном теплообменнике при применении дожигания топлива незначительно. На рис. 8

представлены в виде графической зависимости результаты сравнительного анализа эффективности использования топлива при применении дожигания топлива и пикового водогрейного котла для отопительной ГТУ ТЭЦ с ГТУ V 64.3.

Современные дожигающие

устройства имеют небольшое аэродинамическое сопротивление, поэтому снижение эффективности использования топлива на отопительной ГТУ ТЭЦ вследствие дросселирования уходящих газов ГТУ в дожигающем устройстве незначительно (рис. 9). Сравнительная характеристика

эффективности использования топлива

-О- етю - -о -от 35 - -О У64.2

Рис. 7 .Эффективность ГВТО и камеры дожигания в зависимости от р

Рис. 8 .Эффективность подвода дополнительной теплоты в ПВК и в ГВТО с дожиганием топлива.

на отопительной ГТУ ТЭЦ с различными методами регулирования тепловой нагрузки на примере нескольких расчетных режимов работы отопительной ГТУ ТЭЦ с ГТУ V 64.3 представлена на рис. 9.

Лех 0,6

0,4

0,2

-о-Дажигание -«-Пиковая нагрузка Байпасирование газов -о- ПВ К -в- Впрыск воды Снижение нагрузки

1 1 „э Пех

■1 ...........

{

п---, П1х

I !

50

70

90

110

50т,%

Рис. 9 Влияние различных методов регулирования отпуска тепловой энергии на эффективность ГТУ ТЭЦ.__

ГТУ-ТЭЦ включает несколько энергоблоков ГТУ с газоводяными теплообменниками. Они рассчитаны на различную продолжительность работы.

Их поочередное включение совместно с рекомендуемыми методами

регулирования тепловой нагрузки позволяет покрывать все расчетные тепловые нагрузки ТЭЦ в течение года. На примере ГТУ ТЭЦ с ГТУ V 64.3 проведено исследование влияния количества ГТУ на эффективность использования топлива на отопительной ГТУ ТЭЦ. Результаты исследования представлены на рис. 10. Наибольшее приращение эффективности

использования топлива происходит при переходе от схемы с двумя энергоблоками к схеме с тремя энергоблоками.

Выводы по работе:

1. В результате анализа большого количества исследований тепловой экономичности различных теплофикационных установок было установлено, что общепринятые показатели тепловой экономичности не могут служить достаточным критерием эффективности использования топлива. На основании проведенного анализа можно сделать предположение о том, что причинно-следственная связь между показателями тепловой экономичности и собственно эффективностью использования топлива изучена недостаточно.

2. Показано, что эксергетический КПД является достаточным критерием эффективности использования топлива энергоустановкой. Поэтому сравнение энергоустановок по эксергетическому КПД в отличие от сравнения по показателям тепловой экономичности не требует приведения энергоустановок к одинаковой выработке тепловой и электрической энергии.

3. Затраты эксергии топлива ТЭЦ на производство тепловой энергии предложено определять как затраты эксергии в альтернативном источнике тепловой энергии для теплоснабжения потребителя (котельной, тепловом насосе, электрическом котле и т,п).

4.. На базе разработанных методики определения показателей эффективности использования топлива на ТЭЦ и методики разделения расходов топлива на тепловую и электрическую энергии проанализированы аналитические зависимости показателей эффективности использования топлива обобщенной ПТУ ТЭЦ с котлом-утилизатором от эксергетических КПД элементов ПГУ ТЭЦ.

5. На основе предложенной методики определения годовых показателей эффективности использования топлива на ПГУ ТЭЦ проведен анализ эффективности и определены резервы повышения эффективности использования топлива на бинарных ПГУ ТЭЦ с одним-, двумя-, и тремя» контурами генерации пара, с промперегревом пара и без него.

6. На базе определения годовых показателей ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами проведен анализ схемы собственных нужд и теплофикационной установки "Северо-Западной" ТЭЦ (г. Санкт - Петербург). Предложены варианты реконструкции этих схем, позволяющие существенно повысить эффективность использования топлива на станции.

7. На основе анализа эффективности использования топлива обобщенной тепловой схемы отопительной ГТУ ТЭЦ уточнены рекомендации по выбору методов регулирования тепловой нагрузки отопительной ГТУ ТЭЦ, выбору типоразмера и количества ГТУ.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях: 1. Скляров Д. В., Лошкарев В. А. Дожигание топлива в котлах-утилизаторах ПГУ. // V международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика": тез. докл. -М., 1999.-с. 289.

2. Скляров Д. В. Буров В. Д. Исследование экономичности газотурбинной ТЭЦ на базе ГТУ "Tempest" (Alstom). // VI международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика": тез. докл. -М., 2000. - с. 168-169.

3. Скляров Д. В. Показатели эффективности ТЭЦ. //3-я научно практическая конференция "Формирование технической политики инновационных наукоемких технологий": доклад. - СПб, Издательство СПбГПУ, 2003. - с. 235-241.

4. Скляров Д. В. Исследование эффективности газотурбинных и парогазовых ТЭЦ. //3-я научно практическая конференция "Формирование технической политики инновационных наукоемких технологий": доклад. -СПб, Издательство СПбГТУ, 2003. - с. 230-235.

I

J

I

II

_Лицензия ЛР № 020593 от 7.08.97__I

Подписано в печать 27.10.2003 Объем в п.л. 1,5 |

Тираж 100 экз._Заказ №> 53 9.__I

Отпечатано с готового оригинал-макета, |

предоставленного автором, 14

в типографии Издательства СПбГПУ | 195251, Санкт-Петербург, Политехническая ул., 29.

Iг

]

s 1

i

1

I

Ii

I

I i

i

\ s

1

к

47jf * 17 739

Список использованных сокращений

Введение

Обзор существующих и проектируемых схем и 13 методик определения показателей эффективности использования топлива на ГТУ и ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами

1.1 Существующие и проектируемые схемы ГТУ и ПГУ 13 ТЭЦ с котлами-утилизаторами

1.2 Существующие методики определения показателей 30 эффективности использования топлива на ГТУ и ПГУ ТЭЦ

1.3 Постановка задач исследования 43 Разработка методики определения показателей 44 эффективности использования топлива в ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами

2.1 Выбор метода оценки эффективности использования 44 топлива

2.2 Разработка методики распределения расходов 54 топлива на выработку тепловой и электрической энергий

2.2.1 Определение эксергии топлива, затраченной на 55 выработку тепловой энергии ПГУ ТЭЦ с КУ

2.2.2 Определение эксергии топлива, затраченной на 58 выработку электроэнергии ПГУ ТЭЦ с КУ

2.2.3 Расходы топлива на тепловую и электрическую 59 энергии

2.2.4 КПД ПГУ ТЭЦ с КУ по выработке тепловой и 59 электрической энергии

Одной из приоритетных задач энергетики на протяжении всего срока ее существования является повышение эффективности выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии потребителям. Одним из наиболее эффективных способов энергосбережения является теплофикация - централизованное теплоснабжение на базе комбинированной выработки тепловой и электрической энергий [47]. В нашей стране комбинированная выработка тепловой и электрической энергий развивалась преимущественно на базе паротурбинных технологий. Большая доля теплофикационных установок приходится на мощные паротурбинные теплофикационные блоки - Т-250/300-240, Т-180-130, Т-110/120-130 и их модификации. В табл. В.1 приведены показатели выработки электрической и тепловой энергии в России в 1995-2000 гг. и прогноз спроса на электрическую и тепловую энергию на срок до 2010 г. [29].

Как следует из приведенных данных, на отопительных котельных в России производится наибольшее количество тепловой энергии. Ежегодно в котельных сжигается более 200 млн. т.у.т., причем большая часть этого топлива - газ. Большинство этих котельных обладают невысокими технико-экономическими показателями, их оборудование морально и физически устарело и требует реконструкции.

Однако если в крупных городах степень теплофикации велика, то в остальных регионах, как раз наоборот, расположены, в основном, конденсационные мощности. Теплоснабжение городов и поселков ведется от котельных и автономных источников. Такая ситуация развития энергетики обусловлена тем, что потребители тепловой энергии рассеяны на большой территории. Строительство ТЭЦ с мощными теплофикационными энергоблоками невозможно из-за отсутствия крупных потребителей тепловой энергии.

Таблица В. 1

Показатели развития энергетики России

Показатель 1995 г. 2000 г. 2005 г. 2010 г. прогноз) (прогноз)

Производство млрд. 820 862 850-990 1080электрической КВт*ч 1270 энергии,

В том числе на млрд. 510 580 640-720 800-930

ТЭС, КВт*ч

72,0 67,8 72,3-72,7 73,2-74,0

Производство млн. 10060 10300 10700- 11300тепловой энергии ГДж 11000 12000

В том числе на млн. 3590 3700 3700- 3900

ТЭС ГДж 3800 4100

36,1 35,9

34-35 34-35

В том числе в млн. 4620 4780 4940- 5200котельных ГДж 5150 5500

46,3 46,4

46-47 46-47

Тепловые нагрузки непрерывно увеличиваются. По сравнению с уровнем 2000 г. ожидается их рост к 2010 году на 10 - 15%. Нужны эффективные способы удовлетворения спроса на энергию. Стабильный и постоянный рост потребления тепловой энергии обусловлен развитием жилого сектора, который является главным потребителем тепловой энергии [29,57].

При рассмотрении перспектив развития производства тепловой и электрической энергии следует учитывать, что на сегодняшний день половина оборудования ТЭС имеют износ более 50 %, а мощность полностью выработавшего свой ресурс оборудования составит 17 млн. кВт. По различным прогнозам к 2010 г. оборудование общей мощностью 60 -г 75 млн. кВт выработает парковый ресурс, и будет требовать либо серьезного технического перевооружения, либо демонтажа и замены современными энергоустановками. Исходя из разработанных проектов, при вводе новых объектов более 70 % новых мощностей будут составлять тепловые электростанции. [15,29,57].

В период до 2010 г. рост электрической нагрузки прогнозируется с 21 900 МВт до 25 000 МВт, что с учетом резервирования мощностей потребует ввода 7 100 МВт установленной мощности. В связи с этим программа ввода новых мощностей предусматривает ввод новых мощностей на ТЭЦ в объеме более 6 900 МВт за 10 лет. [29]

Очевидно, что и в условиях свободного рынка комбинированный способ производства тепловой и электрической энергий будет одним из самых развиваемых методов энергосбережения. Однако эти условия имеют особенности, которые могут повлиять на определение дальнейших путей развития теплофикации. В качестве основных можно выделить следующие особенности [57]: значительное сокращение централизованных капиталовложений, что будет приводить к сооружению ТЭЦ небольшой мощности;

- увеличение стоимости топлива, в первую очередь природного газа, объем отпуска которого ограничен;

- уменьшение выброса вредных веществ в окружающую среду, что является наиболее актуальным при использовании твердых видов топлива;

- снижение удельных капиталовложений, удельных материальных затрат, габаритов оборудования и объема строительно-монтажных работ;

- дальнейшее развитие наиболее совершенных принципов проектирования и строительства энергоустановок.

Рассмотрение этих особенностей приводит к прогнозу о возможности широкого строительства малых установок теплоснабжения на базе комбинированной выработке тепловой и электрической энергий, имеющих относительно низкую капиталоемкость и ориентированных на автономное энергоснабжение районов.

Рассматривая возможные варианты установок теплоснабжения малой мощности можно выделить следующие:

- традиционные водогрейные котельные;

- малые ТЭЦ на базе паровых турбин;

- ТЭЦ на основе газотурбинной и парогазовой технологий;

- нетрадиционные источники энергии (тепловые насосы, солнечные установки).

Как уже было сказано выше, водогрейные котельные являются наиболее распространенным вариантом малого теплоснабжения. Несмотря на то, что для большинства котельных уже на сегодняшний день их физический и моральный износ значителен, согласно прогнозу доля тепловой энергии, производимой на котельных до 2010 г. практически не уменьшится (табл. 1.1), несмотря на то, что раздельное производство тепловой и электрической энергии является менее экономичным. Однако применение новых технологий может обусловить рациональное использование теплофикационных котельных. На сегодняшний день при незначительных плотностях тепловой нагрузки (менее 0,3 МВт/га) возможно применение котельных, устанавливаемых на крышах зданий как источника децентрализованного теплоснабжения [18].

Другим вариантом малого теплоснабжения являются малые ТЭЦ на базе паровых турбин типов Р, Т и ПТ, газотурбинной или парогазовой технологии. Согласно проведенным расчетам [6], применение противодавленческих установок позволяет сэкономить до 70 % топлива по сравнению с раздельной выработкой. Однако максимальной экономичности эти установки достигают при использовании мощных турбин с тепловой нагрузкой более 200 МВт. Для мини ТЭЦ на базе турбин типа Т-50 экономия топлива по сравнению с раздельной выработкой составляет 29-кЗЗ % [6,18].

В печати широко обсуждается вопрос применения нетрадиционных источников энергии для теплоснабжения (тепловые насосы, установки солнечной энергетики, геотермальные установки [33]). По данным на 1992 г. их общая тепловая мощность в мире составила около 3 тыс. МВт. В России использование нетрадиционных источников ограничено. Согласно прогнозу [33] общее производство энергоресурсов за их счет к 2010 г. будет эквивалентно использованию 2,7 млн. т.у.т., что составляет менее 1 % от расхода топлива на теплофикацию в России в 1995г.

На сегодняшний день одним из наиболее привлекательных проектов теплофикационных установок являются ГТУ и ПГУ ТЭЦ [32]. В последние годы создалась основа для широкого применения ГТУ для теплоснабжения. Среди многочисленных вариантов комбинированного производства тепловой и электрической энергии на базе газотурбинных и парогазовых установок следует выделить следующие:

1. Замена устаревшего паротурбинного теплофикационного оборудования действующих ТЭЦ мощностью 50-И00 МВт на газотурбинные агрегаты мощностью 60-И 50 МВт. Основными проблемами при реализации данных проектов является необходимость реконструкции электрической части станции (поскольку выработка электроэнергии на тепловом потреблении на ГТУ-ТЭЦ в 1,5^-2,0 раза больше, чем на традиционных паротурбинных" электростанциях) и невозможность использовать уголь в качестве резервного топлива [8];

2. Строительство ГТУ и ПГУ ТЭЦ небольшой мощности для автономного теплоснабжения небольших городов и районов крупных городов [6]. Для этих целей целесообразно использование газотурбинных установок отечественного и зарубежного производства мощностью 1СМ-25 МВт. Следует отметить, что излишняя концентрация мощностей на ТЭЦ и необходимость по экологическим ограничениям сооружать теплоцентрали вдали от городской застройки привели к резкому росту затрат на транспорт тепловой энергии от ТЭЦ, что вызвало существенное увеличение стоимости отпускаемой тепловой энергии [15]. ПГУ и ГТУ ТЭЦ, в силу более высоких экологических показателей, могут размещаться в непосредственной близости от тепловых потребителей. Такое размещение ГТУ-ТЭЦ позволяет также снизить расходы на тепловые сети, как на строительство новых, так и на обслуживание уже существующих;

3. Установка газотурбинных установок на реконструируемых и расширяемых котельных для работы в автономном режиме или в качестве пикового источника теплоты [6];

4. Реконструкция районных котельных по газотурбинной или парогазовой технологии;

5. Использование ПГУ и ГТУ ТЭЦ для локального снабжения технологическим паром предприятий, как автономный, надежный и экономически выгодный источник электрической энергии и пара для нужд производства. Наибольшей эффективностью отличается использование таких ТЭЦ на нефтеперерабатывающих предприятиях, имея в виду возможность использования продуктов переработки нефти в качестве топлива [30].

По сравнению с наиболее эффективными бинарными ПГУ, в том числе и с различными схемами с паровыми турбинами типа Т, ПТ, Р, которые могут обеспечивать производство различных видов тепловой энергии [2,16,52], ГТУ ТЭЦ имеют более низкие технико-экономические показатели. Однако этот недостаток компенсируется значительными преимуществами ГТУ ТЭЦ: меньшие по сравнению с ПГУ и паротурбинными ТЭЦ капитальные затраты, компактность, меньший чем на ПТУ и ПГУ штатный коэффициент, более высокий уровень надежности и маневренности [52]. Возможна полностью автономная работа ГТУ ТЭЦ с дистанционным управлением нескольких ГТУ ТЭЦ с объединенного диспетчерского пульта. Строительство малых газотурбинных ТЭЦ (мини - ТЭЦ), и прежде всего путем надстройки действующих и вновь строящихся районных котельных [6,18] позволит в несколько раз уменьшить размер капиталовложений в систему теплоснабжения.

Несомненно, что при выборе схемы и оборудования для реализации задачи теплоснабжения важнейшую роль представляет собой правильный выбор типа ГТУ как ключевого элемента установки.

Газотурбинные ТЭЦ проектируют на базе газотурбинных установок открытого типа. В течение последних 30 лет и в перспективе до 2010 г. (а может быть и далее) ГТУ являются наиболее динамично развивающимся в мире тепловым двигателем. На сегодняшний день достаточно прочно сформировались принципы конструирования ГТУ, которые позволяют обеспечить хорошие показатели надежности и тепловой экономичности.

Важной научной задачей является определение показателей эффективности использования топлива в различных схемах ПГУ и ГТУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами. В настоящее время для ПГУ ТЭЦ разработаны методики определения этих показателей, основанные на применении физического и пропорционального методов распределения расходов топлива на выработку тепловой и электрической энергий на ТЭЦ [36]. Эти методы распределения расходов топлива имеют существенные недостатки. Дискуссии о выборе показателей эффективности использования топлива на ТЭЦ проводились в начале 50-х, в 70-х и в 90-х годах. Ни одна из этих дискуссий не привела к одобрению каких-то определенных показателей эффективности использования топлива на ТЭЦ. Целью настоящей работы является разработка методики по определению показателей эффективности использования топлива на ГТУ и ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами, проведение на базе разработанной методики анализа и определение резервов повышения эффективности использования топлива на ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами и ГТУ ТЭЦ, с учетом различных режимов работы в течение года.

5. Заключение и выводы по диссертации.

1. В результате анализа большого количества исследований тепловой экономичности различных теплофикационных установок было установлено, что общепринятые показатели тепловой экономичности не могут служить достаточным критерием эффективности использования топлива. На основании проведенного анализа можно сделать предположение о том, что причинно-следственная связь между показателями тепловой экономичности и собственно эффективностью использования топлива изучена недостаточно.

2. Показано, что эксергетический КПД является достаточным критерием эффективности использования топлива энергоустановкой. Поэтому сравнение энергоустановок по эксергетическому КПД в отличие от сравнения по показателям тепловой экономичности не требует приведения энергоустановок к одинаковой выработке тепловой и электрической энергии.

3. ТЭЦ имеет преимущество над КЭС, так как потери эксергии на ТЭЦ используются полезно при теплоснабжении. Затраты эксергии топлива ТЭЦ на производство тепловой энергии предложено определять как затраты эксергии в альтернативном источнике тепловой энергии для теплоснабжения потребителя (котельной, тепловом насосе, электрическом котле и т.п).

4. На базе разработанных методики определения показателей эффективности использования топлива на ТЭЦ и методики разделения расходов топлива на тепловую и электрическую энергии проанализированы аналитические зависимости показателей эффективности использования топлива обобщенной ПГУ ТЭЦ с котлом-утилизатором от эксергетических КПД элементов ПГУ ТЭЦ.

5. На основе предложенной методики определения годовых показателей эффективности использования топлива на ПГУ ТЭЦ проведен анализ эффективности и определены резервы повышения эффективности использования топлива на бинарных ПГУ ТЭЦ с одним, двумя-, и тремя- контурами генерации пара, с промперегревом пара и без него.

6. На базе методики определения годовых показателей ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами проведен анализ схемы собственных нужд и теплофикационной установки "Северо-Западной" ТЭЦ (г. Санкт - Петербург). Предложены варианты реконструкции этих схем, позволяющие существенно повысить эффективность использования топлива на станции.

7. На основе анализа эффективности использования топлива обобщенной тепловой схемы отопительной ГТУ ТЭЦ уточнены рекомендации по выбору методов регулирования тепловой нагрузки отопительной ГТУ ТЭЦ, выбору типоразмера и количества ГТУ.

1. Андрющенко А.И., Лапшов В.И. Парогазовые установки электростанций (термодинамический и технико-экономический анализы циклов и тепловых схем). -J1.: Энергия, 1965. 248с.

2. Арсеньев Л. В., Рисс В., Черников В. А., Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами. Санкт-Петербург. Издательство СПбГТУ, 1996.

3. Арсеньев Л.В., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами.-Л.: Машиностроение, Ленингр. отд-ние, 1982.- 247с.

4. Березинец П.А., Васильев М.К., Ольховский Г.Г. Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности / Теплоэнергетика. 1999. - №1. - с. 15-21.

5. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций.-СПб.: Изд-во СПбГТУ, 1997. 295с.

6. Боровков В. М., Зысин Л. В. Основные направления развития мини- ТЭЦ на основе современных парогазовых технологий. // Известия РАН. Энергетика. 2001. - №1.

7. Бродянский В. М., Фратшер В., Михалек К. Эксергетический метод и его приложения. М.: Энергоатомиздат, 1988.

8. Гинсбург Г.В., Коновалов Г.М., Ломоносов В.А. Работы фирмы ОРГРЭС по подготовке к внедрению парогазовых технологий в производстве электрической и тепловой энергии / Электрические станции. 1998. - №5. - с.13-14.

9. Гольдберг A.C., Котлер В.Р. Модернизация стареющих тепловых электростанций. в США с использованием ПГУ / Электрические станции. 1996. - №2. - с.56-62.

10. Горелочное устройство для котла-утилизатора ПГУ-800 / Горбаненко А.Д., Морозов О.В., Тумановский А.Г. и др. // Теплоэнергетика. 1989. № 5. с. 54-58.

11. Гохштейн Д. П., Современные методы термодинамического анализа энергетических установок. М.: Энергия, 1969.

12. Гухман А. А. Об основаниях термодинамики. М.: Энергоатомиздат, 1986.

13. Дорофеев С.Н. Исследование и оптимизация применения газотурбинных ТЭЦ в энергетике: Автореф. дисс. на соиск. уч.ст. канд.тех.наук. -М. 1998. -20с.

14. Дудко А. П. Разработка методических основ определения энергетических показателей парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами и исследование режимов их работы: Автореф. дисс. на соиск. уч.ст. канд.тех.наук. -М. 2000. -20с.

15. Дьяков А.Ф., Попырин Л.С., Фаворский О.Н. Перспективные направления применения газотурбинных установок в энергетике России / Теплоэнергетика. 1997. - №2. - с.59-64.

16. Зысин В. А. Комбинированные парогазовые установки и циклы. П.: ГЭИ 1962.

17. Испытания блока дожигающих устройств ГТ-25-700 на Якутской ГРЭС / Акулов В.А., Бутовский A.C., Жемчугова В.И. и др. // Теплоэнергетика. 1981. № 6. с. 48-51.

18. Калафати Д. Д. Применение турбин с противодавлением как перспективное направление повышения эффективности малых и средних ТЭЦ. //Теплоэнергетика. 1992. № 10. С. 55-60.

19. Кириллин В. А., Сычев В. В., Шейндлин А. Е., Техническая термодинамика. М.: Энергоатомиздат, 1983.

20. Клаус Ридле, Роберт Тауд. Электростанции на природном топливе остаются основой в производстве электроэнергии / Power Journal. -1998. №11. - с.4^10. .

21. Комисарчик Т.Н., Грибов В.В., Гольдштейн А.Д. Математическая модель парогазовой установки с котлом-утилизатором / Теплоэнергетика. 1991. - №12. - с.63-65.

22. Костюк Р.И. Разработка теплофикационных бинарных парогазовых установок и исследование технологии их эксплуатации (на примере ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-петербурге): Автореф. дисс. на соиск. уч.ст. канд.тех.наук. -М. 1998. -63с.

23. Котлер В.Р. Модернизация устаревших ТЭЦ / Электрические станции. 1997. - №7. - с.67-69.

24. Математические модели и программные средства для моделирования элементов и тепловых схем ПГУ / А.П. Иванов, A.B. Клевцов, A.B. Корягин и др. // Вестник МЭИ. 1997. - №5. - с.5-9.

25. Математическое моделирование тепловых схем одноконтурных теплофикационных ПГУ / А.Д. Цой, A.B. Клевцов, A.B. Корягин и др. // Промышленная энергетика. 1997. - №12. - с.25-31.

26. Математическое моделирование тепловых схем двухконтурных теплофикационных ПГУ / А.Д. Цой, A.B. Клевцов, A.B. Корягин и др. // Промышленная энергетика. 1998. - №3. - с.36-40.

27. Методические указания по составлению .отчета электростанций и акционерного общества энергетики и электрофикации о тепловой экономичности оборудования: РД 34.08.552-95.-М.: СПО ОРГРЭС, 1995. -124с.

28. Модернизация энергетических блоков путем их надстройки газовыми турбинами / Г.Г. Ольховский, Н.С. Чернецкий, П.А. Березинец и др. // Электрические станции. -1991. №7. - с.9-18.

29. Новая энергетическая политика России. М.: Энергоатомиздат, 1995. -512с.

30. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом / Теплоэнергетика. 1999. - №1. - с.71-80.31.-Парогазовая установка ПГУ-350 НПО «Турбоатом» / Л.А, Зарубин, Ф.Я. Симма, С.И. Горбачинский и др. // Теплоэнергетика. 1992. -№9. - с.9-14.

31. Парогазовые установки путь к повышению экономической эффективности и экологической чистоты теплоэнергетики / Теплоэнергетика. - 1990. - №3. - с.2-8.

32. Перминов Э. А. Освоение нетрадиционных и возобновляемых источников энергии в России // Мировая электроэнергетика. 1995. № 2. С. 43-48.

33. Перспективы применения газовых турбин в энергетике / Теплоэнергетика. 1992. - №9. - с.2-9.

34. Попырин Л.С., Щеглов А.Г. Эффективные типы парогазовых и газотурбинных установок для ТЭС / Электрические станции. 1997. - №7. - с.8-17.

35. Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых установок электростанций. Цанев С. В., Буров В. Д., Дорофеев С. Н. и др. М. Издательство МЭИ, 2000.

36. Рейф. Ф. Статистическая физика. Берклеевский курс физики. Том 5. М. Наука, 1977.

37. Реконструкция устаревших ТЭС по парогазовой технологии / А.Ф. Дьяков, А.Ф. Евдокимов, О.И. Демидов и др. // Теплоэнергетика. -1997. №8. - с.53-59.

38. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов / Под ред. Гиршфельда В.Я. 3-е изд., перераб. и доп.-М.: Энергоатомиздат, 1987. - 328с.

39. Саламов A.A. Удельные капитальные затраты на сооружение ТЭС за рубежом / Теплоэнергетика. 1997. - №2. - с.76-79.

40. Серебряников Н.И., Кузнецов Е.К. Задачи и первые итоги работы московской энергетики в условиях перехода к рынку // Теплоэнергетика. 1994. № 8. С. 2-8.

41. Скляров Д. В. Исследование эффективности газотурбинных и парогазовых ТЭЦ. //3-я научно практическая конференция "Формирование технической политики инновационных наукоемких технологий": доклад. СПб, Издательство СПбГТУ, 2003.

42. Скляров Д. В. Показатели эффективности ТЭЦ. //3-я научно практическая конференция "Формирование технической политики инновационных наукоемких технологий": доклад. СПб, Издательство СПбГТУ, 2003.

43. Скляров Д. В. Буров В. Д. Исследование экономичности газотурбинной ТЭЦ на базе ГТУ "Tempest" (Alstom). // VI международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика": тез. докл. М., 2000.

44. Скляров Д. В., Лошкарев В. А. Дожигание топлива в котлах-утилизаторах ПГУ. // V международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика": тез. докл. М., 1999.

45. Соколов Е.Я. О способах распределения расхода топлива на ТЭС / Теплоэнергетика. 1992. - №9. - с.55-59.

46. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоатомиздат, 1982.

47. Соколов Е. Я., Бродянский В. М. Энергетические основы трансформации тепла и процессов охлаждения. М.: Энергоатомиздат, 1983.

48. Соколов Е.Я., Мартынов В.А. Энергетические характеристики парогазовых теплофикационных установок / Теплоэнергетика. -1996. №4. - с.47-54.

49. Стерман Л.С., Тишин С.Г., Печенкин С.П. Методика прогнозирования годовых энергетических показателей и расходов топлива для теплофикационных установок / Теплоэнергетика. -1993.-№12.-с.8-12.

50. Тепловые схемы ПГУ: Автоматизация конструирования и расчета / В.М. Боровков, С.А. Казаров, О.И. Демидов и др. // Электрические станции. 1994. - №7. - с.36-40.

51. Тепловые схемы ТЭС и АЭС. Боровков В.М., Демидов О.И., Казаров С.А. и др.; под ред. Казарова С.А. -СПб.: Энергоатомиздат. Санкт-Петербургское отд-ние, 1995. 392с.

52. Теплофикационная парогазовая установка мощностью 130 МВт / Н.К. Акимов, П.А. Березинец, М.К. Васильев и др. // Теплоэнергетика. 1992. - №9. - с.22-27.

53. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ/ А.Ф. Дьяков, П.А. Березинец, М.К. Васильев и др. // Электрические станции. 1996. - №7. - с. 11-16.

54. Трухний А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. 4.1.Объект и методика проведения исследований / Теплоэнергетика. 1999. - №1. - с.27-31.

55. Трухний А.Д., Эскандари Ф. Моделирование на ПЭВМ переменного режима одноконтурной парогазовой установки и исследование режимов ее работы при скользящем давлении / Вестник МЭИ. -1996. №4.-с.53-58.

56. Хрилев Л.С. Основные направления и эффективность развития теплофикации / Теплоэнергетика. 1998. - №4. - с.2-12.

57. Ценообразование для газовых турбин / Электрические станции. -1996. №6. -с.69-70.

58. Читашвили Г. П. Расчет показателей тепловой экономичности и удельных расходов топлива на газотурбинных блок-ТЭЦ. / Теплоэнергетика. 1994 - №5 - с 48-51.

59. Шаргут Я., Петела Р. Эксергия / Пер. С польского. Под ред. В. М. Бродянского. М.: Энергия, 1968.

60. Щегляев A.B. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. 6-ое изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б.М. Трояновским. -М.: Энергоатомиздат, 1993.

61. Энергия и эксергия. Под редакцией В. М. Бродянского. М.: Мир, 1968.

62. Янтовский Е. И. Потоки энергии и эксергии. М.: Наука, 1988.

63. Australia's Victoria issues RFP for 8 hospital cogeneration units / Independent Power Rept. 1990. - №2. -c.4.

64. City Centre Power and Heat Supplied by Berlin Mitte / Modern Power Systems. -1995. -№2. c.33-45.

65. Combined-cycle plant supplies district heating / European Power News. 1994. - №2. -C.25.

66. Combined-cycle power plants for two Swedish towns / Energy Dig. -1990. №4. -c.26-27.

67. GT10 CHP plants rated 87 / Gas turbine world. 1990. - №5. -c. 16-21.

68. Laakkonen Mikko, Kurikka Pentti. Vuosaari В turns up the heat in Helsinki / Modern Power Systems. 1995. - №3. - c.49-56.

69. Le chauffage urbain de la ville de la Haye, Pays-Bas / Reseaux et chai. -1989. №3. -c.55-59.

70. Lowell cogen plant goes on-stream / Turbomachinery International. -1989. №5. -C.43.

71. Nossener Brücke V64.3 GTCC in Dresden supplies district and process heat / Modem Power Systems. 1995. - №4. - c.65-72.

72. Rilley S. T./ Kolp D. A. STIG increases output from aeroderivative gas turbines // Modem Power System, 1993, №5 p. 36 38/

73. Stenzel, Walter, Tanner, Norbert. Die GUD-Anlage. der .Thüringischen Faser AG Schwarza / Fernwarme int. 1992. - №9. - c.438-449.

74. The New GUD Cogeneration Power Plant for Dresden, Germany / Power Journal. 1993. - №8. -c.5-8.