автореферат диссертации по авиационной и ракетно-космической технике, 05.07.05, диссертация на тему:Анализ влияния показателей газотурбинных установок на базе конвертированных авиационных двигателей на эффективность их работы в автономном режиме и в составе электростанций

На правах рукописи

Коробицин Николай Анатольевич

003172750

Анализ влияния показателей газотурбинных установок на базе конвертированных авиационных двигателей на эффективность их работы в автономном режиме и в составе электростанций

Специальность 05 07 05 - Тепловые, электроракетные двигатели

и энергоустановки летательных аппаратов

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 б то" ;г

Казань - 2008

003172750

Работа выполнена на кафедре «Котельные установки и парогенераторы» Казанского государственного энергетического университета

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Таймаров Михаил Александрович

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Ведущее предприятие - ОАО «Авиамотор», г Казань

Защита состоится м/лиА. 2008 г в /О час на заседании диссертационного Совета Д212 079 02 Казанского государственного технического университета им А Н Туполева по адресу: 420111, Казань, К.Маркса, 10, зал заседаний

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке КГТУ им А Н. Туполева, с авторефератом на сайте Ьйр:/Л*™т kai.ru /

Автореферат разослан £/ 2008 г

Ученый секретарь диссертационного совета

Шигапов Айрат Богаутдинович,

кандидат технических наук, доцент Варсегов Владислав Львович

к т н , доцент

А Г Каримова 2

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы Внедрение технологии по созданию и использованию газотурбинных электрических станций (ГТЭС) — это один из факторов реального повышения экономичности и эффективности энергетических объектов и совершенствования структуры топливно-энергетического хозяйства производства электрической энергии и теплоты. Происходит это путем строительства и установки ГТЭС на действующих энергетических объектах, для модернизации и реконструкции устаревшего оборудования на ТЭЦ и надстройки районных котельных

Таким образом, применение ГТЭС в комбинированном режиме работы, когда производится как электроэнергия, так и теплота, позволяет экономить значительные объемы топлива, снижая, тем самым, себестоимость отпускаемого потребителю продукции от ТЭЦ и районных котельных В настоящее время авиационными предприятиями проектируются ГТЭС на основе газотурбинных установок (ГТУ) различной мощности, разработанных на базе конвертированных авиационных двигателей При этом разнообразные типы ГТУ, а, следовательно, ГТЭС, имеют свои технико-экономические показатели Поэтому себестоимость отпускаемой продукции от каждой ГТЭС из-за технико-экономических показателей, текущих затрат и других издержек становится соответственно разной В связи с этим, анализ влияния показателей таких ГТУ на эффективность их работы в автономном режиме и при использовании в составе ГТЭС является актуальной задачей

Целью диссертационной работы является создание перспективных ГТУ на базе конвертированных авиационных двигателей и анализ влияния показателей ГТУ на эффективность их работы, как в автономном режиме, так и при использовании в составе ГТЭС

Для достижения поставленной цели в рамках диссертации решались следующие основные задачи

1 Анализ и обоснование выбора перспективных ГТУ и определение влияния основных параметров рабочего процесса на тепловую эффективность ГТУ

2 Разработка методики расчета тепловой эффективности ГТУ в составе ГТЭС по обоснованным технико -экономическим показателям

3. Изучение влияния тепловой эффективности ГТУ на технико- экономические показатели ГТЭС

4 Определение экономической эффективности ГТЭС

5 Использование ГТУ в составе утилизационной бинарной ПГУ

Основные методы научных исследований

Методология исследований в энергетике, фундаментальные закономерности технической термодинамики, математическое моделирование расчетов ГТУ и ГТЭС, технико-экономический анализ теплоэнергетических установок и систем Для обработки, представления и оценки результатов использовались пакеты прикладных программ Microsoft Exel

Научная новизна работы заключается в следующем

1 Для ГТУ со свободной (силовой) турбиной (СТ) получены вы -ражения оптимальной степени повышения давления воздуха в компрессоре и максимальной степени понижения давления газа в свободной турбине

2 Получены выражения технико-экономических показателей ГТЭС, позволяющих производить их экспресс-оценку по тепловой эффективности ГТУ

3 Разработана методика оценки тепловой и экономической эффективности ГТУ в составе ГТЭС

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснованы использованием методологии системных исследований в энергетике, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, математического моделирования процессов работы ГТУ и ГТЭС

Практическая ценность работы

1 Рекомендованы перспективные ГТУ и определено влияние основных параметров рабочего процесса на тепловую эффективность ГТУ для включения их в состав ГТЭС

2 Разработанная методика позволяет рассчитать качественно тепловую эффективность ГТУ в составе ГТЭС

3 Использование работы позволяет производить оценку инновационных проектов ГТУ в составе ГТЭС в процессе мониторинга и при проведении тендеров

Реализация результатов работы. Методика расчета тепловой эффективности и расчет экономической эффективности ГТЭС по блок-программе «Альт - Инвест» использовались при выборе ГТУ для ТЭЦ и котельных, а также при формировании инвестиционной программы ОАО «Татэнерго»

Автор защищает

1 Обоснование перспективных ГТУ и анализ их термодинамических циклов, влияние основных параметров рабочего процесса на их тепловую эффективность

2 Обоснование технико-экономических показателей и методику расчета эффективности ГТУ в составе ГТЭС, результаты расчетов

3 Результаты расчетов влияния тепловой эффективности ГТУ на технико-экономические показатели ГТЭС.

4 Результаты расчетов экономической эффективности ГТЭС

Апробация работы Основные результаты диссертационной работы представлены на аспирантско-магистрском научном семинаре в КГЭУ, 2004г, 16-й Всероссийской научно-технической конференции «Электромеханические и внутрикамерные процессы в энергетических установках, струйная акустика, диагностика технических систем, приборы и методы контроля природной среды, веществ материалов и изделий» г Казань, МВАУ (филиал г.Казань), 2004 г., VII Международном симпозиуме по «Энергоэффективности и энергосбережению», г Казань, 2006 г , Международном круглом столе «Газотурбинные установки и альтернативные ис-

точники энергии», г Казань, КГЭУ, 2007г , Расширенном заседании кафедр ТЭС и КУПГ КГЭУ, 2007 г

Личное участие Все результаты работы получены лично автором под научным руководством профессора, дтн Таймарова МА

Публикации По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе 4 статьи в рекомендованных ВАК журналах

Структура и объем диссертации Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы и приложения

Во введении обоснована актуальность работы, обозначена цель и сформулированы задачи исследования

В первой главе рассмотрены возможные принципиальные схемы ГТУ В результате анализа и обоснования схем ГТУ предпочтение отдано простым схемам ГТУ разработанным на базе конверсионных газотурбинных двигателей авиационных предприятий При этом двухвальную ГТУ с двухкаскадным компрессором рассматриваем в сложных схемах Приоритетность ГТУ по сложному циклу следующая с регенерацией теплоты, с промежуточным охлаждением воздуха, с промежуточным охлаждением и регенерацией теплоты

Во второй главе для перспективных ГТУ рассмотрены их термодинамические циклы и определено влияние основных параметров рабочего процесса на тепловую эффективность ГТУ Все расчеты ГТУ производились в условиях TSO 2314 (ГОСТ 20440), в расчетных режимах работы ГТУ и постоянных КПД компрессоров и турбин. 1. Простые ГТУ.

1 1 Одновальная ГТУ с однокаскадным компрессором без свободной турбины (СТ) В трансмиссии, для привода электрогенератора обычно устанавливают редуктор Достоинство такой ГТУ- ее хорошая приемистость, но затруднено согласование работы компрессора и турбины КПД ГТУ запишем как

ib =сР.[(вег1кЛтг Ы«(к-Х)1к) -1Шъ(кА)'к-ЪЫЛ! Срусл [в- 1- (Tt^*-'5'*- 1)/"Пк], (1)

где для максимальной действительной работы цикла выражение оптимальной степени повышения давления воздуха в компрессоре

W = (веть-ть)"2^» (2)

ГТУ со свободной турбиной.

Достоинство этой схемы в том, что требуется меньшей мощности пусковых устройств, но ГТУ отличается худшей приемистостью Свободную турбину разрабатывают обычно на обороты электрогенератора Для нее в рамках диссертации получены и представлены выражения КПД ГТУ, максимальной степени понижения давления в свободной турбине и оптимальной степени повышения давления воздуха в компрессоре.

% =срв[0е, ть(лст(Ь,)/* -1У(е2як(*-0/*)]/ Срусл [е-1-(як(Ь1)М-1)/Пк], ^ (3)

максимальная степень понижения давления в свободной турбине

я™ - [(1 +9evriK)2/4ee7lTTriJ к'(кЛ) (А)

и оптимальная степень повышения давления воздуха в компрессоре

W= [(1+ еетЬгТК)/2]*/(Ы), (5)

где поправочные коэффициенты, учитывающие изменение свойств рабочего тела

е - срг(1 - (1/ я^"/ срв(1 - (1/ ъг(к'1)1к )); (6)

e^CprCl-d/^ft-^^^/Cp^l-Cl/H^^^)),

степень понижения давления газа в турбине газогенератора т^—Пк / т)К - КПД компрессора, тск - степень повышения давления воздуха в компрессоре, Ticj - степень понижения давления газа в CT, степень повышения температуры 9 = Тг / Т„, к - показатель адиабаты для воздуха, кт - показатель адиабаты для газа, срв и срг- средние удельные теплоемкости воздуха и газа, Т„ - температура окружающей среды, Тг - температура газа за камерой сгорания, срусл - условная средняя теплоемкость рабочего тела в процессе подогрева его в камере сгорания, гс^ - степень понижения давления газа в турбине газогенератора, Т)тг - КПД турбины газогенератора, ti„ -КПД свободной турбины

Отметим, что при выводе приближенного выражения (3) допускаем равенство работ турбины и компрессора газогенератора, и отношение температур Тг / Тт ~ (*г "11' к\ где Тт - температура газа за турбиной газогенератора Кроме того считаем, что возврат отобранного от компрессора воздуха в проточную часть отсутствует и механический КПД, учитывающий потери в рото-ре газогенератора, равен 1

На рис 1,2 представлены графики лк опт, тах и КПД ГТУ в зависимости от основных параметров процесса степени повышения температуры 9 и степени повышения давления воздуха в компрессоре кК опт при КПД компрессора т]к = 0,8, турбины газогенератора riTr= 0,92, свободной турбины Цст =0,92

Якогтъ Лет шах

3,5

4,5

в

Рис. 1 График зависимости яК01ГГ и Ясттм от степени повышения температуры 9 1 - Я* опт» 2- Ясттах

3,5 4 4,5 5 0

Рис. 2 График зависимости КПД ГТУ от степени повышения температуры 6 при Якшгг И Лег тах

На графики нанесены значения (*) кк компрессора и КПД ГТУ взятые из книги «Теория воздушно-реактивных двигателей» под общей ре-

дакцией дтн.СМ Шляхтенко и расчет (□) доц Б.М Осипова (КГТУ им АН Туполева) по лицензионной ПК ГРАД

1 2 Двухвальная I IУ с двухкаскадным компрессором без свободной турбины По своим свойствам эта ГТУ занимает промежуточное положение между ГТУ без СТ и ГТУ со СТ

Выражение КПД ГТУ, с учетом баланса мощностей свободного вала (вал компрессора и турбины высокого давления), запишем

ТЪ ^¿тнд-Д^/Срусл [6 - 1 - (я/"'"*- 1)/Лк], (7)

где ¿пш-работа турбины низкого давления, £К1Ш-работа компрессора низкого давления Расчет /,тнд и £кнд производился с КПД агрегатов г|к = 0,8, Т1Н1Д= т|КЩ1= 0,84, т]ТНд = т]тад = 0,92

^ии = Р Ас > (8)

где р - коэффициент распределения работ в компрессоре, в расчетах принят равным 0,4, Ьк- работа компрессора ГТУ

На рис 3,4 представлены расчетные графики КПД I ТУ в зависимости от як компрессора и степени повышения температуры 8

М

0,35

0,25

0,15

1 4 I

------ вз 1

7 ! [

3,5

4,5

о

Рис. 3 График зависимости КПД ГТУ от степени повышения давления 7гк и температуры б

1-0 = 3,64, 2-0 = 3,99, 3-6 = 4,34, 4-6 = 4,69, 5-0 = 5,03

Рис 4 График зависимости КПД ГТУ от степени повышения температуры 0 и давления як 1-як=7, 2-71*= 10, 3-я« =16, 4-щ =20

Для использования ГТУ в составе ГТЭС, на рис 5 представлены графические зависимости температуры выхлопного газа Тс из ГТУ от степени повышения температуры 9 и 7гк компрессора Тс к

3,5 4 4 5 5 9

Рис. 5 График зависимости температуры выхлопных газов Тс из ГТУ от степени повышения температуры

6 1-л„= 7 2-я„= 10 З — зг» = 12. 4-л„ = 16 5-я. =20

Как видим, на расчетном режиме работы КПД двухвальной ГТУ меньше, чем КПД одновальной ГТУ и связано это с КПД компрессоров и турбин Поэтому для повышения КПД ГТУ целесообразно использовать ее в сложных схемах (циклах), где за счет охлаждения воздуха и подвода теплоты распределяют параметры газа и воздуха по турбинам и компрессорам, чтобы обеспечить максимальную эффективность ГТУ

Вместе с тем отметим, что двухвальные ГТУ с пк компрессора более 5 и степенью повышения температуры 9 более 5,03 могут иметь КПД ГТУ более 35% и температуру газов на выходе Тс из ГТУ более 850К, что делает их востребованными для ПТУ

2. ГТУ по сложному циклу на базе двухвальной ГТУ. 2 1 ГТУ с регенерацией теплоты

Для увеличения КПД любого цикла находит применение регенерация теплоты для подогрева воздуха на вход в камеру сгорания ГТУ Выражение КПД для этой ГТУ запишем Т|эрег = Срв[(6cWKK(M)/m)-l][(як(Ы)а-1)/Лк]/срусл (9-Тр/Тн) (9) При этом эффективность регенератора оценивают степенью регенерации Орег, определяемой отношением действительного количества тепла, переданного воздуху в регенераторе, к предельно возможному при бесконечно большом регенераторе, в предположении ср= const

= (ТР-ТК)/(ТС-ТК), (10)

где Тр-температура воздуха за регенератором, Тс-температура выхлопных газов за ГТУ, Тк -температура воздуха за компрессором

Используя выражения для работ сжатия и расширения, отношение Тр/Тн в выражении (9) можно представить следующим образом V Тн = [(тск (Ы> ' < - 1)/ r|J - 1- <грег {9 [1- (1- (1/ я* (Ы) ' 1 ) е Лтг] -((7Гк(Ы,/*-1)/т1* +1)}, _ (П)

где с учетом выражения (6), вводится величина е = е (срв / срг)

На рис. 6 представлены рассчитанные в рамках диссертации зависимости КПД ГТУ от лк компрессора для серийной ГТУ с 0 = 3,99

Пэрег

0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0

0 5 10 15 20 л.

Рис. 6 График зависимости КПД ГТУ от степени повышения давления як при 6 = 3,99 1 - ст^г = 1, 2-Трег = 0,75,3 - ар«- = 0,5, 4 - = 0,25, 5 - орег = 0

На графики 3 и 5 нанесены значения (♦) КПД ГТУ взятые из книги Костюка А Г и Шерстюка АН «Газотурбинные установки»

2 2 ГТУ с промежуточным охлаждением воздуха Введение промежуточного охлаждения воздуха вызывает уменьшение работы компрессора высокого давления и, как следствие, увеличение полезной работы Кроме того, промежуточное охлаждение стабилизирует температуру перед компрессором высокого давления и может оказаться необходимым для обеспечения значительных степеней повышения давления воздуха в компрессоре

Общее выражение КПД ГТУ запишем

ТЪ= (21т- (12)

где - сумма работ всех турбин, £1к - сумма работ всех компрессоров, Y,QX - сумма расходов теплоты во всех камерах сгорания

На рис 7 представлены графические зависимости КПД ГТУ от степени повышения давления лк при температуре охлаждения Тох = ЗООК и различной степени повышения температуре 0

Рис. 7 График зависимости КПД ГТУ от степени повышения давления тск при температуре охлаждения Тох =300К 1 -0 = 3,64, 2-0 = 3,99,3-6 = 4,34, 4-0 = 4,69, 5-9 = 5,03

Существенное преимущество получает ГТУ со степенью повышения температуры 0 = 3,64 и як > 10 Для ГТУ с 9= 3,99 и 0 = 4,34 необходимо повышать лк компрессора, т е иметь тск >15 Для ГТУ с 0> 4,69 эффективность промежуточного охлаждения не проявляется, т к требование большей подведенной теплоты топлива снижает эффект промежуточного охлаждения Поэтому ГТУ новых поколений с 0 > 4,69 следует применять в 111 У

2 3 ГТУ с промежуточным охлаждением воздуха и регенерацией теплоты Однако эта ГТУ находится пока больше в разработках из-за экономической стороны проекта Это связано с тем, что охладители воздуха и регенераторы теплоты имеют специальные разработки и требуются значительные капитальные вложения

На рис 8, 9 представлены зависимости КПД ГТУ от як компрессора при температуре охлаждения Тох = ЗООК и степени регенерации теплоты орсг = 0,5 и 0,75. На 1рафик 4 рис 9 нанесены значения (.) ГТУ морского применения WR-21 (Rolls-Royce) мощностью 25МВт

"Пэохр"

Рис 8 График зависимости КПД ГТУ от степени повышения давления 7tK при температуре охлаждения Тох =300К и степени регенерации

стрег =0,5 1 - е = 3,64, 2 - е = 3,99, 3-8 = 4,34, 4-9 = 4,69

Рис. 9 График зависимости КПД ГТУ от степени повышения давления я« при температуре охлаждения Тох =300К и степени регенерации

арсг = 0,75 1 - 9 = 3,64, 2 - 9 = 3,99, 3-9 = 4,34, 4-9 = 4,69

Как видим, применение промежуточного охлаждения совместно с регенерацией теплоты существенно увеличивает КПД ГТУ При этом регенерация теплоты более эффективна при меньших тск компрессора и большей степени регенерации арег, поэтому КПД ГТУ на рис 9 значительно больше, чем на рис 8 при тех же значений кк компрессора

К вопросу рассмотрения качественного влияния основных параметров рабочего процесса на КПД ГТУ рассмотрена вторая характеристика цикла - это коэффициент полезной работы ф, определяемый как отношение полезной работы ГГУ к работе турбины

ф = 1 - Се в 1Ы- лЛ (13)

где коэффициент е (6), учитывающий изменение свойств рабочего тела

На рис 10 представлен график <р в зависимости от пк компрессора при определенных 0 и т^ = 0,92, т|к = 0,84

Рис. 10 График зависимости коэффициента полезной работы (р от степени повышения давления воздуха в компрессоре кк при 1-0 = 3,3, 2-0 = 3,99, 3-0 = 4,69, 4-8= 5,38

Если коэффициент ср мал, то полезная работа цикла мала в сравнении с работой турбины и большая часть работы турбины расходуется на

привод компрессора. Даже небольшие изменения работы турбины или компрессора (вследствие, например, изменеия их КПД) приводят к относительному изменению полезной работа ГТУ, и, следовательно, к изменению ее КПД ГТУ, а значит и остальных технико-экономических показателей

В третьей главе обоснованы технико-экономические показатели и разработана методика оценки тепловой эффективности ГТЭС

ГТУ и ГТЭС предлагаем характеризовать следующими основными технико-экономическими показателями

а) оценивающие совершенство тепловых процессов, к которым относится КПД ГТУ, а также удельные расходы топлива отпуска электрической энергии Ьэ и теплоты Ьт,

б) условия, в которых работает ГТЭС, к которым относится коэффициент использования теплоты топлива К^,

удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении

Э.= ть/(К„- ть), (14)

удельные расходы электроэнергии собственных нужд

- на выработанную электроэнергию- bc„3 = NCH/N3 = (NmiN-}), (15)

- на отпуск теплоты - bCHT = Nc,,l Qm ~[(N3l Nm) - l]l(Q^ / N0T) (16)

При этом коэффициент использования теплоты топлива Кит оценивает суммарную выработку электрической энергии и теплоты ГТУ от количества теплоты топлива, сжигаемого в камере сгорания газогенератора за определенное время

Рассчитывается Кит в основном на температуру за котлом-утилизатором Тд=110°С, те температуру, при которой уходящий газ за котлом-утилизатором не конденсируется

Как известно, эффективность работы ГТЭС во многом определяет общий расход топлива, который существенно влияет на технико-экономические показатели работы ГТЭС, а главное - на себестоимость отпускаемой теплоты и электроэнергии Поэтому для достижения рентабельной работы ГТЭС внимание уделяется эффективности использования теплоты топлива

На основании такого подхода разработана методика оценки тепловой эффективности ГТУ в составе ГТЭС, в которой рассчитываются вышеперечисленные технико-экономические показатели При этом аналогично чл - кор РАН Г Г Ольховскому, ГТУ рассматривается как термодинамическая система, для которой в соответствии с первым законом термодинамики сумма всех потоков энергии, пересекающих границы системы, должна равняться нулю При этом потери из-за утечек рабочего тела, механические потери (эквивалентная им теплота), потери теплоты через изоляцию конвекцией или излучением в окружающую среду не учитываются

На рис 11 представлена блок-схема расчета ГТЭС, где расчет инвестиций производится с использованием блок-программмы компании «Альт- Инвест», в которую добавлен расчет себестоимости продукции

ГТУ с исходными данными N.. Вт, а, Тс= /(ТО

т

Рис. 11 Укрупненная блок-схема расчета ГТУ в составе ГТЭС

Расчет КПД ГТУ и К1ГГ производится только в зависимости от коэффициента избытка воздуха а, который, как известно, задает режим работы ГТУ и определяется на стадии проектирования и испытания камеры сгорания [а = Вв/(ВТ10), где Вв~ действительный расход воздуха, В,, -общий расход топлива поступающего в камеру сгорания, /-о - теоретически необходимое количество воздуха для полного сгорания 1 кг топлива] и температуры газа на выходе из ГТУ Тс и из котла-утилизатора Тд Пэ = Л к - [(1 + а ¿о) СрГТс - а и срвТ„] / {?„р, (17)

Кет = Лкс - [(1 + а и) сргТд - а и срвТн] / 0„р, (18)

где г|к - коэффициент полноты сгорания топлива, <2„р - низшая теплотворная способность топлива

После определения КПД ГТУ и Кет производится расчет двух других основных показателей тепловой эффективности - это удельных рас-

ходов топлива отпуска электрической энергии b3 = B3/JV„ и теплоты Ьт = (Вт - Вэ) / Qot, которые записаны в относительных параметрах

Ь, = g//ib &р. (19)

где g = B3/BT; Вэ- расход топлива на производство электроэнергии, Вт - общий расход топлива, / = Ar0T / N0 = (0,93 - 0,94), как показывает статистика, при эксплуатации энергетических станций ~ (5 - 7)% от вырабатываемой электроэнергии расходуется на собственные нужды,

Ьт= (1 -g) //Пз Q„f (бот /N„), (20)

где QOT и N01 - отпускаемые от ГТЭС электрическая энергия и теплота

a) NOT = Nj — Nch , здесь N3 - вырабатываемая электроэнергия, Nc„ - расход электроэнергии на собственные нужды,

б )Q от ~ бвыр— Qch ~~ QnoT) где 2Выр - вырабатываемая ГТУ теплота, QCH расход теплоты на собственные нужды, Qnm - потери теплоты

Распределение общего расхода топлива Вт производится по его балансу на электроэнергию и теплоту, где удельный расход топлива на отпуск теплоты становится как бы базовым показателем, который учитывает все собственные нужды и потери теплоты в ГТЭС

ВТ = ВЭ + Q0T/ Qa, (21)

Расчет остальных технико-экономических показателей производится согласно выражениям (14-16)

В четвертой главе приведены результаты расчетов тепловой эффективности ГТУ и ГТЭС и рассмотрено влияние КПД ГТУ на технико-экономические показатели ГТЭС

На рис 12 представлена рассчитанная в рамках диссертации универсальная номограмма для КПД ГТУ и коэффициента использования теплоты топлива Кит в зависимости от коэффициента избытка воздуха а при определенной температуре газов на выхлопе Тс из ГТУ и темпера-

Рис. 12 Универсальная номограмма КПД ГТУ и К, в зависимости от а в условиях 180 2314

Значения температур Тс и Тд представлены в таблице 1

Температура, К Графики КОД ГТУ и К^

1.(1') 2,(2') 3,(3') 4,(4') 5,(5') 6,(6') 7,(7')

тс 650 675 700 725 750 775 800

Тд 373 383 393 403 413 423 434

В качестве примера использования номограммы на рис 13 представлен график зависимости а от температуры Тс из ГТУ с КПД ГТУ 34% На графике нанесены значения К„= 0,81- 0,87 при ТД = 110°С

Анализ графика показывает, что для работы ГТУ, например, с КПД ГТУ 34% и коэффициентом использования теплоты топлива ^=0,87-

Рис 13 График зависимости коэффициента избытка воздуха а от температуры на выхлопе Тс из ГТУ для КПД ГТУ 34%

Для рассмотрения влияния КПД ГТУ на удельные расходы топлива отпуска теплоты и электроэнергии (Ьт и Ьэ)нарис 14, 15 и 16 представлены их расчетные графики

На рис 14 представлен график Ьэ в зависимости от КПД ГТУ с различными значениями коэффициента g и постоянным средним коэффициентом учета электроэнергии на собственные нужды /=0,935 Ь3 гут/кВтч

i

1 1

о,1 о,2 о,з о,4 Т1э

Рис. 14 График зависимости удельного расхода , топлива на отпуск электроэнергии Ьэ от КПД ГТУ

1 -g = 0,4,2-g = 0,45, 3 - g = 0,5,4 - g = 0,55, 5-g = 0,6

На рис 15,16 представлены графики bT в зависимости от КПД ГТУ для крайних значений g = 0,4 и 0,6 при разных отношениях (Q„ !Nm).

После расчета тепловой эффективности производится расчет экономической эффективности ГТЭС

Эффективность инвестиционного проекта ГТЭС в течение срока жизни проекта характеризуется следующими основными показателями.

• периодом окупаемости -PB (год, мес ),

• дисконтированным периодом окупаемости - DPB (год, мес ),

• чистым дисконтированным (приведенным) доходом - NPV,

• внутренней нормой рентабельности - IRR (%),

• нормой рентабельности - RR

Расчет показателей производился с использованием блока-программы компании «Альт — Инвест», представляющий собой комплекс взаимосвязанных электронных таблиц в среде пакета «Microsoft Excel» Блок-программа «Альт - Инвест» применяется для анализа инвестиционных проектов любого типа, независимо от отраслевой принадлежности, схемы финансирования, сроков и объемов инвестиций

Оценка проектов производится на основании ставки дисконта, которая ориентируется на ставку рефинансирования Центрального банка России с учетом процентов на риск

Кроме того, анализ влияния удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии Ьэ и теплоты Ьт на себестоимость отпускаемой продукции (электро-энергии и теплоты), производим методом деления текущих затрат на условно-постоянные Зпосг и на условно-переменные Зпер

Топливная составляющая Зг относится к переменным затратам и является самой крупной в структуре себестоимости (может составлять 50-70% от текущих затрат)

Кроме расчета эффективности инвестиционных проектов ГТЭС по блок-программе, экономическую оценку проектов ГТЭС производим методом «приведенных затрат» 3„р используемый обычно для оценки нескольких проектов ГТЭС, где критерий эффективности

3„Р= Згек+Е„ K-min, (22)

здесь Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности, К - капитальные вложения, те Е„ К - «приведенные капиталовложения»

Результаты расчетов экономической эффективности ГТЭС с приоритетными перспективными ГТУ приведены в таблице 3

Срок жизни проекта ГТЭС, который включает прединвестици-онную фазу (технико-экономическое обоснование, маркетинговые исследования, бизнес-план и прочие мероприятия), стадию инвестирования (закупка оборудования и строительство) и эксплуатацию ГТЭС, в расчетах принят равным 15 лет. Кроме того, в расчетах приняты ставка дисконта 10%, показатель среднегодовой инфляции 8% и нормативный срок окупаемости проекта Е„=0,15 Тарифы на отпуск электроэнергии и теплоты взяты 2007 года ОАО «Татэнерго»

Таблица 3 Экономическая эффективность ГТУ в составе ГТЭС

ГТУ в составе ГТЭС Параметры

ЛГ„ МВт КПД ГТУ, % ь» гут/ кВт ч Ьг, кгут/ Гкал Удел капвложения, $ /кВт РВ, год йРВ, год ЫРУ, млн руб Ш, % ЛЛ Зпр, млн руб руб/ кВтч 5Т, руб/ Гкал

Рациональная ГТУ 18 33 231,9 138,2 631,9 7,4 7,8 729 17,7 1,75 5464 0,681 208,9

ГТУ с регенерацией 18 35 206,5 150,2 672,2 6,2 6,4 1148 23,5 2,63 4770 0,575 213,8

В пятой главе рассмотрено применение ГТУ в состав парогазовой установки (ПГУ), идеальный термодинамический цикл ПТУ и методика расчета тепловой схемы Приоритетным вариантом применения ГТУ в ПГУ является утилизационная бинарная ПГУ, т к отличается простотой и высокой эффективностью производства электроэнергии В ней больше применяются одноконтурные котлы-утилизаторы (КУ), которые характеризуются как более простыми в эксплуатации и низкими удельными капиталовложениями, а для увеличения эффективной работы их устанавливается на выходе газовый сетевой подогреватель

Кроме того, повышение экономичности ПГУ возможно за счет тепловой схемы КУ, в котором применяется несколько контуров генерации пара (до двух— трех) и вводится промежуточный перегрев пара, для чего используются ГТУ с более высокими технико-экономическими показателями Для них температуру газа перед турбиной газогенератора необходимо иметь более 1200 °С

На рис 18 представлены графические зависимости относительных потерь теплоты в атмосферу (}л1()т от КПД ГТУ при различной относительной теплоте утилизации газов в КУ

Рис. 18 График зависимости бд/£?т от КПД ГТУ

при 1 - = 0,3, 2 - вс/в? = 0,45, 3 - &/& = 0,6

Так как утилизационная ПТУ имеет в своем составе паротурбинную установку (ПТУ), то выражение КПД ПТУ идеального цикла

Лш7=Т1пу+Л[г1у(1-Лггу--£?д/0г) ИЛИ (23)

Лш^Лггу+ЛтуСбс/бт) (24)

где riny, rimy и rimy - КПД ГТУ, ПТУ и ПГУ соответственно, Qa - потери теплоты в атмосферу, Qc - теплота утилизации в КУ, Qy - теплота топлива

Как видим, увеличение КПД ПГУ получается за счет совершенствования ПТУ Достигается это за счет рационального и полного использования подводимой теплоты от ГТУ, и в первую очередь это связано с конструктивными схемами парогенераторов, те КУ

На рис 19 и 20 представлены графики зависимости КПД ПГУ от отношения QJQt и QJQt соответственно

QJQ,

0 25

0,45

Рис 19 График зависимости КПД ПГУ от отношения (¿¿О* при КПД ГТУ 33% 1 - Лигу = 0.25, 2 - Лш, = 0,3, 3-л™ =0,35, 4- л™ =0,4

065

Рис. 20 График зависимости КПД ПГУ от отношения (?</£?т при КПД ГТУ33% 1 -Лиг, =0,25, 2-л^, =0,3, 3-Л«у =0,35, 4-Лпту = 0,4

На рис 21 представлен график удельного расхода топлива отпуска электроэнергии Ьэ в зависимости от КПД ПГУ при различных распределениях топлива на электроэнергию, где расчет Ьэ производился по выражению (19).

Ьэ, гут/кВтч

Т|пгу

Рис.21 График зависимости удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии Ь, от КПД ПГУ при / = 0,932, 1 -8 = 0,531, 2-в = 0,6,3-е = 0,7

Основные результаты работы и выводы

1 Для ГТУ со свободной турбиной получены выражения максимальной степени понижения давления газа в свободной турбине и оптимальной степени повышения давления воздуха в компрессоре ГТУ При использовании двухвальной ГТУ с двухкаскадным компрессором со степенью повышения давления воздуха в компрессоре лк= 10, степенью повышения температуры 9 = 3,99 и КПД ГТУ 28% в сложной схеме, с промежуточным охлаждением Тох= 300К и степенью регенерации теплоты орег= 0,75, получен КПД ГТУ = 38%.

2 Обоснованы технико-экономические показатели для оценки тепловой эффективности ГТУ в составе ГТЭС и разработана методика их расчета Методика расчета позволяет производить качественную объективную оценку технико-экономических показателей ГТУ в составе ГТЭС и эффективно применяться в конкурсных условиях

3 Получена универсальная номограмма для КПД ГТУ и коэффициента использования теплоты топлива Кт в зависимости от коэффициента избытка воздуха а в условиях 180 2314 (ГОСТ 20440) при различной температуре на выходе газа из ГТУ (650К<ТС<800К) и температуре из котла-утилизатора (373К^ГД<434К), откуда следует, что для работы ГТУ со средним на сегодня КПД ГТУ 34 - 35% иК„ = 0,87-0,83 значения коэффициентов избытка воздуха а должны быть 3,5 - 4,5 При этом температуру газа на выходе из ГТУ получаем Тс = 780-675К Произведен и представлен расчет удельных расходов топлива отпуска электроэнергии Ьэ и теплоты Ьт ГТЭС Получено, что, если отношение расхода топлива на электроэнергию к общему расходу топлива составляет & = 0,6, средний КПД ГТУ 35%, расход электроэнергии на собственные нужды 6,5% от вырабатываемой, отношение отпускаемой теплоты к электроэнергии (¿^¿Нт ~ ю удельные расходы топлива отпуска электроэнергии Ьэ= 225,3 гут/кВтч и теплоты Ьт = 134,3 кгут/Гкал

4 Произведен и представлен расчет экономической эффективности ГТЭС При этом ГТУ с регенерацией теплоты имеет преимущество как по приведенным затратам, так и по себестоимости электроэнергии При сроке жизни проекта 15 лет и удельных капитальных вложений 672,2 $/ кВт получаем дисконтируемый срок окупаемости (при ставке дисконта 10%) равный 6,4 года, и себестоимость- на электроэнергию 5Э = 0,575 руб / кВгч, на теплоту =213,8 руб./Гкал

5 Получено, что повышение экономичности ПГУ возможно за счет тепловой схемы КУ, для чего используется ГТУ с более высокими технико-экономическими показателями Если КПД ПТУ 35%, КПД ГТУ 33%, а отношение теплоты утилизации к теплоте топлива <3с/(3т =0,55 и отношение потерь теплоты в атмосферу к теплоте топлива Од / С>т = 0,12, то расчетный КПД ПГУ -52%

Содержание диссертации опубликовано в следующих работах

1 Коробицин Н А Использование топлива в мини-ТЭЦ, применяемых для модернизации котельных / Таймаров М А, Коробицин НА// Известия вузов Проблемы энергетики, 2004 г, №1-2 с 154-157

2 Коробицин Н А Выбор газотурбинпых двигателей для ГТУ-ТЭЦ / Таймаров М А , Коробицин НА// Известия вузов Проблемы энергетики 2004 г, №3-4 с 159-163

3 Коробицин Н А Расчет эффективности тепловых схем включения ГТУ / Таймаров М А , Коробицин НА// Известия вузов Проблемы энергетики, 2004 г, № 9-10 с 116-120

4 Коробицин Н А Об одном аспекте оценки газотурбинной установки в составе газотурбинной электрической станции в течение года / Коробицин Н А, Таймаров М А//Известия вузов Проблемы энергетики 2007 г, №11-12 с 142-144

5 Коробицин Н А Перспективы использования ГТУ в районных котельных / Таймаров М А, Коробицин НА// Материалы докладов VII аспирантско-магис-терского научного семинара КГЭУ г Казань Казак гос энерг ун-т 2004 г, с 43-44

6 Коробицин НА К вопросу использования топлива в мини-ТЭЦ применяемых для реформирования отопительных котельных / Таймаров М А, Коробицин НА// Тепломассобменные процессы и аппараты химической технологии Межвузовский тематический сборник научных трудов Изд Казанский технологический университет им СМ Кирова 2004г, г Казань с 106-110

7 Коробицин Н А Выбор рациональных ГТУ при реконструкции ТЭЦ и котельных / Таймаров М А , Коробицин НА// Сборник материалов XVI Всероссийской межвузовской научно-технической конференции Часть II Изд Михайловский военный артиллерийский университет (филиал г Казань) 18-20 мая 2004 г, г Казань с 15-18

8 Коробицин HAK вопросу работы газотурбинных электрических станций с эффективным использованием тепла топлива / Коробицин Н А , Мансуров РЕ// Энергоресурсоэффективность и энергосбережение в Республике Татарстан сб докл VII Междунар симп , г Казань, 5-7 декабря 2006 г Центр инновационных технологий 2006 г, с 237-243

Подписано к печати 07 05 2008 г Формат 60x84/16

Гарнитура «Times» Вид печати РОМ Бумага офсетная

Физ печ л 1,25 Уел печ л //<? Уч -изд л М

Тираж 100 Заказ №

Типография КГЭУ 420066, г Казань, ул Красносельская, 51

ВВЕДЕНИЕ.

1. ФОРМИРОВАНИЕ РАЦИОНАЛЬНЫХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГТУ

В СОСТАВ ГТЭС.

1.1 АНАЛИЗ ПРИНЦИПИАЛЬНЫХ СХЕМ ГТУ И ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНЫХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГТУ.

1.2 ОБОСНОВАНИЕ РАЦИОНАЛЬНЫХ И ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГТУ.

ВЫВОДЫ.

2. ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА НА ТЕПЛОВУЮ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГТУ.

2.1 ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ЦИКЛЫ ГТУ.

2.2 ВЛИЯНИЕ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА НА КПД ГТУ.

2.2 ВЛИЯНИЕ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА НА КОЭФФИЦИЕНТ

ПОЛЕЗНОЙ РАБОТЫ.:.

ВЫВОДЫ.

3. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ТЕПЛОВОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТУ

В СОСТАВЕ ГТЭС.

3.1 ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОЦЕНКИ ТЕПЛОВОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТУ И ГТЭС.

3.2 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ТЕПЛОВОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТУ

В СОСТАВЕ ГТЭС.

ВЫВОДЫ.

4. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ И ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ГТУ В СОСТАВЕ ГТЭС.

4.1 РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТУ И ГТЭС.

4.2 ВЛИЯНИЕ ТЕПЛОВОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТУ НА ТЕХНИКО-ЭКОМИЧЕС

КИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ГТЭС.

4.3 РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТЭС.

ВЫВОДЫ.

5. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГТУ В СОСТАВЕ УТИЛИЗАЦИОННЫХ

БИНАРНЫХ ПТУ.

5.1 РАЗБОР СУЩЕСТВУЮЩИХ СХЕМ БИНАРНЫХ ПГУ.

5.2 АНАЛИЗ ИДЕАЛЬНОГО ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО ЦИКЛА ПГУ.

5.3 ОЦЕНКА ТЕПЛОВОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПГУ.

ВЫВОДЫ.

Актуальность темы. Одним из масштабных направлений энергоресурсо-эффективных и энергосберегающих мероприятий в российской энергетике в настоящее время можно считать все большее внедрение газотурбинных электрических станций (ГТЭС) на базе газотурбинных установок (ГТУ).

Внедрение технологии по созданию и использованию ГТУ- это один из факторов реального повышения экономичности и эффективности энергетических объектов, и совершенствования структуры топливно-энергетического хозяйства производства электрической энергии и теплоты.

ГТУ в составе ГТЭС заняли прочное положение в энергетике зарубежных стран и довольно широко начали применяться в России.

В нашей стране работы в области газовых турбин и сооружение первых экспериментальных установок были начаты еще в предвоенные годы В.М. Маковским в Харькове, Г.И. Зотиковым в Ленинграде и В.В.Уваровым в Москве [126]. В послевоенные годы начались работы по созданию газовых турбин на Невском заводе им. В.И. Ленина (НЗЛ). Затем газовые турбины стали изготавливать и на других турбинных заводах страны. Низкая тепловая экономичность первых ГТУ привлекла внимание разработчиков к большим возможностям ее повышения за счет регенерации теплоты выхлопных газов. Создание регенеративных ГТУ на много лет стало основным путем их развития. После шестидесятых годов был создан ряд новых ГТУ, где начальные температуры возросли в среднем на 100 °С, а КПД турбин и компрессоров - примерно на 2%. Это стало основанием перехода к простым схемам ГТУ, т.к. усложненные схемы имели очень большую массу дополнительного оборудования.

При этом большое влияние на дальнейшее развитие ГТУ оказали работы по созданию авиационных газотурбинных двигателей, развернутые во время войны и послевоенные годы. Широкий размах этих работ и практическая проверка разных направлений позволили быстро выработать рациональные принципы конструирования, решить вопросы технологии и обеспечить широкое применение ГТУ сначала в авиации, а затем и в других отраслях хозяйства, в частности в энергетике [3].

В настоящее время в России создались условия для развития газотурбинных технологий, обладающих следующими значительными преимуществами [98]: высокой энергетической эффективностью; малыми сроками ввода генерирующих мощностей; возможностью максимального приближения к потребителю; быстрой окупаемостью; низкой себестоимостью вырабатываемой электроэнергии и тепла; возможностью технической реализации новых технологических решений.

Это делает совершенно необходимым и экономически оправданным скорейшее внедрение высокоэкономичных газотурбинных установок на параметры, соответствующие мировому техническому уровню, и создание на их основе комбинированных установок [38].

Таким образом, применение ГТУ в комбинированном (когенерационном) режиме работы, когда производится электроэнергия и теплота, позволяет экономить значительные объемы топлива, снижая, тем самым, себестоимость отпускаемой потребителю продукции от ТЭЦ и районных котельных.

Происходит это путем строительства и установки ГТУ и ГТЭС на действующих энергетических объектах: для модернизации и реконструкции устаревшего оборудования на ТЭЦ и надстройки районных котельных.

Как показано в работах [42, 43], при реконструкции котельных в малые ТЭЦ со сбросом продуктов сгорания ГТУ в топку наиболее эффективной является работа ГТУ по тепловому графику с продажей избыточной энергии в систему при оптимальной мощности установки. Для совместной работы с серийными котлами целесообразны типоразмеры ГТУ мощностью до 10МВт.

Разрабатываются ГТЭС, как было сказано выше, на основе ГТУ, которые имеют разную мощность и разные конструктивные схемы.

В последнее десятилетие многие авиадвигателестроительные предприятия перешли к разработкам ГТУ на базе теории и эксплуатации своих двигателей.

Это российские предприятия - ОАО «НПО Сатурн», ОАО «Пермские моторы», ОАО «Моторостроитель», ФГУП ММПП «Салют», ОАО АНТК «Союз» и другие. Кроме того, внедряются ряд ГТУ зарубежных фирм: GE, Siemens, Solar, Hitachi и другие. При этом результаты сравнительного анализа показывают, что ГТУ отечественных и зарубежных производителей имеют практически одинаковые показатели тепловой экономичности, но стоимость зарубежных ГТУ и затраты на их обслуживание значительно выше, чем у отечественных установок [6].

Поскольку ГТУ имеют разные конструктивные схемы и, следовательно, разные технико-экономические показатели, то и себестоимость отпускаемой продукции от ГТЭС также различаются. В связи с этим считаем, что анализ влияния показателей ГТУ на эффективность их в работе, как в автономном режиме, так и в составе ГТЭС является актуальной задачей.

Целью диссертационной работы является создание перспективных ГТУ на базе конвертированных авиационных двигателей и анализ влияния показателей ГТУ на эффективность их работы, как в автономном режиме, так и при использовании в составе ГТЭС. Для достижения поставленной цели в рамках диссертации решались следующие основные задачи:

1. Анализ и обоснование выбора перспективных ГТУ и определение влияния основных параметров рабочего процесса на тепловую эффективность ГТУ.

2. Разработка методики расчета тепловой эффективности ГТУ в составе ГТЭС по обоснованным технико -экономическим показателям.

3. Изучение влияния тепловой эффективности ГТУ на технико- экономические показатели ГТЭС.

4. Определение экономической эффективности ГТЭС.

5. Использование ГТУ в составе утилизационной бинарной ПТУ.

Основные методы научных исследований. В работе использовались методики системных исследований в энергетике, фундаментальные закономерности технической термодинамики, математическое моделирование расчетов ГТУ и ГТЭС, технико—экономический анализ теплоэнергетических установок и систем. Для обработки, представления и оценки результатов использовались пакеты прикладных программ Microsoft Exel.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Для ГТУ со свободной (силовой) турбиной (СТ) получены вы -ражения оптимальной степени повышения давления воздуха в компрессоре и максимальной степени понижения давления газа в свободной турбине.

2. Получены выражения технико-экономических показателей ГТЭС, позволяющих производить их экспресс-оценку по тепловой эффективности ГТУ.

3. Разработана методика оценки тепловой и экономической эффективности ГТУ в составе ГТЭС.

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснованы использованием методологии системных исследований в энергетике, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, математического моделирования процессов работы ГТУ и ГТЭС.

Практическая ценность работы.

1. Рекомендованы перспективные ГТУ и определено влияние основных параметров рабочего процесса на тепловую эффективность ГТУ для включения их в состав ГТЭС.

2. Разработанная методика позволяет рассчитать качественно тепловую эффективность ГТУ в составе ГТЭС.

3. Использование работы позволяет производить оценку инновационных проектов ГТУ в составе ГТЭС в процессе мониторинга и при проведении тендеров.

Реализация результатов работы. Методика расчета тепловой эффективности и экономической эффективности по блок- программе «Альт-Инвест» использовались в процессе выбора ГТУ для ТЭЦ ОАО «Татэнерго». Кроме того, расчет экономической эффективности по блок—программе производился при формировании инвестиционной программы ОАО «Татэнерго».

Автор защищает:

1. Обоснование перспективных ГТУ и анализ их термодинамических циклов, влияние основных параметров рабочего процесса на их тепловую эффективность.

2. Обоснование технико-экономических показателей и методику расчета эффективности ГТУ в составе ГТЭС, результаты расчетов.

3. Результаты расчетов влияния тепловой эффективности ГТУ на технико-экономические показатели ГТЭС.

4. Результаты расчетов экономической эффективности ГТЭС.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы представлены на: аспирантско-магистрских научных семинарах в КГЭУ 2004 — 2006г.г.; 16-й Всероссийской научно-технической конференции «Электромеханические и внутрикамерные процессы в энергетических установках, струйная акустика, диагностика технических систем, приборы и методы контроля природной среды, веществ материалов и изделий». г.Казань, МВАУ (филиал г. Казань), 2004г.; VII Международном симпозиуме по «Энергоэффективности и энергосбережению». г.Казань, 2006г.; Международный круглый стол «Газотурбинные установки и альтернативные источники энергии». г.Казань, КГЭУ, 2007г.; На расширенном заседании кафедр ТЭС и КУПГ в КГЭУ, 2007г.

Личное участие. Все основные результаты получены лично автором под научным руководством профессора, д.т.н. Таймарова М.А.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе 4 статьи в рекомендованных ВАК журналах.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы и приложения.

ВЫВОДЫ

1. В результате анализа принципиальных схем ПГУ, выбраны бинарные утилизационные ПГУ. которые разработаны на базе рациональных ГТУ. Приоритетным вариантом является утилизационная ПГУ с двухкон-турным КУ, для которой используется ГТУ с температурой газа перед турбиной газогенератора 1200- 1350 °С.

2. Произведен анализ идеального термодинамического цикла утилизационной ПГУ, где показано, что КПД ПГУ может быть получен 52% при следующих параметрах: КПД ПТУ 35%, КПД ГТУ 33%, а отношение теплоты подведенной к КУ к теплоте топлива Qc / Qx = 0,55 и отношение потерь теплоты в атмосферу к теплоте топлива <3Д/<3Т =0,12.

3. Показано, что разделение общего расхода топлива на электроэнергию и теплоту существенно влияет на удельный расход топлива отпуска электроэнергии. Для ПГУ с одноконтурным КУ при 0,6 <g< 0,7 и средним КПД ПГУ ~ 48%, получаем удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии 168 гут/кВтч <ЬЭ <193 гут/кВтч.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Для ГТУ со свободной турбиной получены выражения максимальной степени понижения давления газа в свободной турбине и оптимальной степени повышения давления воздуха в компрессоре ГТУ. При использовании двуваль-ной ГТУ с двухкаскадным компрессором со степенью повышения давления воздуха в компрессоре 7СК = 10, степенью повышения температуры > 9 = 3,99 и КПД ГТУ 28% в сложной схеме, с промежуточным охлаждением Тох= 300К и степенью регенерации теплоты арег= 0,75, получен КПД ГТУ ~ 38%.

2. Обоснованы технико-экономические показатели для оценки тепловой эффективности ГТУ в составе ГТЭС и разработана методика их расчета. Методика расчета позволяет производить качественную объективную оценку технико-экономических показателей ГТУ в составе ГТЭС и эффективно применяться в конкурсных условиях.

3. Получена универсальная номограмма для КПД ГТУ и коэффициента использования теплоты топлива Ких в зависимости от коэффициента избытка воздуха а в условиях ISO 2314 (ГОСТ 20440) при различной температуре на выходе газа из ГТУ (650К <ТС<800К) и температуре из котла-утилизатора (373К< ТД<434К), откуда следует, что для работы ГТУ со средним на сегодня КПД ГТУ 34 -г- 35% и Ких= 0,87-Ю,83 значения коэффициентов избытка воздуха а должны быть 3,5 4,5. При этом температуру газа на выходе из ГТУ получаем Тс = 780-675К.

Произведен и представлен расчет удельных расходов топлива отпуска электроэнергии Ьэ и теплоты Ьт ГТЭС. Получено, что, если отношение расхода топлива на электроэнергию к общему расходу топлива составляет g = 0,6, средний КПД ГТУ 35%, расход электроэнергии на собственные нужды 6,5% от вырабатываемой, отношение отпускаемой теплоты к электроэнергии (^от/Мот ~ 1,3, то удельные расходы топлива отпуска электроэнергии Ьэ ~ 225,3 гут/кВтч и теплоты Ьт ~ 134,3 кгут / Гкал.

4. Произведен и представлен расчет экономической эффективности ГТЭС. При этом ГТУ с регенерацией теплоты имеет преимущество как по приведенным затратам, так и по себестоимости электроэнергии. При сроке жизни проекта 15 лет и удельных капитальных вложений 672,2 $/ кВт получаем дисконтируемый срок окупаемости (при ставке дисконта 10%) равный 6,4 года, и себестоимость: на электроэнергию 8Э = 0,575 руб./ кВтч, на теплоту 8Т = 213,8 руб./Гкал.

5. Получено, что повышение экономичности ПГУ возможно за счет тепловой схемы КУ, для чего используется ГТУ с более высокими технико-экономическими показателями. Если КПД ПТУ 35%, КПД ГТУ 33%, а отношение теплоты утилизации к теплоте топлива 0.с/ (2Т =0,55 и отношение потерь теплоты в атмосферу к теплоте топлива (Зх = 0,12, то расчетный КПД ПГУ ~ 52%.

107

1. Стационарные газотурбинные установки / J1.В. Арсентьев, В.Г. Тырыш-кин, И.А. Богов и др., Под ред. JI.B. Арсентьева и В.Г. Тырышкина. -Л.: Машиностроение. Ленингр. отд - ние, 1989. - 543 с.

2. Тепловые и атомные электростанции: Справочник / Под общ. Ред. чл.-корр. РАН A.B. Клименко и проф.В.М. Зорина.-З-е изд., перераб. и доп-М., Изд. МЭИ, 2003 648 е.: - (Теплоэнергетика и теплотехника; кн.З).

3. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки. М.: Энер-гоатомиздат, 1985. 304 с.

4. Ольховский Г.Г. Тепловые испытания стационарных газотурбинных установок. М., «Энергия», 1971. 408 с.

5. Ковалевский М.М. Стационарные ГТУ открытого цикла. М.: Машиностроение, 1979. - 262 с.

6. Цанев C.B., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов / Под ред. C.B. Цанева М.: Изд. МЭИ, 2002. - 584 с.

7. Костюк А.Г., Шерстюк А.Н. Газотурбинные установки: Учеб. пособие для вузов. М. Высш. школа, 1979. — 254 с.

8. Соколов Е.Я. Промышленные тепловые электростанции. М. Энергия. 1979. 296 с.

9. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М. Энергоатомиздат. 1987. 328 с.

10. Гиршфельд В.Я., Морозов Г.Н. Тепловые электрические станции. М. Энергия. 1973. 240 с.

11. Higdon Ch.R., Louks В.М., Lynn S.A. Novel Heat-Recooery Process for Improving the Thermal Efficiency of Gas Turbines in Electric Power Generation / Proc. Amer. Power Conf. Vol.52. Chcago 111., 1990. P. 216-221.

12. Теория воздушно-реактивных двигателей. Под ред. д.т.н. С.М. Шляхтенко, М., «Машиностроение», 1975, 568 с.

13. Абрамович Г.Н. Прикладная газовая динамика. М., «Наука», 1969, 824 с.

14. Дейч М.Е. Техническая термодинамика. М.: Энергия, 1974. 592 с.

15. Сергель О.С. Прикладная гидрогазодинамика. М.: Машиностроение, 1981.-374 с.

16. Болгарский A.B. и др. Термодинамика и теплопередача., Учебн. для вузов. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., «Высшая шкала», 1975.

17. Ловинский С.И. Теория авиационных двигателей. М.: Машиностроение , 1982.-223 с.

18. Александров A.A. Термодинамические основы циклов теплоэнергетических установок / Учеб. пособие для вузов М., Изд. МЭИ, 2004.-158 с.

19. Основы технической термодинамики, термохимии и анализ циклов газотурбинных установок / Под общей редакцией проф. И.А. Богова Спб., Изд. «Энергомашиностроение», 2005. — 189 с.

20. Ольховский Г.Г. Разработка перспективных ГТУ в США / Теплоэнергетика. 1994. №9. С. 61-69.

21. Ольховский Г.Г. Разработка перспективных энергетических ГТУ / Те-плоэнегетика. 1996. №4. С. 66-75.

22. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России / Теплотехника. 1999. №1. С. 2-9.

23. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом / Теплоэнергетика. №1. С. 71- 80.

24. Ольховский Г.Г., Тумановский А.Г. Перспективы совершенствования тепловых электростанций / Электрические станции. 2000. №1. С. 63-70.

25. Ольховский Г.Г. Масштабы и особенности применения газотурбинных и парогазовых установок за рубежом / Теплоэнергетика. 2002. №9. С. 72-77.

26. Фаворский О.Н. Создание высокотехнологичных малоразмерных ГТУ путь развития России / Конверсия в машиностроении. 2000. №5.1. С. 105-109.

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

28. Земцев A.C. Основные направления при проектировании новых и реконструкции существующих электростанций с применением газотурбинных и парогазовых технологий / Теплоэнергетика. 2000. № 10.1. С.18- 28.

29. Таймаров М.А. Парогазовые установки. Учебное пособие. Казань. КЭИ. 1999.49 с.

30. Таймаров М.А. Парогазовые и газотурбинные установки электростанций: Учеб. пособие. Казань: Казан, гос. энерг. ун-т, 2004. 260 с.

31. Шигапов А.Б. Стационарные газотурбинные установки тепловых электрических станций. Учеб. пособие. Казань: Казанскийгос. энерг. ун т., 2006 г., 316 с.

32. Таймаров М.А. Энергетические машины. Учебное пособие. Казань. КГЭУ. 2003. 112 с.

33. Безлепкин В.П., Вайнзихер Б.Ф. Рабочие процессы в теплофикационных установках и расход топлива на каждый вид производимой энергии / Теплоэнергетика. 2002. №9. С. 56-62.

34. Андрющенко А.И. Энергетическая эффективность теплофикации от блок-ТЭЦ на базе районных котельных / Известия вузов. Энергетика. 1991. №6. С. 3-7.

35. Качан А.Д., Смирнов И.А., Баркат Кхиер, Hyp Ахмад. Условия повышения термодинамической эффективности утилизационных ГТУ / Теплоэнергетика. 1992. №12. С. 38-42.

36. Читашвили Г.П. Расчет оптимальных коэффициентов теплофикации газотурбинных ТЭЦ / Теплоэнергетика. 2004. №11. С. 40-46.

37. Перспективы и проблемы использования ГТУ и ПГУ в российской энергетике / Теплоэнергетика. №9. С. 2-5.

38. Бухаркин E.H. Повышение эффективности теплофикационных ГТУ/ Теплоэнергетика. 1999. №5. С. 54-58.

39. Смирнов И.А., Хрилев JI.C. Определение эффективности ввода газотурбинных агрегатов на площадках действующих котельных / Теплоэнергетика. 2000. №12. С. 16-21.

40. Смирнов И.А., Молодюк В.В. Определение экономической эффективности и областей применения газотурбинных теплофикационных установок средней и малой мощности / Теплоэнергетика. 1994. №12. С. 17-23.

41. Хлебалин Ю.М., Антропов Г.В., Николаев Ю.Е., Андреев Д.А. Выбор рациональных типоразмеров ГТУ при реконструкции котельных в малые ТЭЦ / Промышленная энергетика. 1999. №4. С. 40-44.

42. Хлебалин Ю.М., Николаев Ю.Е., Андреев Д.А., Оптимизация электрической мощности ГТУ при реконструкции котельных в малые ТЭЦ / Промышленная энергетика. 1998. №9. С. 28-32.

43. Читашвили Г.П. Номограмма для определения экономии топлива в энергосистеме при функционировании газотурбинных ТЭЦ / Теплоэнергетика. 2003. №4. С. 68-71.

44. Читашвили Г.П. К методике расчета показателей энергоэффективности газотурбинных ТЭЦ/ Теплоэнергетика. 2001. №8. С. 60-64.

45. Читашвили Г.П. Расчет показателей тепловой экономичности и удельных расходов топлива на газотурбинных блок- ТЭЦ / Теплоэнергетика. 1996. №6. С. 14-17.

46. Лебедев В.М., Усманов Ю.А., Олькова C.B. Технико экономическая эфективность ТЭЦ малой мощности / Промышленная энергетика. 2000. №1. С. 6-8.

47. Конрад А.Д. Методика определения тепловой эффективности мини — ТЭЦ с ГТУ / Известия вузов. Энергетика. 1991. №1. С. 98-101.

48. Горюнов И.Т., Цанев C.B., Буров В.Д., Дорофеев С.Н. К методике определения показателей тепловой экономичности ГТУ ТЭЦ / Электрические станции. 1996. №9. С. 2-6.

49. Каплан М.П., Дизенко Т.П. Тепловая эффективность энергетических теплофикационных ГТУ с промежуточным охлаждением воздуха и регенерацией / Теплоэнергетика. 2002. №8. С. 51-58.

50. Каплан М.П. Тепловая эффективность энергоустановок различного типа с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии / Теплоэнергетика. 2000. №2. С. 25-29.

51. Газовые турбины в электроэнергетике. Теплоэнергетика. 1996. №4. С. 2-11.

52. Костин С., Пак А. Комплексный подход к строительству и реконструкции электростанций с применением ГТУ и ПГУ/ Газотурбинные технологии. 2004. Январь Февраль. С. 36-38.

53. Джапаридзе Н.Р., Сыромятников С.Ю. Обеспечение устойчивости энергосистемы с ГТЭС небольшой мощности / Газотурбинные технологии. 2005. Июль Август. С. 4-5.

54. Орберг А.Н., Сударев Б.В., Сударев В.Б. О перспективности газотурбинных приводов нового поколения / Газотурбинные технологии. 2005. Март-Апрель. С. 16-19.

55. Аминов Р.З., Хрусталев В.А., Шкрет A.A. Гориевский М.В. Выбор эффективных направлений развития энергогенерирующих мощностей в Европейской части страны. Теплоэнергетика. 2003. №4.1. С. 64-67.

56. Ragland T.L. A high Efficiency Recuperated Cycle, optimized for reliable, low Cost, Industrial Gas Turbine Engines. 95-GT-321.4pp.

57. Johnston J.R. Performance and Reliability Jmprovements for Heavy-Duty Gas Turbines. GER-3571H. October. 2000. 45p.

58. Ревзин Б. Об использовании конверсионной газотурбинной техники в тепловой энергетике / Газотурбинные технологии. 2002. №2. С.18-19.

59. Horner M.W. GE Aeroderivative Gas Turbnines-Design and Operating Features. GE. GER-3695C. 1994. 18 p.

60. C.R. English, S.J. McCarthy Qualification testing the WR21 intercooled and recuperated gas turbine. ASME paper 2001-GT-0527, Proceedings of ASME TURBO EXPO 2001, New Orleans.

61. Takao Sugimoto at al. R&D Plan for the Next- Generation Marine Gas Turbine (Super Marine Gas Turbine). Proceedings of the International Gas Turbine Congress, OS-201paper, 1999, Kobe.

62. Mark McNeely GE's LMS100, a'Game Changer", Diesel & Gas Turbine Worldwide, January-February, 2004, pp 38-42.

63. Каталог газотурбинного оборудования / Газотурбинные технологии. 2005.208 с.

64. Василенко А., Синицын Ю., Щуровский В. Методы оценки эксплуатационных затрат газотурбинных ГПА в инвестиционных проектах /Газотурбинные технологии. 2002. Март-Апрель. С. 34-36.

65. Загоринский Э.Е., Мельситдинов Н.А. Анализ экономической эффективности конвертированных авиационных и судовых ГТУ в классе мощности 16 МВт / Газотурбинные технологии. 2001. Ноябрь-Декабрь. С. 16-18.

66. Щуровский В.А. Основные направления развития газоперекачивающей техники / Газотурбинные технологии. 2007. Июль — Август. С. 38-39.

67. Марчуков Е.Ю., Куприн B.B. Стоимость жизненного цикла ГТД/ Газотурбинные технологии. 2004. Октябрь. С. 6-8.

68. Читашвили Г.П. Сравнительный анализ энергоэффективности паротурбинных и газотурбинных ТЭЦ/Теплоэнергетика. 2003. №11.1. С. 58-61.

69. Читашвили Г.П. Пропорциональный метод расчета КПД и удельных расходов топлива на газотурбинных ТЭЦ / Теплоэнергетика. 2006. №12. С. 36-40.

70. Читашвили Г.П. Термодинамический анализ энергоэффективности паротурбинный ТЭЦ / Теплоэнергетика. 2000. №12. С. 40-44.

71. Кириенков A.B., Лебедев В.М. Об энергетической эффективности электрогенерирующей стационарной газотурбинной установки / Промышленная энергетика. 2003. №10. С. 33-35.

72. Андрющенко А.И. О разделении расхода топлива и формирование тарифов не ТЭЦ / Теплоэнергетика. 2004. №8. С. 77-78.

73. Пустовалов Ю.В. К дискуссии о методах распределения затрат на ТЭЦ / Теплоэнергетика. 1996. №2. С. 34-38.

74. Хрилев JI.C., Малафеев В.А., Хараим A.A., Лифшиц И.М. Сравнительная оценка отечественных и зарубежных методов разделения расходов топлива и формирования тарифов на ТЭЦ/ Теплоэнергетика. 2003. №4. С. 45-54.

75. Попырин Л.С., Денисов В.И., Светлов К.С. О методах распределения затрат на ТЭЦ / Электрические станции. 1989. №11. С. 20-25.

76. Стерман Л.С., Тишин С.Г., Хараим A.A. Сопоставление эффективно сти комбинированного и раздельного способов производства тепла и электроэнергии / Теплоэнергетика. 1996. №2. С. 34-38.

77. Березинец П.А., Терешина Г.Е., Вершинин Л.Б. Варианты газотурбин ной надстройки отопительных котельных / Энергетик. 1998. №8.1. С.13-16.

78. Фаворский О.Н., Длугосельский В.И., Петреня Ю.К., Гольдштейн А.Д., Комисарчик Т.Н. Состояние и перспективы развития парогазовых установок в России // Теплоэнергетика. 2003. №2. С. 9-15.

79. Krakowitzer W., Stonard M. GT13E2 with annular combustor will boost Deeside efficiency / Modern Power System. 1992. Mai.

80. The GT8C gas Turbine. ABB. Printed in the United Kingdom / PGT 2181 97E, 1997r.

81. Настоящее и будущее российского турбостроения / Газотурбинные технологии. 1999. Июль Август. С. 28- 34.

82. Роберт ТАУД. Тенденции развития в энергетике / Газотурбинные технологии. 1999. Ноябрь Декабрь. С. 22- 26.

83. Особов В., Особов И. К выбору принципиальных схем ГТУ, оптимальных для теплофикации / Газотурбинные технологии. 2000. Сентябрь Октябрь. С. 20-23.

84. Бойс М. Передовые схемы для газовых турбин в установках комбинированного цикла / Газотурбинные технологии. 2001. Январь Февраль. С. 5-9.

85. Гриценко Е., Орлов В., Павлов В. Промышленные газовые турбины ОАО «СНТК им. Н.Д. Кузнецова» / Газотурбинные технологии. 2001. Сентябрь Октябрь. С. 12-14.

86. Буров Н., Набиуллин Р., Лезнев А., Шайхутдинов А., Дашутин Н. Семейство газотурбинных двигателей на базе газогенератора «77» / Газотурбинные технологии. 2002. Март-Апрель. С. 8-13.

87. Дмитриева Т., Петельчиц В., Семенов Ю. Особенности ГТД для привода электрогенераторов / Газотурбинные технологии. 2002. Сентябрь Октябрь. С. 28-29.

88. Щуровский В. Применение показателей стоимости жизненного цикла ГТУ / Газотурбине технологии. 2002. Сентябрь Октябрь.1. С. 30-31.

89. Гущин А., Грань В. Газотурбинная установка GT 10В компании ALSTOM / Газотурбинные технологии. 2003. Январь — Февраль. С. 38-41.

90. Коваленко А., Муравченко О., Бухолдин Ю., Парафейник В., Ели-фанов С., Фролов С. Перспективы развития газотурбинного привода для компрессорных агрегатов и установок углеводородных газов / Газотурбинные технологии. 2003. Март Апрель. С. 2-5.

91. Комарова Т., Михайлов А., Полатиди С., Сероваев С., Сулимов С. Развитие семейства ГТУ на базе двигателя Д-30 третьей серии / Газотурбинные технологии. 2003. Май Июнь. С. 6-8.

92. Овчинников В., Идельсон А., Емелькин Ю. Семейство конвертированных ГТД на основе авиационного турбовинтового двигателя НК- 12МВ / Газотурбинные технологии. 2003. Июль Август. С. 12-15.

93. Агеев Ю., Белов В., ЛободаБ., Юрочкин В., Булычев Н., Куприн В:, Губанок И., Кубаров С. Газоперекачивающий агрегат нового поколения «Нева-16» / Газотурбинная технология. 2004. Апрель. С. 2-4.

94. Загоринский Э.Е., Мельситдинова H.A. Стоимость жизненного цикла инструмент экономической оценки различных видов модернизации оборудования / Газотурбинные технологии. 2004. Май -Июнь. С. 28-30.

95. Иноземцев A.A., Сулимов Д.Д., Пожаринский A.A., Торопчин С.В. ГТУ-27ПС — перспективный газотурбинный привод сложного цикла / Газотурбинные технологии. 2005. Май Июнь. С. 2-7.

96. Чепкин В.М., Загоринский Э.Е., Мельситдинова H.A. Эффективность применения новых отечественных газотурбинных авиационных приводов для ГПА мощностью 25 МВт / Газотурбинные технологии. 2005. Ноябрь-декабрь. С. 6-9.

97. Мелёшкин А.Н. Использование газотурбинного оборудования / Газотурбинные технологии. 2006. Май Июнь. С. 40-42.

98. Загоринский Э.Е. Эффективность применения отечественных конвертированных авиационных приводов для ГПА мощностью 16 МВт / Газотурбинные технологии. 2006. Октябрь. С. 20-23.

99. Никишин В.А., Пешков Л.И., Шелудько Л.П., Федорченко В.Г. Создание ГТУ для модернизации ТЭЦ актуальная задача газотурбостроения / Газотурбинные технологии. 2007. Июль - Август. С. 26-29.

100. Брындин О.В., Набиуллин Р.Х., ЮровД.В., Герасимов А.И. Газотурбинный агрегат нового поколения / Газотурбинные технологии. 2007. Сентябрь. С. 8-10.

101. Самсонов B.C., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического комплекса / М.: Высш. Шк., 2001.-416 с.

102. Деева А.И. Инвестиции: Учебное пособие/М.: Изд. «Экзамен», 2004.-320 с.

103. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства воздуха и продуктов сгорания топлив: Справочник. — М.: Энергоатомиздат, 1984.- 104 с.

104. Таймаров М.А., Коробицин H.A. Использование топлива в мини— ТЭЦ, применяемых для модернизации котельных / Известия вузов. Проблемы энергетики. 2004. № 1-2. С. 154-157.

105. Таймаров М.А., Коробицин H.A. Выбор газотурбинных двигателей для ГТУ-ТЭЦ / Известия вузов. Проблемы энергетики. 2004. № 3-4. С. 159-163.

106. Таймаров М.А., Коробицин H.A. Расчет эффективности тепловых схем включения ГТУ/ Известия вузов. Проблемы энергетики. 2004. №9-10. С. 116-120.

107. Таймаров М.А., Коробицин H.A. Перспективы использования ГТУ в районных котельных / Материалы докладов VII аспирантско магистерского научного семинара КГЭУ. г. Казань: Казанский гос. энерг. ун- т. 2004. С. 43-44.

108. Коробицин H.A., Таймаров М.А. Об одном аспекте оценки газотурбинной установки в составе газотурбинной электрической станции в течение года / Известия вузов. Проблемы энергетики. 2007. № 11-12. С.

109. Галиуллин Р.З., Коробицин H.A. Термодинамические циклы ГТУ-ТЭЦ на базе конвертированных двигателей / Энергетика Татарстана.2005. №1. С. 52-58.

110. Коробицин H.A. Вопросы оценки эффективности инвестиционных проектов по газотурбинной технологии / Энергетика Татарстана. 2005. №2. С. 45-47.

111. Коробицин H.A. Вопросы расчета себестоимости энергетической продукции, отпускаемой газотурбинными ТЭЦ / Энергетика Татарстана.2006. №3. С. 57-58.

112. Галиуллин Р.З., Коробицин H.A. Влияние тепловых выбросов на степень совершенства газотурбинных технологий внедряемых в электроэнергетике / Энергетика Татарстана. 2007. №5. С. 30-32.

113. Коробицин H.A. Отзыв на статью директора ООО «Тепло XXI века» C.B. Козлова «Может ли КПД вихревого теплогенератора быть больше единицы» / Энергетика Татарстана. 2007. №6. С. 53-54.

114. Коробицин H.A., Петренко Ю.И. К вопросу преобразования отопительных котельных в ГТУ ТЭЦ / Вестник Татэнерго. 2002. №10. С. 18-27.

115. Коробицин H.A., Петренко Ю.И. К вопросу разделения потребления топлива на выработку электрической и тепловой энергии в ГТУ ТЭЦ / Вестник Татэнерго. 2002. №11. С. 84-88.

116. Коробицин H.A., Петренко Ю.И. Метод расчета коэффициента использования топлива в ГТУ ТЭЦ, работающей по когенерационному циклу в отопительной котельной// Вестник Татэнерго. 2003. №12.1. С. 70-74.

117. Таймаров М.А., Коробицин H.A., Фаляхова А.И. К вопросу оценки эффективности тепловых схем включения ГТУ в котельных / Вестник Татэнерго. 2003. №14. С. 60-66.

118. Коробицин H.A. Методические указания по расчету основных технико-экономических показателей ГТУ ТЭЦ (часть I) / Вестник Татэнерго. 2004. №15. С. 110-114.

119. Коробицин H.A. Методические указания по расчету основных технико-экономических показателей ГТУ ТЭЦ (часть II) / Вестник Тат-энерго. 2004. №16. С. 75-79.

120. Таймаров М.А., Коробицин H.A. Расчет технико-экономических показателей ГТУ ТЭЦ, используемых для надстройки районных котельных / Вестник Татэнерго. 2004. №18. С. 40-44.

121. Кириллов И.И. Газовые турбины и газотурбинные установки. T.IиП.М.: Машгиз, 1956, 434 и 318 с.

122. Каплан М.П. Анализ схем газотурбинных установок для электростанций. Киев.: Гостехиздат, УССР, 1963. 112 с.

123. Тунаков А.П. Методы оптимизации при доводке и проектировании двигателей. М.: Машиностроение, 1979.

124. Сударев A.B., Сурьянинов A.A., Конаков В.Г. Высокотехнологическая безусадочная керамика для газовых турбин / Газотурбинные технологии. 2007. Декабрь. С. 12-16.1. АЛЬТ-Инвест™4.01. Гпааный лист1. ГТЭ-18 рациональная1. АЛЬТ'Инвост™ 4 О1. ОбЩИЕ ДАННЫЕ

125. Длительность интервала планирования (ИП) Срок жизни п рое ста Дата начала проекта

126. Местная валюта (основное наименование) Местная валюта (дополнительное наименование)

127. Иностранная валюта (основное наименование) Иностранная валюта (дополнительное наименование)

128. Валюта итогов Метод расчетадни год360 15-о1. ТЬ4С рубрубтыслолл.допл1. Местная Текущие цены

129. ГТЭ-18 рациональная Текущие цены

130. МАКРОЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОКРУЖЕНИЕ