автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Эффективность отопительных газопаровых ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения

Ба оравах рукописи Черников Сергей Владимирович

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОТОПИТЕЛЬНЫХ ГАЗОПАРОВЫХ ТЭЦ В СИСТЕМАХ ТЕПЛОЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук *

Саратов 2006

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет»

Научный руководитель - кандидат технических наук, доцент

Ларин Евгений Александрович

Официальные оппоненты: Заслуженный деятель науки РФ,

доктор технических наук, профессор Ильин Альберт Константинович

кандидат технических наук, доцент Тверской Алексей Константинович

Ведущая организация - ДОАО «Оргэнергогаз» (г. Москва)

Защита состоится 28 декабря 2006 года в 14.00 на заседании диссертационного совета Д 212.242.07 при ГОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет» по адресу: 410054 г. Саратов, ул. Политехническая, 77, ауд. 319.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке ГОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет».

Автореферат разослан 28 ноября 2006 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Е.А. Ларин

^ло^Л

ш

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Экономика страны столкнулась с энергетическим вызовом, продиктованным ускоренным экономическим ростом, повышением стоимости добычи крайне неравномерно распределенных первичных видов энергоносителей, техническим состоянием современных систем энергообеспечения, а также рядом экономических проблем переходного периода. В долгосрочной перспективе сам топливно-энергетический комплекс (ТЭК) может не выдержать своей ведущей роли в российской экономике не в силу исчерпания природных ресурсов, а в силу технологических и финансовых ограничений, сдерживающих не только расширенное, но и простое воспроизводство энергетического потенциала, которое становится все более капиталоемким. Энергетика стоит перед необходимостью разработки качественно иной стратегии ускоренного развития ресурсной базы, энергетической замены и масштабного ввода новых генерирующих мощностей с более высокими показателями тепловой и топливной эффективности, кардинального повышения надежности систем тепло- и электроснабжения. Стратегическая задача общества и государства заключается в том, чтобы определить пути более эффективного использования природных ресурсов при снижении удельных энергетических и, как следствие, материальных затрат на свое развитие.

Одним из негативных факторов, влияющих на развитие теплоэнергетики, является увеличение потребления электроэнергии, сопровождающееся малым увеличением теплопотребяения. Образовавшийся резерв генерирующих мощностей в региональных энергосистемах невозможно использовать вследствие падения потребления технологического пара промышленными потребителями. В современных экономических условиях использование централизованных средств дня восполнения отработавших свой ресурс и требующих замены генерирующих мощностей невозможно, ориентация в новом строительстве на традиционное централизованное тепло-энергоснабжение от крупных источников становится проблематичной. Оказалось, что традиционные централизованные теплофикационные системы не обеспечили расчетной экономии топлива и общей эффективности, в основном, по двум причинам. Первая определяется тем, что КПД современных промышленных и отопительных котельных повышен до уровня КПД энергетических котлов. Вторая составляющая эффекта от комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ также оказалась ниже расчетной вследствие высоких тепловых потерь и потерь с утечками при транспорте горячей воды на большие расстояния. Существующие магистральные тепловые сети имеют низкую надежность, что приводит в раде случаев к нарушению теплоснабжения и соответствующему ущербу, как материальному, так и социальному.

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА С-Петербург ОЭ Й0а7акт.#

В этих условиях в стране реализуется тенденция на строительство децентрализованных источников электро- и теплоснабжения на базе газотурбинных установок малой в средней мощности. Одной из важнейших задач использования газотурбинных установок (ГТУ) является повышение их системной топливной н общей эффективности. Это может быть достигнуто не только повышением параметров термодинамического цикла ГТУ, но и созданием комбинированных утилизационных установок, В этом отношении перспективным направлением повышения эффективности использования природного газа в системах теплоэнергоснабжения является создание газопаровых установок (ГТХУ) с энергетическим впрыском пара в камеру сгорания (КС) ГТУ, обеспечивающих как увеличение мощности, так и рост электрического КПД,

В частности, в ОАО «Газпром» разработана и реализуется программа «Малая энергетика», одним из направлений которой является строительство энергоисточников малой и средней мощности с комбинированной выработкой электроэнергии и теплоты для энергообеспечения производственной и социальной инфраструктуры предприятий отрасли. Проектирование таких систем энергообеспечения требует проведения большого комплекса научных исследований, включающих определение их системной, тепловой и топливной эффективности с учетом режимов теплопотребления и климатических факторов, решение вопросов обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, вопросов размещения, экологического воздействия на окружающую среду и общей технико-экономической эффективности.

Необходимость существенного повышения эффективности использования природного газа в системах теплоэнергоснабжения обусловили выбор предмета исследования диссертационной работы, заключающегося в обосновании схем и параметров отопительных газопаровых установок с впрыском пара в камеру сгорания, разработке и исследовании их эффективности в системах теплоснабжения.

Работа выполнена на кафедре «Теплоэнергетика» и в Проблемной научно-исследовательской лаборатории теплоэнергетических установок электростанций и систем энергообеспечения ГОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет» в рамках основного научного направления развития науки и техники РФ «Топливо и энергетика», федеральной программы фундаментальных исследований в области «Физико-технические проблемы энергетики», раздел «Фундаментальные проблемы энергосбережения и эффективного использования топлива», и соответствует основным направлениям развития науки, технологий и техники РФ «Энергетика и энергосбережение».

Цель работы: определение эффективности отопительных ГПУ^нй базе ГТУ малой и средней мощности в системах теплоэнергоснабжения.

Основные задачи исследования:

1. Обоснование показателей и совершенствование методики расчета тепловой и топливной эффективности отопительных ГПУ в системах теп-лоэнергоснабжения.

2. Разработка математической модели расчета энергетических характеристик отопительных ГПУ и проведение расчетно-теоретических исследований характеристик ГПУ с учетом режимных и климатических факторов.

3. Разработка методики расчета и технико-экономическое обоснование средств обеспечения надежности систем теплоснабжения на базе, отопительных ГПУ с учетом реальных условий эксплуатации.

4. Определение экономической эффективности создания отопительных ГПУ в системах теплоэнергоснабжения.

Научная новизна. Разработаны теоретические положения расчета системной тепловой и топливной эффективности отопительных ГПУ. Разработаны математические модели расчета процессов и агрегатов газопаровых установок, а также энергетических характеристик отопительных ГПУ в системах теплоэнергоснабжения с учетом реальных режимных и климатических факторов. Предложена методика расчета показателей надежности элементов ГПУ и установки в целом, а также обеспечения показателей надежности систем теплоэнергоснабжения на их основе. Разработана методика определения экономической эффективности создания отопительных ГПУ малой и средней мощности с учетом всех основных влияющих факторов и областей эффективного их использования.

Практическая значимость. Проведено технико-экономическое обоснование создания и определены условия эффективного применения отопительных ГПУ в системах теплоэнергоснабжения. Определена системная тепловая и топливная эффективность отопительных ГПУ. Даны практические рекомендации по выбору рациональных схем ГПУ с учетом надежности их работы. Получены результаты расчетно-теоретических исследований эффективности отопительных ГПУ малой и средней мощности с учетом реальных условий их работы в системах теплоснабжения.

На защиту выносятся. Методические положения и результаты расчета тепловой и топливной эффективности ГПУ в системах теплоснабжения. Математические модели агрегатов ГПУ и результаты расчетно-теоретических исследований определения энергетических и показателей системной топливной эффективности отопительных ГПУ с учетом реальных режимов работы, климатических факторов и обеспечения надежности теплоэнергоснабжения. Методические положения и результаты расчетов экономической эффективности отопительных ГПУ в системах теплоэнергоснабжения.

Достоверность результатов к выводов диссертационной работы обоснованы использованием методологии системных исследований в энер-

гетнке, применением фундаментальных законов технической термодинамики, теплопередачи, теории надежности систем энергетики, методов технико-экономического анализа теплоэнергетических установок. Математические модели отопительных ПТУ разработаны на основе апробированных методов при решении ряда аналогичных задач. Проведено сопоставление полученных результатов и выводов исследования с имеющимися данными на основе других теоретических подходов.

Личный вклад автора заключается в следующем:

1, В развитие теории системных термодинамических исследований комбинированных теплоэнергетических установок разработаны теоретические положения и усовершенствована методика расчета топливной и общей эффективности отопительных ГПУ в системах теплоэнергоснабжения.

2, Разработаны математические модели процессов в элементах ГПУ, а также расчета энергетических показателей и показателей системной топливной эффективности отопительных ПТУ с учетом реальных режимов работы и климатических факторов.

3. В развитие теории надежности теплоэнергоснабжшощих систем предложена методика расчета показателей надежности ГПУ и систем теплоэнергоснабжения на их базе с учетом реальных условий эксплуатации.

4. Определены условия экономической эффективности создания ГПУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения.

Апробация работы. Изложенные в диссертации материалы докладывались на научных конференциях и семинарах Саратовского государственного технического университета в 2000-2006 гг. (г. Саратов), конференциях молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром» в 2000-2004 гг. (г. Москва), межвузовской научно-технической конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения», 2004 год (г. Саратов), IX Международной конференции «Региональные проблемы энергосбережения и путн их решения», 2005 г. (г. Н-Новгород).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 6 научных статей.

Структура и объем диссертации. Диссертация изложена на 208 страницах и состоит из предисловия, введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы из 133 наименований, содержит 30 рисунков и 18 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В предисловии дана краткая характеристика состояния систем теплоэнергоснабжения в стране и рассмотрены перспективные направления их развития, сформулирована проблема повышения эффективности использования природного газа в системах теплоэнергоснабжения, обоснована актуальность и поставлена цель работы, определены основные задачи

исследования, изложена научная новизна полученных результатов, указаны их практическая ценность и апробация.

Во введении выполнен анализ современного Состояния систем теп-лоэнергоснабжения, проанализированы тенденции их развития в современных условиях и определены основные направления повышения их топливной и общей эффективности. Вследствие нарастания проблем формирования топливного баланса, особенно в Европейской части страны, необходима разработка и внедрение новых высокоэффективных технологий комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, в частности, газопаровых установок (ГПУ) с энергетическим впрыском пара в камеру сгорания ГТУ.

Наибольший вклад в развитие теории теплофикации внесли акад. Л.А. Мелентьев и М.А. Стырикович, проф. А.И. Андрющенко, Р.З. Аминов, ЕЛ. Соколов, Ю.М. Хлебалин, Л.С. Хрилев и др. Созданию газопаровых установок с впрыском пара в камеру сгорания ГТУ посвящены работы научных коллективов МГТУ им.Н.Э. Баумана, ООО «Энергомашкорпора-ция», ГОУ ВПО «Самарский государственный технический университет», а также акад. С.А. Христиановича, проф. А.И. Андрющенко, Л.В. Арсенье-ва, Н.В. Дикого, И.Р. Степанова и др. Анализ выполненных исследований по проблеме повышения эффективности теплоснабжающих систем выявил необходимость проведения дополнительного комплекса исследований в обоснование схем, параметров и эффективности ГПУ-ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности в системах теплоснабжения в новых экономических условиях. В результате проведенного анализа сформулирована цель и поставлены задачи исследования.

В первой главе изложены основные методические положения исследования. Проведено обоснование выбора показателей и разработана методика расчета системной топливной эффективности газопаровых установок с энергетическим впрыском пара в камеру сгорания ГТУ в системах теплоснабжения.

Широко применяемые показатели совершенства теплоэнергетических установок с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии на этапе проектирования (удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении у^, коэффициент использования теплоты топлива

Кит,а также удельные расходы топлива на выработанные электрическую и тепловую энергию) не отражают их системную топливную эффективность. Для предварительного выбора рациональных схем комбинированных установок в качестве показателя системной топливной эффективности использован предложенный А.И. Андрющенко показатель удельной экономии топлива в системе теплоэиергоснабжения Зт = дВ^/вГ1' ГД® ДВэГ - системная экономия топлива от комбинированной выработки электроэнергии

и теплоты по сравнению с раздельной; ЕЦг - годовой расход топлива на ТЭЦ.

Принципиальная тепловая схема и условный термодинамический цикл газопаровой установки в режимах работы с энергетическим впрыском пара и камеру сгорания ГТУ и без впрыска приведены на рис. 1.

В расчете удельной системной экономии топлива (1Т при использовании отопительных ГПУ в системах теплоснабжения необходимо учитывать то, что в ГПУ имеется определенная доля раздельной выработки электроэнергии в газовом цикле с относительно низким КПД, которая может приводить не к экономии, а к системному перерасходу топлива. Другой особенностью установки является использование часта теплоты газопаровой смеси после газопаровой турбины для генерации впрыскиваемого в камеру сгорания (КС) пара. В режиме работы без впрыска пара в КС установка работает как утилизационная ГТУ.

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема и термодинамический цикл

отопительной ГПУ с энергетическим впрыском пара в КС: 1-осевой компрессор; 2-камера сгорания; 3-газопаровая турбина; 4-электрогенератор; 5-утилизатор теплоты газопаровой смеси; 5.1-тепло-обменная поверхность подогревателя сетевой воды; 5.2-теплообменная поверхность парогенератора; 5.3- барабан-сепаратор; 5.4-вакуумный деаэратор; 5.5- контактный теплообменник; 5.6-химводоподготовка; б-водоводяной подогреватель

С учетом принятого показателя системной топливной эффективности разработана методика расчета относительной экономии топлива при использовании отопительных газопаровых установок по сравнению с раздельной схемой производства электрической и тепловой энергии и установлено, что величина рт определяется следующими показателями совершенства исследуемой установки - удельной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении у', коэффициентом использования теплоты топлива К^, электрическим КПД замещаемой КЭС, а также величинами потерь энергии при транспорте электроэнергии и теплоты, расходом электроэнергии на перекачку теплоносителя сетевыми насосами и выработку пиковой тепловой энергии. Расчетно-теоретическими исследованиями установлено, что при использовании отопительных ГПУ удельная экономия топлива в системе рт достигает 0,34 - 0,36 в режиме работы без впрыска пара в КС, несмотря на значительную долю раздельной выработки электроэнергии в газовом цикле. В режиме работы с впрыском пара величина Рт составляет

0,12 - 0,20 в зависимости от доли впрыскиваемого пара в КС и температуры наружного воздуха. Годовое значение удельной системной топливной эффективности определяется климатическими и режимными факторами и находится в пределах 0,21 - 0,26 в зависимости от условий размещения ГПУ-ТЭЦ и режимами их работы.

В основу расчета технико-экономической эффективности ГПУ-ТЭЦ положено определение интегрального системного социально-экономического эффекта Эе (чистого дисконтированного дохода) за срок жизни проекта, условно разделяемого на экономическую и социальную составляющие и рассчитываемого по формуле

1-0 1>| 1 где У( - количество продукции (электрической и тепловой энергии), отпущенной потребителям в 1-й год эксплуатационного периода; Т( - тариф на 1-й вид отпущенной энергии; Э, - экономическая оценка социального эффекта в ^й год; К, - инвестиционные издержки на осуществление проекта в 1-й год; С, - эксплуатационные издержки на операционную деятельность, включая налоги, сборы, платежи в год; М( - остаточная стоимость основных фондов производственной инфраструктуры, исключаемых из-эксплуатации в г-й год; Е - коэффициент приведения разновременных, затрат и эффекта; Фт - остаточная на момент времени Т стоимость основных фондов.

Затраты в производственную инфраструктуру системы теплоэнерго-снабжения на базе ГТТУ-ТЭЦ формируются из капитальной составляющей с учетом способа и условий инвестирования и текущей составляющей, а также совокупных дополнительных системных затрат. Сложность опреде-

ленив, в частности, социальной составляющей эффекта, привела к необходимости трансформации критерия Э^ в критерий сравнительного экономического эффекта. При этом сформулированы условия сопоставимости сравниваемых вариантов, учитывающие энергетическую сопоставимость, требования надежности энергоснабжения и социальные факторы. Обосновано применение вспомогательных критериев эффективности, учитывающих финансовую эффективность сравниваемых вариантов.

Обеспечение заданного (оптимального) уровня показателей надежности тепяоэнергоснабжения потребителей осуществляется путем создания гибких технологических схем ГПУ-ТЭЦ и режимов их работы, использования всех видов резервирования: нагрузочного, структурного, функционального и временного. При выборе оптимальных схемных и технических решений обязательным является выполнение условий

ПНэ^ПНэ(Х,У); ПН^ПНо(Х,У), (2)

где X, У - вектор оптимизируемых параметров и схемных решений теплоснабжающей системы; ПНэ,ПНд,ПНэ,ПНр - соответственно, расчетные

и нормативные значения показателей надежности (ПН) обеспечения электроэнергией и теплотой потребителей.

Обеспечение заданных (оптимальных) значений ПН надежности электроснабжения достигается дополнительными системными затратами в аварийный резерв мощности, которые рассчитываются по формуле

(3)

где = - Ь|) ГрН С,-; дЗр=(ЧТд,(ЬрСтр - ЬСт)^; 6,-иЬ/ - удельный расход топлива 1-й установкой мощностью К< в режиме работы на номинальной и на пониженной частоте соответственно; тр - время запаздывания ввода резервной установки в случае отказа исследуемой установки; - плановое число работы исследуемой установки в года д - коэффициент аварийности установки; ЬР, Ь - удельные расходы топлива резервной и исследуемой установками; Сф, Ст - стоимость топлива, расходуемого резервной и исследуемой установками; Зр - затраты топлива на пуск-останов резервного оборудования.

В основу определения нормированных значений ПН теплоснабжения коммунально-бытовых потребителей положены значения температур воздуха внутри отапливаемых помещений в соответствии с рангом отказа работоспособности или функционирования системы теплоснабжения. Использован подход, в соответствии с которым дополнительные системные затраты на обеспечение надежности теплоснабжения определяются как

дз£=п-д'р-к'р • £+г"р'р-п-т-цт+Д3х+дзпр. №

где и - число резервных водогрейных котлов производительностью <3р с удельными капиталовложениями Ь- удельный расход топлива в котельной; ^ - коэффициент, учитывающий условия финансирования строительства резервной котельной и амортизационные отчисления; х - число часов работы резервной котельной, зависящее от требуемого уровня надежности теплоснабжения потребителя; дз£, ДЗцр - затраты топлива на

пуск-останов котельной и прочие расходы.

На основе предварительного анализа системной эффективности различных схем выбраны расчетные схемы отопительных ПТУ, отличающиеся способами утилизации теплоты уходящих газов ГТУ и применением различных типов устройств конденсации пара из газопаровой смеси.

Во второй главе, посвященной математическому моделированию процессов и аппаратов газопаровых установок, разработала математическая модель расчета характеристик проточной части ГТУ с впрыском пара в камеру сгорания, учитывающая влажность наружного воздуха, долю впрыскиваемого пара и его параметры, вид используемого топлива. Параметры рабочего тела ГТУ рассчитывались по методу ад дитивности.

Эффективная мощность турбины ГТУ с впрыском пара в КС определяется как

ср

Эффективная мощность ПТУ может быть определена по формуле

где О — расход рабочего тела через проточную часть газовой турбины, который может быть определен из уравнения теплового баланса камеры сгорания; Т], Тз — соответственно, температуры наружного воздуха и газов перед турбиной; В - расход топлива в КС.

Разработанная методика расчета процесса расширения газопаровой смеси в турбине использована при расчете энергетических характеристик ГПУ.

Разработана математическая модель теплового и аэродинамического расчета утилизационного парогенератора (котла-утилизатора). Рассмотрена возможность применения различных типов поверхностей теплообмена (гладкотрубной и оребренной). Расчетами установлено, что для экономай-

зерной части парогенератора более эффективным является применение оребренных поверхностей теплообмена, а для испарительной част - глад-котрубной.

Определение массогабаритных характеристик теплообменника с конденсацией пара из газопаровой среды потребовало разработки математической модели теплоотдачи. В ГПУ с энергетическим впрыском пара и низкотемпературными утилизаторами содержание пара в смеси достигает 1825 %. Дня расчета коэффициента теплоотдачи использованы обобщенные экспериментальные данные по теплоотдаче конденсирующейся газопаровой смеси, что позволило рассчитать процессы теплопередачи в поверхностном низкотемпературном теплообменнике ГПУ. В рабочем диапазоне доли энергетического впрыска пара 7,5 - 15,0 % значение критерия Нуссельта для конденсирующейся газопаровой смеси в 4,5 - 7,5 раза выше, чем для чистых продуктов сгорания. Расчетно-теоретическими исследованиями установлено, что с увеличением доли впрыскиваемого пара не только увеличивается мощность ПТУ, но и возрастает утилизируемая теплота в низкотемпературном теплообменнике. Кроме того, изменяется удельная поверхность теплообмена низкотемпературного поверхностного теплообменника.

Особенностью расчета контактного теплообменника является непрерывно изменяющийся состав газопаровой смеси, связанный с конденсацией из нее водяных паров. Для расчета изменения массовых долей компонентов при конденсации пара из газопаровой смеси разработан интервальный метод с определением состава газопаровой смеси на каждом интервале и количества выделяемой теплоты. Теплота, выделяющаяся в т-м интервале при охлаждении газа и конденсации водяных паров, определяется по формуле

от - ■ ¿С+• с+д<с, • л/С > (7)

где СС.ДС^.ДС"-., - соответственно, средний расход газопаровой смеси через контактный теплообменник в т-м интервале и средний расход воды (полученной сепарацией) на предыдущем (то-1)-м интервале; Д^С^.й/С, - соответственно, изменение энтальпии газопаровой смеси на т-и интервале, теплота парообразования при средней температуре т-го интервала, изменения энтальпии воды при ее охлаждении на (т-1)-м интервале.

На основе приведенных математических моделей процессов и агрегатов ГПУ разработана математическая модель и проведены расчетно-теорегические исследования характеристик газопаровых установок в системах теплоснабжения с учетом режимных, климатических и эксплуатационных факторов. Математическая модель расчета характеристик и показателей тепловой экономичности отопительных ГПУ-ТЭЦ основана на почасовом расчете величины присоединенной тепловой нагрузки, температурного графика теплосети (с учетом нагрузки горячего водоснабжения) и со-

ответствующих температур охлаждающей (подпиточной) воды и наружного воздуха с последующим определением энергетических характеристик газопаровых установок и расхода топлива. Математическая модель расчета характеристик отопительных ГПУ учитывает способы регулирования и конструктивные особенности турбоагрегатов и котла-утилизатора. Алгоритм расчета реализован в среде Delphi.

Разработанная математическая модель расчета характеристик ГПУ реализована на примере газотурбинного агрегата ГТЭ-2,5. Анализ расчет^ но-теоретических исследований выявил существенное влияние энергетического впрыска пара в камеру сгорания ГТУ на ее характеристики. Так, мощность на силовом валу модернизированной газовой турбины возросла во всем диапазоне расчетных температур наружного воздуха и составила 4,3-5,2 МВт (большее значение соответствует температурам наружного воздуха ниже +15°С). В аналогичных климатических условиях без впрыска пара мощность этой ГТУ была на уровне 2,4-3,7 МВт. Возрос также и КОД ГПУ на различных режимах работы, на максимальной мощности с впрыском пара он достигает почта 38% против 31% без впрыска.

Наибольшей среднегодовой системной топливной эффективностью обладает схема с контактным низкотемпературным теплообменником. Дня этой схемы удельная относительная экономия топлива в системе в диапазоне доли впрыскиваемого пара 11 -15% составляет 0,32-0,39.

В третьей главе, посвященной разработке методики расчета и обеспечения надежности ГПУ в системах теплоэнергоснабжения, показано, что отопительные ГПУ, предназначенные для отпуска двух видов энергии, являются элементами двух подсистем энергетики-электроснабжения и теплоснабжения. Многофункциональность таких систем определяет необходимость расчета взаимозависимых показателей надежности по отпуску каждого вида энергии. В работе обоснованоприменение как единичных, так н комплексных, в том числе и динамических, показателей надежности для решения различных задач.

Энергетический впрыск пара в камеру сгорания ГТУ приводит к росту расхода рабочего тела через проточную часть и изменению термонапряженного состояния рабочих и сопловых лопаток, температурный режим которых зависит от параметров рабочего тела, способа охлаждения лопаток, конструктивных особенностей, конструкционных материалов, режима эксплуатации и других факторов.

Под безотказностью проточной части турбины понимается вероятность непревышения величины нагружения X(t) = J-X^Jfj,...,^,...,.^,*}

прочности У(г)= .....т.е. попадания случайной функции

работоспособности (ФР) Z(t)=X(t)-Y(t) в область отрицательных значений. Значение аргументов функций X(t) и Y(t) в общем случае определяется ее номинальными значениями Xf и YSH, а также постоянными ДХ| и AY* и

переменными во времени 5Х; и &¥{ отклонениями. Вслн ступень содержит т лопаток, имеющих одинаковую надежность, безотказность каждой из них характеризуется п (п = 1, й) ФР, то условие безопасности запишется в виде

гпт(0 Ш {шга[7й СО - Х„ СО]} а>0, тет, пшй. (8)

В общем случае, когда несколько ФР определяют безотказность, т.е. при )»= 1, вероятность безотказной работы запишется в виде

т = Р{гпт&>0}т,т = 1,т. (9)

Если ФР 2вт(1) независимы, то

00-ПП^«>о}. 0°)

т=1и=1

Вероятность того, что для ш-й лопатки (опуская в дальнейшем индекс ш) действующие напряжения сг(0 превысят допустимые а(0> т.е. а(0 >5(0 определится как

*"[а</)>5(0]*" ЦГ(<т, (11)

где /(о-,5,0 - совместная дифференциальная функция распределения вероятностей приведенных напряжений к длительной прочности.

Так как условие работоспособности имеет вид £(/) = <т(0 - £?(/) < 0, то, используя его для определения областей интегрирования, получим

р {<*(?) = = [ ¡А(12)

В случае,если величины сг и <г распределены по нормальным законам, вероятность безотказной работы запишется в виде

Р{сг < сг,/} = 0.5-Ф

(13)

где Ф(р) - функция Лапласа, (сО))»^*))»^^! - соответственно математические ожидания и дисперсии действующих стационарных и предельных напряжений в момент времени t

По разработанной методике проведены расчетные исследования влияния параметров рабочего тела и доли впрыска пара в КС на показатели надежности проточной части РТУ. Расчеты проводились для установки ГТЭ-2,5 (номинальная мощность 2,5 МВт, степень повышения давления 13, начальная температура газа перед турбиной 1034°С).

На рис. 2 приведена зависимость вероятности безотказной работы турбины от доли впрыска пара в КС. Расчетно-теоретическими исследованиями установлено, что увеличение доли впрыска пара до 13-15% приводит к снижению ресурса работы проточной части на 9-11 %.

Рис.2. Изменение вероятности безотказной работы турбины P(t) в зависимости от доли впрыска пара в КС

Усложнение технологической схемы ГХ1У (наличие в схеме парогенератора, поверхностного или контактного теплообменника, газоводкного подогревателя) снижает структурную надежность установки. Расчет ПН ГПУ проводится в предположении, что каждый элемент установки ь любой момент времени t плановой его работы может находиться в одном из двух состояний: работоспособном и неработоспособном. Если состояние i-ro элемента в момент времени t X[(t), то состояние установки описывается графом вида

X(tH X,(t), Xi(t),..., X,(t),..., Xn(t)}, (14)

то любое z-e состояние энергоустановки характеризуется (п+т)-мерным графом вида

^„.„K^N^QS.Q^^N^Q^ (15)

где К* - число работоспособных элементов i-ro блока; N* - располагаемая электрическая мощность в i-м состоянии; Qpf - производительность установки по отпуску теплоты z-м теплоносителем. Для заданного варианта структурного и функционального резервирования величины N* и Q*f определяется инженерным анализом.

В основе расчета структурной надежности установки лежит описание ее функционирования с помощью марковского процесса с дискретным множеством состояний и непрерывным временем. Процедура формирования графа состояний энергоустановки, матрицы интенсивностей переходов и решений системы дифференциальных уравнений вероятностей состояний формализованы и представлены в виде комплекса расчетных программ. Полученные вероятности всех возможных состояний характеризуются уровнем работоспособности энергоустановки по отпуску электрической Np и тепловой Q*r энергии. Представляя требуемые условия функционирования отопительной ГПУ в виде детерминированной кусочно-

постоянной функции N¡¡¡0=1,0) и <Э5К]0=1,С), все состояния установки разделены на два подмножества. Одно из них {г б Б*) характеризуется уровнями работоспособности ^Н, и (З^^С!^, а другое (г состояниями отказа работоспособности или отказа функционирования, т.е. Ир < И3 и <3р( < Ор>. Вероятность безотказной работы или коэффициент

готовности по отношению к фиксированному уровню работоспособности в момент времени 1 определится по формулам

рн(0=ед,0= (16)

2=8

Рн(г) = кадк(05,г)= £ (17)

Среднеинтегральные значения ПН за период времени Т составят

' (18)

1 о I о

Разработанная методика позволяет рассчитать взаимозависимые значения показателей надежности ГПУ по отпуску тепловой и электрической энергии. На рис. 3 и 4 показано изменение динамических значений Кг(0 для отопительной ГПУ на базе газотурбинного агрегата типа ГТЭ-2,5.

Рис, 3. Изменение Кгф ГПУ:

1- без впрыска пара в КС;

2- с впрыском пара в КС (£=0,15)

Рис. 4. Изменение значений Кг 0) и Кг (0 двухблочной ГПУ:

1- без впрыска пара в КС;

2- с впрыском пара в КС (§=0,15)

Из рис. 3 и 4 следует, что в практических расчетах можно пользоваться стационарными значениями указанных ПН. Кроме того, в реальном диапазоне ПН отдельных элементов отопительная ГПУ не обеспечивает' требуемых показателей надежности энергоснабжения.

Для определения мероприятий по обеспечению нормируемых значений ПН разработана методика расчета структурно-сложной системы теп-лоэнергоснабжения, состоящего из источника теплоэнергоснабжения, системы транспорта теплоты и пиково-резервных источников. В основу методики положен перебор возможных состояний системы с различным значением тепловой мощности у потребителя. Установлено, что для обеспечения нормированных значений ПН систем теплоснабжения необходимо применение структурного резервирования на источнике (двухблочная ГПУ-ТЭЦ) и системного резервирования (наличие пиково-резервной котельной).

В четвертой главе определена экономическая эффективность ГПУ ТЭЦ мощностью до 5 МВт на базе ГТУ типа ГТЭ-2,5 в системах тепло-энергоснабжения. С использованием результатов расчетов и лицензионного пакета программ «Альт-Инвест» определены показатели экономической

эффективности ГПУ-ТЭЦ (см. таблицу).__

Показатели ] Значение ~

Режим работы 1: доля впрыска пара (й=0,1 1),число часов работы т=2300 ч

Электрическая мощность, N3, кВт 2x4800

Тепловая мощность, От .кВт 2x1100

Количество отпущенной электроэнергии, Эм, МВт.ч 11040

Количество отпущенной теплоты, Qi.ni 8530

Режим работы 2: доля впрыска пара (|?=0,0б + 0,08), число часов работы т=4200 ч

Электрическая мощность, N3, кВт 2x3850

Тепловая мощность, От кВт 2x5750

Количество отпущенной электроэнергии, Эм, МВт.ч 16170

Количество отпущенной теплоты, 24150

Режим работы 3: доля впрыска пара (^=0,0), число часов работы 1=1000ч

Электрическая мощность, N3, кВт 2x2500

Тепловая мощность, От,кВт 2x5200

Количество отпущенной электроэнергии, Эи, МВт.ч 2500

Количество отпущенной теплоты, 0ОТП 5200

Показатели эффективности

Удельные инвестиции, руб/кВт 27800

Тариф на электрическую энергию, руб/ кВт.ч 0,127

Тариф на тепловую энергию, руб/Гкал 422

ЧДД, млн. руб 715,6

Простой срок окупаемости инвестиций, лет 4,6

Дисконтированный срок окупаемости инвестиций, лет 4,9

Проанализирована сравнительная эффективность ГПУ-ТЭЦ для различных климатических зон размещения. Показаны преимущества размещения ГПУ в южных районах страны. Проведен анализ чувствительности полученных показателей эффективности по отношению к различным технико-экономическим факторам. Отмечено, что наиболее сильное влияние на показатели эффективности оказывает объем выработки н реализации электрической и тепловой энергии.

ВЫВОДЫ

1. Разработана экономико-математическая модель определения эффективности отопительных газопаровых установок с впрыском пара в камеру сгорания ГТУ и ТЭЦ на их основе в системах тешгознергосяабжения, учитывающая режимные и климатические условия работы системы, системную топливную эффективность различных вариантов схемных решений ГПУ, экологические факторы, обеспечение требуемой надежности энергоснабжения потребителей, а также условия финансирования создания систем теплоснабжения.

2. Разработаны теоретические положения расчета показателей системной тепловой и топливной эффективности отопительных газопаровых установок с впрыском пара в камеру сгорания ГТУ в системах теплоснабжения. По сравнению с раздельной схемой производства электрической и тепловой энергии применение газопаровых ТЭЦ обеспечивает системную экономию топлива до 32-40 % в зависимости от режимов работы. По сравнению с теплофикационными газотурбинными установками газопаровые установки обеспечивают повышение удельной экономии топлива на 1214% за счет обеспечения повышения выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

3. Разработаны математические модели расчета энергетических характеристик оборудования и показателей отопительных газопаровых ТЭЦ с учетом всего комплекса важнейших факторов их функционирования в системах теплоснабжения, а также конструктивных характеристик агрегатов ГПУ и режимов теплопотребления. Расчетно-теоретическими исследованиями установлено влияние параметров газотурбинных установок на мощность ГПУ. Установлено, что предельная величина доли пара, генерируемого в парогенераторе установки, не превышает 11-18 % от расхода продуктов сгорания ГТУ в зависимости от параметров установки. При этом рост электрической мощности достигает 85-90 % при снижении мощности отопительной нагрузки на 20-24 %,

4. Установлено, что впрыск пара в камеру сгорания ГТУ приводит к снижению надежности работы лопаточного аппарата турбины. Разработана вероятностная модель расчета показателей безотказности проточной части турбины, учитывающая рост напряженности рабочего аппарата при увеличении доли впрыска пара. Показано, что увеличение доли впрыска до предельного значения приводит к снижению ресурса работы лопаточного аппарата на 12-18%.

5. Разработана вероятностная модель расчета показателей надежности парогенератора теплофикационной ГПУ. Установлено, что основной вклад в безотказность вносит испарительная поверхность парогенератора С ростом давления генерируемого пара в парогенераторе от 0,8 до 1,6 МПа вероятность отказа парогенератора увеличивается на порядок.

6. Расчетно-теоретическимн исследованиями установлено, что реализация газокаровых установок потребует решения задачи повышения надежности системы теплоснабжения. Разработана методика расчета показателей надежности систем теплоснабжения на основе ГПУ. Показано, что для обеспечения надежности теплоснабжения необходимо применение структурного резервирования (создание источника с более чем двумя агрегатами с параллельными связями) и применение функционального резервирования по отпуску тепловой энергии (использование бака-аккумулятора горячей воды).

7. Определена экономическая эффективность отопительных газопаровых ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения. Выявлено влияние основных технико-экономических факторов на показатели экономической эффективности. Установлено, что дисконтированный срок окупаемости инвестиций в создание газопаровых ТЭЦ составляет 4,6- 4,9 года при величине внутренней нормы доходности 23-27% в зависимости от исходных данных. Определяющее влияние на показатели экономической эффективности оказывают режимы работы установки с впрыском пара в камеру сгорания ГТУ отопительных ГПУ-ТЭЦ, условия и объемы реализации электрической и тепловой энергии и условия финансирования инвестиций в их сооружение.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах;

1. Черников, C.B. Программа диагностического обследования энергетического оборудования КС / C.B. Черников // Сб. трудов молодых специалистов и ученых ООО «Пермтрансгаз». - Чайковский, 2000.- С. 37-39.

2. Черников, C.B. Создание высокоэффективных энергетических установок собственных нужд // Сб. трудов молодых специалистов и ученых ООО «Пермтрансгаз».- Чайковский, 2002 . - С. 42-45.

3. Черников, C.B. Системная эффективность ТЭЦ на базе ГТ малой и средней мощности /C.B. Черников // Новые технологии в газовой промышленности: тез. доют. 5-й Всерос. конф. молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. М., 2003. -С.29.

4. Черников, C.B. Создание высокоэкономичных электростанций для предприятий ОАО «Газпром» / C.B. Черников // Газовая промышленность. - 2004. - №3. - С.26-30.

5. Черников, C.B. Математическое моделирование энергетических характеристик теплофикационных газопаровых установок 1 Е.А. Ларин, C.B. Черников // Проблемы рационального использования топливно-энергетических ресурсов и энергосбережение: сб, науч. трудов,- Саратов: СГТУ, 2004.-С. 191-197.

6. Черников С.В. Методика расчета структурной надежности комбинированных энергоустановок / А.В. Рыжов, СЛЗ. Черников // Проблемы рационального использования топливно-энергетических ресурсов и энергосбережение: сб.науч.трудов.-Саратов:СГТУ, 2004.-С. 186-191.

Черников Сергей Владимирович

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОТОПИТЕЛЬНЫХ ГАЗОПАРОВЫХ ТЭЦ В СИСТЕМАХ ТЕПЛрЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

Автореферат

Ответственный за выпуск к.т.н. П.Г, Антропов

Корректор O.A. Панина

Подписано в печать 26.11.06 , Формат 60x84 1/16

Бум. офсет. Усл.-печ.Л. 1,0 Уч.-щд.я. 1,0

Тираж 100 экз. Заказ 535 Бесплатно

Саратовский государственный технический университет

410054 г. Саратов, ул. Политехническая, 77

Отпечатано в РИЦ СГТУ, 410054 г. Саратов, ул. Политехническая, 77

Предисловие.

Введение.

0.1 Анализ современного состояния систем теплоснабжения и приоритетные направления их развития.

0.2 Возможности и масштабы применения теплофикационных ГТУ в системах теплоснабжения.

0.3 Анализ выполненных исследований эффективности ТЭЦ малой и средней мощности с ГПУ в системах теплоэнергоснабжения.

0.4 Цель и задачи исследования.

Глава 1. Основы методики исследования.

1.1. Показатели и методика системной тепловой и топливной эффективности ГПУ-ТЭЦ.

1.2 Методические положения учета климатических факторов и режимов работы теплофикационных ГПУ.

1.3 Основные положения определения экономической эффективности ГПУ-ТЭЦ в системах теплоснабжения.

1.4 Учет надежности теплоэнергоснабжения при определении системной эффективности ГПУ-ТЭЦ малой и средней мощности.

Глава 2. Математическое моделирование процессов и энергетических характеристик отопительных ГПУ.

2.1 Разработка математической модели характеристик теплофикационных ГПУ.

2.1.1 Моделирование характеристик проточной части турбин ГПУ.

2.1.2 Математическая модель парогенератора.

2.1.3 Моделирование характеристик низкотемпературного теплообменника

2.1.3.1 Моделирование характеристик низкотемпературного теплообменника поверхностного типа.

2.1.3.2 Моделирование характеристик низкотемпературного теплообменника контактного типа.

2.2 Влияние климатических факторов и переменных режимов на энергетические показатели ГПУ.

2.3 Анализ результатов расчета энергетических характеристик ГПУ.

Глава 3. Методика расчета и обеспечения надежности теплофикационных газопаровых установок в системах теплоснабжения.

3.1 Выбор и обоснование показателей надежности теплофикационных 125 ГПУ и систем теплоснабжения на их основе.

3.2 Методика расчета показателей надежности элементов ГПУ.

3.2.1 Вероятностная модель расчета надежности ГТУ.

3.2.2 Вероятностная модель расчета надежности парогенератора.

3.3 Методика расчета показателей надежности систем теплоснабжения на базе ГПУ.

3.3.1 Общие методические предпосылки.

3.3.2 Методика расчета структурной надежности теплофикационных 152 газопаровых установок.

3.3.3 Расчет показателей надежности систем теплоээнергоснабжения

3.4 Сопоставление показателей надежности схем теплоснабжения от теплофикационных ГПУ - ТЭЦ и котельных.

3.5 Обеспечение надежности теплоснабжения путем применения баков-аккумуляторов горячей воды.

Глава 4. Экономическая эффективность ГПУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения.

4.1 Исходные условия определения эффективности ГПУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения различных регионов.

4.2 Системная топливная эффективность ГПУ-ТЭЦ.

4.3 Экономическая эффективность применения ГПУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения.

4.4 Анализ устойчивости решений экономического обоснования ГПУ в системах теплоэнергоснабжения.

Выводы.

Энергетика является технической основой социально-экономического развития страны. Очевидно, что экономический рост обязательно должен сопровождаться ускоренным опережающим ростом энергетики, от которой напрямую зависят темпы, устойчивость и безопасность экономического развития. В настоящее время экономика страны столкнулась с энергетическим вызовом, продиктованным ускоренным экономическим ростом, повышением стоимости добычи крайне неравномерно распределенных первичных видов энергоносителей, техническим состоянием современных систем энергообеспечения, а также рядом экономических проблем переходного периода.

За годы переходного периода топливно-энергетический комплекс (ТЭК) обеспечил экономическую выживаемость страны. В долгосрочной перспективе сам ТЭК может не выдержать своей ведущей роли в российской экономике не в силу исчерпания природных ресурсов, а в силу технологических и финансовых ограничений, сдерживающих не только расширенное, но и простое воспроизводство энергетического потенциала, которое становится все более капиталоемким. Односторонняя ориентация топливно-энергетического баланса страны на использование природного газа является если и неошибочной в настоящее время, то в ближайшей перспективе - это явно ошибочное направление. За последние 15 лет энергетика столкнулась с самой серьезной проблемой. Более чем в 10 раз сократился ввод новых мощностей, износ энергетического оборудования достиг угрожающих размеров: 50 % генерирующих и электропередающих мощностей требует замены; до 60 % теплосетей выработали свой ресурс, а 1020 % из них находятся в аварийном состоянии. Стагнация технического уровня энергетики привела к снижению ее экономической эффективности.

Сегодня энергетика стоит перед необходимостью решения ряда важнейших задач, обусловленных проявившимся экономическим ростом, что требует качественно иной стратегии ускоренного развития ресурсной базы, энергетической замены и масштабного ввода новых генерирующих мощностей с качественно более высокими показателями тепловой и топливной эффективности, кардинального повышения надежности систем тепло- и электроснабжения.

Главной причиной напряженности ТЭБ страны является устойчивая, начиная с 1990 года, тенденция снижения объемов добычи нефти и угля, а также наметившаяся тенденция снижения объемов добычи природного газа. Только в период с 2002 года абсолютные объемы добычи природного газа несколько выросли при существенном увеличении его поставок на внешний рынок. Это связано с исчерпанием геологических запасов, разрабатываемых в настоящее время месторождений и отставанием геологоразведочных работ от необходимого уровня. Для компенсации спада добычи газа необходимо освоение новых крупных месторождений. Это потребует резкого увеличения инвестиций (в 2,0 - 2,5 раза к 2010 г. и в 3,0 - 3,5 раза к 2020 г.), что вызовет быстрый рост цен на газ.

Стратегическая задача общества и государства заключается в том, чтобы определить пути более эффективного использования природных ресурсов при снижении удельных энергетических и, как следствие, материальных затрат общества на свое развитие. Отрасли ТЭК имеют потенциал экономии топлива порядка 16 % от достигнутого расхода топлива (см. таблицу 0.1). Примерно 20 % потенциала энергосбережения или 70 - 85 млн. т у.т. в год можно реализовы-вать при затратах до 30 долл. США за 1 т у.т., т.е. уже при действующих в стране ценах котельно-печного топлива. Наиболее дорогие мероприятия (стоимостью свыше 60 долл. за 1 т у.т.) составляют около 15% потенциала энергосбережения.

Таблица 0.1 - Потенциал экономии энергоресурсов в ТЭК

Отрасли Электро энергия, млрд. кВт.ч Централизованное тепло, млн. Гкал Топливо, млн. т у.т. Всего млн. т у.т. %

Топливно-энергетический комплекс, всего 29-35 70-80 99-110 120-135 33-31 в том числе электроэнергетика и теплоснабжение 23-28 67-76 70-77 90-100 25-23

В соответствии с Энергетической стратегией развития ТЭК России / 97 / в период до 2010 г. наиболее динамично будет расти потребление электроэнергии

- на 21 - 35 % и в 1,4 - 1,8 раза к 2020 г. по сравнению с уровнем 1995 г. Прогнозируется очень умеренный рост централизованного теплоснабжения. К 2020 году даже в благоприятном варианте оно превысит уровень 1995 г. только на 11

- 12 %. Это связано со структурными сдвигами в экономике, реализацией накопленного потенциала экономии тепла и с преимущественным развитием индивидуальных его источников.

Одним из негативных факторов, влияющих на развитие энергетики, является увеличение потребления электроэнергии, сопровождающееся малым увеличением тепловой нагрузки. Сложилась ситуация, когда в условиях наличия большого резерва генерирующей мощности в региональных энергосистемах, невозможно его использовать вследствие падения потребления технологического пара промышленными потребителями. В результате противодавленческие турбоагрегаты ТЭЦ фактически простаивают, а турбины типа ПТ являются незагруженными. Кроме того, в новых экономических условиях перехода к социально-ориентированным рыночным отношениям, высокого уровня инфляции, невозможности использования централизованных средств для восполнения отработавших свой ресурс и требующих замены генерирующих мощностей, ориентация на традиционное централизованное теплоэнергоснабжение от крупных источников становится проблематичной. Традиционные централизованные теплофикационные системы не обеспечивают расчетной экономии топлива и общей эффективности, в основном, по двум причинами. Первая из них обусловлена тем, что КПД промышленных и отопительных котельных повышен до уровня КПД энергетических котлов. Вторая составляющая топливного эффекта от комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ также оказалась ниже расчетной вследствие высоких тепловых потерь и потерь с утечками при транспорте горячей воды на большие расстояния. Эти потери превышают 20 - 25%. Кроме того, магистральные тепловые сети от ТЭЦ имеют низкую надежность, что приводит в ряде случаев к нарушению теплоснабжения и соответствующему ущербу как материальному, так и социальному.

Таким образом, строительство новых крупных ТЭЦ для покрытия дефицита тепловых мощностей неизбежно связано с проблемой отыскания источников финансирования при больших сроках окупаемости инвестиций. Ориентация же на строительство крупных котельных, с точки зрения обеспечения системной экономичности, является неперспективной из-за увеличения потребностей в топливе и необходимости решения экологических проблем.

В этих условиях в стране наметилась и осуществляется тенденция на строительство децентрализованных источников электро- и теплоснабжения, в том числе с использованием конверсионных газотурбинных установок. Создание таких энергоустановок имеет ряд преимуществ: короткие сроки строительства; повышение надежности теплоэнергоснабжения потребителей; использование потенциала конверсионных предприятий и другие. Однако существует ряд недостатков, обусловленных трудностью их размещения, возможным перерасходом топлива в системе и необходимостью решения экологических задач. Поэтому одной из важнейших задач использования газотурбинных установок (ГТУ) является повышение их системной топливной и общей эффективности. Это может быть достигнуто не только повышением параметров термодинамического цикла ГТУ, но и созданием комбинированных утилизационных установок. Другим перспективным направлением повышения эффективности ГТУ является создание на их основе газопаровых установок (ГПУ) с энергетическим впрыском пара в камеру сгорания (КС) ГТУ.

Учитывая определенные сложности с энергообеспечением производственной и социальной инфраструктуры предприятий в ОАО «Газпром» разработана и реализуется программа «Малая энергетика», одним из направлений которой является строительство энергоисточников малой и средней мощности с комбинированной выработкой электроэнергии и теплоты для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Проектирование таких ТЭЦ требует проведения большого комплекса научных исследований, включающих определение их системной тепловой и топливной эффективности с учетом режимов теплопотребления и климатических факторов, решение вопросов обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, вопросов размещения, экологического воздействия на окружающую среду и общей технико-экономической эффективности.

Целыо настоящей работы является определение эффективности отопительных ГПУ на базе ГТУ малой и средней мощности в системах тепло-энергоснабжения.

Основными задачами, подлежащими решению, являются:

1. Обоснование показателей и совершенствование методики расчета тепловой и топливной эффективности отопительных ГПУ в системах тепло-энергоснабжения.

2. Разработка математической модели расчета энергетических характеристик отопительных ГПУ и проведение расчетно-теоретических исследований характеристик ГПУ с учетом режимных и климатических факторов.

3. Разработка методики расчета и технико-экономическое обоснование средств обеспечения надежности систем теплоснабжения на базе отопительных ГПУ с учетом реальных условий эксплуатации.

4. Определение экономической эффективности создания отопительных ГПУ в системах теплоэнергоснабжения.

В диссертации разработаны теоретические положения расчета тепловой и топливной эффективности отопительных ГПУ малой и средней мощности в системах теплоэнергоснабжения. Проведено обоснование расчетных схем отопительных ГПУ малой и средней мощности, покрывающих все виды коммунально-бытовых нагрузок. Разработаны математические модели агрегатов ГПУ, а также расчета показателей энергетической, тепловой и системной топливной эффективности отопительных ГПУ с учетом режимных и климатических факторов, позволяющие проводить оптимизационные исследования термодинамических и расходных параметров ГПУ, конструктивных характеристик оборудования и схемных решений. Проведено обоснование выбора показателей надежности ГПУ в системах теплоэнергоснабжения потребителей, разработана методика расчета показателей надежности отопительных ГПУ, выполненных по различным схемам с применением различных способов резервирования, систем теплоэнергоснабжения на базе ГПУ с учетом реальных условий эксплуатации. Даны рекомендации по обеспечению надежности систем теплоэнергоснабжения на базе ГПУ. Определена экономическая эффективность отопительных ГПУ в системах теплоэнергоснабжения, а также зона устойчивости решений и области их эффективного использования.

Научная новизна. Разработаны теоретические положения расчета системной тепловой и топливной эффективности отопительных ГПУ. Разработана математическая модель расчета энергетических характеристик отопительных ГПУ в системах теплоэнергоснабжения с учетом реальных режимных и климатических факторов. Предложена методика расчета и обеспечения показателей надежности ГПУ и систем теплоэнергоснабжения на их основе. Разработана методика определения экономической эффективности создания и области эффективного использования отопительных ГПУ малой и средней мощности.

Практическая значимость. Проведено технико-экономическое обоснование создания и определены условия эффективного применения отопительных ГПУ в системах теплоэнергоснабжения. Определена системная тепловая и топливная эффективность отопительных ГПУ. Даны практические рекомендации по выбору рациональных схем ГПУ. Результаты расчетно-теоретических исследований отопительных ГПУ малой и средней мощности с учетом реальных условий их работы в системах теплоснабжения.

На защиту выносятся. Методические положения и результаты расчета тепловой и топливной эффективности ГПУ в системах теплоснабжения. Математические модели агрегатов ГПУ и результаты расчетно-теоретических исследований определения энергетических и показателей системной топливной эффективности отопительных ГПУ с учетом реальных режимов работы, климатических факторов и обеспечения надежности теплоэнергоснабжения. Методические положения и результаты расчетов экономической эффективности отопительных ГПУ в системах теплоэнергоснабжения.

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснованы использованием методологии системных исследований в энергетике, применением фундаментальных законов технической термодинамики, теплопередачи и теории надежности систем энергетики. Математические модели отопительных ГПУ разработаны на основе апробированных методов при решении ряда аналогичных задач. Проведено сопоставление полученных результатов и выводов исследования с имеющимися данными на основе других теоретических подходов.

Личный вклад автора заключается в следующем:

1. В развитие теории системных термодинамических исследований комбинированных теплоэнергетических установок разработаны теоретические положения и методика расчета топливной и общей эффективности отопительных ГПУ в системах теплоэнергоснабжения.

2. Разработаны математические модели процессов в элементах ГПУ, а также расчета энергетических показателей и показателей системной топливной эффективности отопительных ГПУ с учетом реальных режимов работы и климатических факторов.

3. В развитие теории надежности теплоэнергоснабжающих систем предложена методика расчета показателей надежности ГПУ и систем теплоэнергоснабжения на их базе с учетом реальных условий эксплуатации.

4. Определены условия экономической эффективности создания ГПУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения.

Работа выполнена на кафедре «Теплоэнергетика» и в Проблемной научно-исследовательской лаборатории теплоэнергетических установок электростанций и систем энергообеспечения ГОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет» в рамках основного научного направления развития науки и техники Российской Федерации «Топливо и энергетика», соответствует основным направлениям развития науки, технологий и техники РФ «Энергетика и энергосбережение».

Изложенные в диссертации материалы опубликованы в /50, 73, 91-94/ и докладывались на научных конференциях и семинарах Саратовского государственного технического университета в 2000-2005 гг. (г. Саратов), конференциях молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром» в 2000-2004 гг. (г. Москва), Межвузовской научно-технической конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения», 2004 год (г. Саратов), IX международной конференции "Региональные проблемы энергосбережения и пути их решения", 2005 г. (г. Н-Новгород).

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю кандидату технических наук, профессору Ларину Евгению Александровичу за внимательное руководство и помощь при выполнении работы, а также Заслуженному деятелю науки и техники Российской Федерации, доктору технических наук, профессору Андрющенко Анатолию Ивановичу за консультации в процессе выполнения работы, коллективам кафедры «Теплоэнергетика» и Проблемной научно-исследовательской лаборатории ТЭУ и СЭ за советы и замечания, высказанные при подготовке и обсуждении диссертации.

ВВЕДЕНИЕ

0.1 Анализ современного состояния систем теплоснабжения и приоритетные направления их развития

Главное направление развития теплофикации, характерное для эпохи плановой экономики - повышение начальных параметров пара на ТЭЦ, единичной мощности оборудования и источников, автоматическое перенесение на ТЭЦ традиционных технических решений по их компоновке и размещению (блочная компоновка, значительное удаление от населенных пунктов и др.), в условиях формирования рыночных отношений должно серьезно измениться /83, 86,90/. Развитие теплофикации по указанному пути, обеспечивающее существенную системную экономию топлива, приводило к повышению мощности источника - ТЭЦ, значительному их удалению от потребителей и, следовательно, резкому увеличению длины тепломагистралей и затрат на их сооружение и эксплуатацию, увеличению тепловых потерь при транспорте теплоты, заметному снижению надежности теплоснабжения и пр. Следствием увеличения мощности ТЭЦ явилось также все меньшее применение теплофикации в малых и средних городах и населенных пунктах, что связано с огромным перерасходом топлива и материально-технических ресурсов, социальным напряжением. Эта ситуация, в частности, характерна для системы ОАО «Газпром», распределенной по территории страны, когда для теплоснабжения производственной и социальной инфраструктуры использовались котельные на природном газе с низким КПД и существенным перерасходом топлива.

В переходный период к рыночным отношениям осуществляется постепенное снижение роли государственного планомерного формирования городов и городских поселений: в них развивается индивидуальное строительство, постепенно начнется процесс оттока населения из больших городов в сельские и пригородные населенные пункты. В результате этого произойдет постепенное снижение степени концентрации тепловых нагрузок, их плотности. Указанные обстоятельства не будут способствовать увеличению степени централизации теплоснабжения, в частности теплофикации.

В условиях формирования рыночных отношений, резкого повышения стоимости оборудования, материально-технических ресурсов и в особенности топлива к осуществлению политики теплоснабжения должны предъявляться особые требования, способствующие коренному изменению проводимой прежде линии развития централизованного теплоснабжения и его высшей формы -теплофикации. В создавшихся условиях развития экономики страны необходимо находить пути совмещения отмеченных выше противоречий: главного преимущества комбинированного производства тепловой и электрической энергии (высокой эффективности использования теплоты топлива) с возможностью комбинированной выработки электрической и тепловой энергии для энергообеспечения все большего числа населенных пунктов (в условиях рассредоточенных тепловых нагрузок при сравнительно небольших мощностях источников и, следовательно, малом радиусе охвата и небольших длинах тепловых сетей и их стоимости). При этом должен быть обеспечен требуемый уровень надежности теплоснабжения.

Отмеченное указывает на необходимость перехода к новому направлению развития теплофикации - обоснованному совмещению централизованного и децентрализованного принципа ее реализации (при относительно невысокой степени концентрации тепловых нагрузок необходимо добиваться высокой степени эффективности топливоиспользования на базе хорошо освоенного способа комбинированного производства тепловой и электрической энергии) и разработке технических требований, предъявляемых к основному оборудованию ТЭЦ различной мощности, организации его производства и эксплуатации.

Из сказанного не следует, что надо прекратить развитие традиционной «крупномасштабной» теплофикации на базе мощных отопительных и промыш-ленно-отопительных ТЭЦ. По-прежнему остается высокоэффективным дальнейшее развитие теплофикации на базе мощных ТЭЦ, повышение эффективности использования действующих ТЭЦ при условии их реконструкции, модернизации с применением парогазовых технологий и расширения в технически допустимых и экономически целесообразных масштабах, проектирование и строительство новых современных мощных ТЭЦ для больших и супергородов с высокой степенью концентрации тепловых нагрузок.

В современных условиях роста цен на оборудование и топливо теплофикация была и остается главным направлением высокоэффективного использования топлива. Перспективным здесь является создание систем теплоснабжения, основанных на использовании децентрализованных источниках теплоснабжения, способных обеспечить требуемый уровень эффективного топливо-использования с одновременным разукрупнением источников теплоснабжения и их максимальным приближением к потребителям. Это может быть достигнуто путем строительства ТЭЦ на базе теплофикационных ГТУ малой и средней мощности. Как видно из изложенного, широкомасштабное развитие «децентрализованной» теплофикации позволяет достичь требуемого уровня высокоэффективного использования топлива при одновременном и существенном сокращении затрат на создание установок, что является «нехарактерным» для развития крупной, высокоцентрализованной теплофикации.

Это означает постепенный переход к применению относительно мелких теплофикационных установок. Анализ крупных централизованных систем теплоснабжения на базе паротурбинных ТЭЦ показывает, что около половины стоимости составляют затраты в тепловые сети. По мере разукрупнения мощности систем теплоснабжения, затраты в тепловые сети снижаются гораздо быстрее, чем затраты в источники. В результате, по мере разукрупнения мощности систем теплоснабжения снижение затрат в систему транспорта теплоты заметно обгоняет снижение тепловой экономичности. Поэтому из установок примерно одинаковой тепловой экономичности наиболее предпочтительными оказываются более мелкие. На практике при решении вопросов развития системы теплоснабжения конкретного города или населенного пункта необходимо проведение подробного сравнительного анализа технико-экономических показателей развития системы.

Теплофикационные установки малой и средней мощности могут служить основой для создания альтернативных энергосистем, в качестве источников индивидуального энергоснабжения отдельных предприятий, групп потребителей, жилых массивов на основе широкого вовлечения средств потребителей на создание и функционирование этих систем. Такие альтернативные энергосистемы должны дополнить большие энергосистемы, беря на себя энергообеспечение групп потребителей, удаленных населенных пунктов, в особенности сельских, оказавшихся вне зоны эффективности больших энергосистем, в первую очередь теплоснабжающих. Такое развитие теплофикации согласуется с проводимой политикой широкомасштабного разгосударствления и приватизации.

На основе сооружения таких малых ТЭЦ может развиваться процесс демонополизации в электроэнергетике России, поскольку ТЭЦ с ГТУ будут сооружаться в первую очередь при промышленных предприятиях и станут независимыми от энергетических систем источниками производства электрической и тепловой энергии. Указанное направление энергообеспечения промышленной и социальной инфраструктуры принято ОАО «Газпром» как одно из основных и приоритетных /64/.

Отмеченное не исключает развитие теплофикации на базе современных мощных ТЭЦ общего пользования, в особенности, для крупных городов и промышленных центров с высококонцентрированной тепловой нагрузкой. Накопленный значительный опыт проектирования, сооружения и эксплуатации сложных теплоснабжающих систем с мощными ТЭЦ способствует развитию крупной теплофикации как в нашей стране, так и других странах /2,4,8,12/ должен быть использован при создании ТЭЦ малой мощности.

0.2 Возможности и масштабы применения теплофикационных ГТУ в системах теплоснабжения

В условиях дефицита высокоэффективных энергоблоков и неуклонного старения действующих ТЭС в стране необходим ежегодный ввод более 2,5 - 3,0 ГВт(э) новых, замещающих электроэнергетических мощностей. В противном случае энергетика может быть реальным сдерживающим фактором развития и экономического подъема, что уже ощущается в ряде регионов страны. Привлечение негосударственных инвестиций для создания высокоэффективных источников малой и средней мощности для теплоэнергоснабжения устойчиво развивающихся предприятий и объектов их социальной инфраструктуры является актуальным и дает возможность государственному сектору накопить средства для перевооружения «большой» энергетики.

Кроме того, это позволяет снизить энергетическую зависимость этих предприятий и регионов, а также способствует процессам стабилизации и сдерживания тарифов на основные энергоносители.

В новой энергетической политике России «Энергетический сектор в среднесрочной программе развития экономики России» /97/, подчеркивается возрастающая роль малой энергетики в энергообеспечении регионов, что определяется новыми условиями развития и функционирования энергетики страны:

- значительным сокращением централизованных государственных инвестиций в развитие электроэнергетики и теплоснабжения и переходом к финансированию строительства новых энергетических объектов преимущественно за счет внебюджетных фондов, собственных средств энергосистем, бюджетов территорий и потребителей энергии, заинтересованных в развитии электро- и теплоснабжения;

- значительным ростом тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую крупными энергоснабжающими объединениями, что стимулирует потребителей создавать собственные относительно небольшие и экономичные источники электро- и теплоснабжения;

- повышением требований к надежности и экологической чистоте объектов электроэнергетики, сжигающих органическое топливо, что может быть эффективно решено, в том числе и путем применения газотурбинных электростанций малой и средней мощности с комбинированным производством электрической и тепловой энергии;

- необходимостью рационально использовать природный газ как наиболее качественное топливо, в первую очередь, в теплофикационных установках;

- стремлением отдельных территорий, энергетических объединений и отдельных предприятий к энергетической независимости и обеспечению баланса производства и потребления электрической энергии и теплоты, что вызвано как ростом тарифов на электрическую и тепловую энергию, получаемую из других энергосистем, так и желанием генерирующих компаний ограничить по экологическим причинам выработку электроэнергии на своей территории;

- конверсией предприятий оборонной промышленности, обусловившей заинтересованность заводов-изготовителей авиационных и судовых газотурбинных агрегатов (ГТА) в увеличении их выпуска для нужд стационарной энергетики.

Важным преимуществом теплофикационных ГТУ малой и средней мощности является возможность их блочной поставки на строительную площадку и быстрого ввода в эксплуатацию /21,25,35/.

В настоящее время за рубежом в качестве источников теплоэнергоснабжения средней и малой мощности широко применяются ГТУ, паровые турбины с противодавлением и двигатели внутреннего сгорания (в основном дизель-генераторы). Эти установки обычно работают в базовой части графика тепловых нагрузок, а для покрытия пиковой части используют водогрейные и паровые котлы /45,79/. Зарубежными фирмами сформулированы общие требования к газотурбинным агрегатам мощностью от нескольких МВт до десятков МВт, главными из которых являются /1,23,65/:

- высокая эффективность использования топлива (коэффициент использования теплоты топлива до 90 %);

- общетехнический ресурс работы - не менее 150 тыс. часов;

- межремонтный период (между капитальными ремонтами 80 тыс. часов);

- применение систем сухого подавления окислов азота с нормой выбросов не более 25 ppm NOx (50 мг/м3);

- оснащение системами шумоглушения, обеспечивающие выполнение зарубежных и российских норм (ПС-75 и ПС-40);

- оснащение противообледенительными системами с автоматическим регулированием, обеспечивающими экономию топлива в размере 1,5 - 2,0 % в год;

- оснащение системой очистки циклового воздуха и компрессора, обеспечивающей экономию удельного расхода топлива в количестве 2 - 5%;

- оснащение системой утилизации теплоты уходящих газов (котел-утилизатор);

- уровень увеличения удельного расхода топлива за межремонтный период не должен превышать 1,5 - 2,0 %;

- короткие сроки поставки и монтажа оборудования.

В настоящее время отечественными энергомашиностроительными заводами подготовлено к серийному выпуску значительное количество ГТА, которые позволяют в основном обеспечить указанные выше требования к теплофикационным ГТУ малой и средней мощности. Некоторые из них приведены в табл. 0.1.

Расчеты экономической эффективности, выполненные в /65/ для ТЭЦ малой и средней мощности на базе теплофикационных ГТУ для разных районов страны (Северо-Запад, Центр, Урал), показали следующее.

1. Теплофикационные ГТУ во всем диапазоне заданной тепловой нагрузки оказываются эффективнее раздельной схемы энергоснабжения (табл. 0.2). При этом срок окупаемости инвестиций составляет не более 3-5 лет, а внутренняя норма доходности (ВНД) достигает 25-35% (при ставке кредита - 8%) /65/.

2. Удельный расход топлива ГТУ-ТЭЦ существенно зависит от электрического КПД газотурбинных установок, расчетного коэффициента теплофикации, режимов теплопотребления и годового числа часов использования электрической мощности ТЭЦ и оказывается существенно меньшим по сравнению с современными конденсационными паротурбинными электростанциями, работающими на природном газе. В этом случае проявляется эффект от комбинированного производства электрической и тепловой энергии /65/.

Ранее считалось, что для европейских районов страны экономически обоснованная минимальная тепловая нагрузка для паротурбинных ТЭЦ должна достигать 575-695 МВт /79/, что приводило к целесообразности сооружения крупных ТЭЦ, оборудованных турбинами большой единичной мощности (типа Т-250, Т-180, ПТ-135), и созданию мощных систем теплоснабжения, отличающихся недостаточной надежностью (в большей мере из-за низкой надежности тепловых сетей). В случае применения ГТУ для целей теплоснабжения на порядок снижается минимальная тепловая нагрузка для теплофикации - она становится эффективной при тепловой нагрузке около 20 МВт и выше /37/. Это позволяет создавать достаточно эффективные и надежные системы теплоснабжения. Области применения теплофикации в случае использования газотурбинных установок существенно расширяются. В работах ИНЭИ РАН / 52/ выполнен анализ максимальных и минимальных уровней энергопотребления применительно к основным районам европейской части России. При этом учитывалась возможность ввода ГТУ для прироста тепловых нагрузок ТЭЦ, а также их сооружения вместо котельных, работающих на природном газе (что характерно для системы ОАО «Газпром»). Для этого определялось на перспективу до 2010 года изменение структуры топливообеспечения котельных, уровни тепловых нагрузок, которые они покрывают. Из полученных данных следует:

- дефицит электрических мощностей европейских районов страны (включая Урал) в 2010 г. может быть покрыт на 50-70 % за счет ввода ТЭЦ на базе ГТУ;

- мощность этих установок достигнет приблизительно 4 млн. кВт в 2005 г. и увеличивается до 42 млн. кВт в 2010 г. при минимальном энергопотреблении и существенно возрастает при максимальном энергопотреблении;

Таблица 0.1 - Основные характеристики отечественных энергетических ГТУ

Характеристики М одель ГТУ и фи рма-разработчик

ГТЭ-1,5 ГТЭ-2500 ГПУ-2,5П ГТУ-4П ГТГ-6 НК-14Э ГТЭ-10/95 ГТУ-12ПЭ гтд- 15 ГТД-16 ГТУ-16ПЭ АД-31СТ

НПО им. Климова, С-Пб Маш-проект, Николаев Авиадвигатель, Пермь Маш-проект, Николаев СКБМ , Самара Моторостроитель, Уфа Авиадвигатель, Пермь Машпроект, Николаев Авиадвигатель, Пермь Сатурн-Люлька, Москва

Номинальная мощность, МВт 1,2 2,8 2 5 4,0 6,7 9,5 10,0 12,0 15,8 17,5 16,0 20,0

Эффективный КПД, % 25,0 28,5 21,8 24,7 31,5 29,1 30,1 35,0 31,0 35,0 37,5 36,5

Степень повышения давления 13,6 12,0 6,0 7,1 16,6 9,5 8,4 16,9 15,8 19,6 19,6 21,0

Температура газа после камеры сгорания, °С 1112 950 688 816 1000 1023 906 1049 870 1076 1143 1250

Температура газа после турбины, °С 524 435 385 448 420 435 478 426 365 432 466 520

Расход воздуха, кг/с 7,7 15,0 26,2 30,4 31,0 32,1 62,4 51,0 98,0 72,0 57,0 61,0

Возможная тепловая мощность, МВТ 3,4 50,0 7,8 ИЛ 9,8 14,1 24,7 17,5 27,3 26,5 21,9 26,9

Таблица 0.2 - Основные показатели схемы энергоснабжения на базе ГТУ

Тепловая нагрузка, МВт 12 24 59 116

Электрическая мощность, МВт 2 5 16 40

Годовой отпуск теплоты, тыс. ГДж 108,7 217,4 543,4 1086,8

Годовой отпуск электроэнергии, тыс. МВт-ч 11 27,5 88 220

Годовой расход топлива, тыс. т. у.т. 6,3 14,8 39,3 88,2

Затраты на топливо, тыс. долл. 320 746 1971 4445

Относительная величина топливной составляющей затрат в общих ежегодных затратах, % 25 40 55 60

Суммарные ежегодные затраты, млн. долл. 1,28 1,87 3,58 7,41

Капиталовложения в ТЭЦ, млн. долл. 1,8 4,0 11,2 24,0

Капиталовложения в пиковую котельную, млн. долл. 1,53 2,36 5,25 7,80

Суммарные капиталовложения, млн. долл. 3,33 6,36 16,45 39,10

Экономия ежегодных затрат в комбинированную схему энергоснабжения, млн. долл. 0,28 0,83 3,51 8,91

Перерасход капиталовложений в ТЭЦ по сравнению с раздельной схемой энергоснабжения, млн. долл. 1,08 2,36 7,65 24,10

Срок окупаемости капиталовложений, год 4,5 3,5 2,5 3,2

Внутренняя норма доходности (%) при выплате за кредит в течение 5 лет 10 22 35

- мощность этих установок достигнет приблизительно 4 млн. кВт в 2005 г. и увеличивается до 42 млн. кВт в 2010 г. при минимальном энергопотреблении и существенно возрастает при максимальном энергопотреблении;

- наибольшие возможности для ввода ГТУ открываются в районах Центра, Средней Волги, Урала и Северо-Запада, а также Юга России;

- дальнейшее развитие комбинированного способа производства электрической и тепловой энергии в России на базе ГТУ позволит обеспечить экономию природного газа 11-18 млрд. м3 в 2010 г., что составит 25% по сравнению с его расходом при раздельном способе производства электроэнергии и теплоты, существенно снизить вредное воздействие источников производства электро- и теплоэнергии на окружающую среду.

По сравнению с угольным вариантом в этом случае вредные выбросы в атмосферу могут быть уменьшены в 10 раз, объемы сброса загрязненных сточных вод - почти в 8 раз, сокращены годовые платежи природоохранного назначения - в 11 раз, а при рассмотрении в качестве альтернативного варианта паротурбинных электростанций на природном газе - в 1,6 раза /52/.

Это наглядно показывает большие возможности для сооружения ГТУ с комбинированным производством электрической и тепловой энергии во всех районах европейской части РФ, что также имеет большое значение для развития энергомашиностроительной базы, электроэнергетики и газовой промышленности России. Это направление в развитии электро- и теплоэнергетики должно стать стратегическим и поэтому оно нуждается в широкой государственной поддержке и привлечении инвесторов для реализации конкретных проектов по строительству электростанций с ГТУ.

Варьирование исходных влияющих факторов может привести к некоторым изменениям масштабов ввода теплофикационных ГТУ, но не изменит принципиального вывода в пользу широкого применения комбинированного способа производства электроэнергии и теплоты в России. Естественно, в каждом конкретном случае сооружения ГТУ необходим тщательный анализ местных условий и разработка бизнес-плана для оценки эффективности того или иного проекта, обоснования источников его финансирования и выбора наиболее рационального технического решения. Этот анализ должен базироваться на единой методологической и методической основе, которую требуется разрабатывать и совершенствовать.

Следует отметить и важные условия широкого применения ГТУ малой и средней мощности для комбинированного производства тепловой и электрической энергии:

- оснащение газотурбинных установок дожимными компрессорами для обеспечения требуемого давления газа перед камерой сгорания ГТА;

- обеспечение приемлемых экологических и шумовых характеристик работы ГТУ при их размещении вблизи жилой застройки;

- возможность работы с противодавлением выше 0,1 МПа с учетом аэродинамического сопротивления котлов-утилизаторов (КУ) и газоходов, подающих уходящие газы ГТУ в КУ через горелки дожигающих устройств.

Основными путями повышения эффективности ГТУ в системах теплоэнергоснабжения являются:

- повышение топливной эффективности ГТУ за счет совершенствования организации процессов горения;

- улучшение мощностных характеристик и, соответственно, климатическая адаптация ГТУ за счет энергетического впрыска пара в КС;

- улучшение экологических показателей за счет организации горения и «экологических» впрысков пара в камеру сгорания;

- повышение надежности работы ГТУ и ТЭЦ в целом.

Одним из таких перспективных путей совершенствования ГТУ для целей энергетики является создание и внедрение контактных газопаровых установок (ГПУ), в которых осуществляется впрыск насыщенного или перегретого пара непосредственно в камеру сгорания.

По предварительным оценкам в зависимости от удельного количества парового впрыска прирост мощности ГТУ может составлять до 4 - 5 % на каждый процент добавленного пара, при одновременном улучшении экологических показателей и снижении чувствительности ГТУ к изменению температуры окружающей среды.

Для широкого развития малой энергетики и, прежде всего, ГТУ на природном газе необходима разработка соответствующей нормативно-правовой базы. Указанное обстоятельство имеет важное значение в случае, когда теплофикационные ГТУ обеспечивают не только технологические потребности собственно предприятий ОАО «Газпром», но и имеют коммерческий характер.

0.3 Анализ выполненных исследований эффективности ТЭЦ малой и средней мощности с ГПУ в системах теплоэнергоснабжения

Внедрение в энергетику современных газотурбинных установок в своем большинстве реализуется по двум направлениям. Первое предусматривает создание теплофикационных ГТУ малой и средней мощности с паровыми водогрейными котлами-утилизаторами. Второе - применение бинарных парогазовых установок (ПГУ) повышенной мощности. Решению научных проблем создания и функционирования теплофикационных ГТУ посвящено много работ, как за рубежом, так и в России /1-4,6, 7,42, 101,123/.

Зарубежные публикации, как правило, посвящены вопросам лицензирования строительства малых ТЭЦ, законодательным и правовым аспектам, взаимоотношениям с энергетическими компаниями и обеспечения их минимального воздействия на окружающую среду. Отечественные публикации в большей степени посвящены исследованиям топливной и общей эффективности малых ТЭЦ по сравнению с традиционными системами теплоснабжения.

Вместе с тем, существует и третье направление эффективного внедрения ГТУ, до сих пор имеющее ограниченное распространение - это применение контактных газопаровых установок (ГПУ).

Они снабжаются утилизатором тепла уходящих газов - паровым котлом или газоводяным подогревателем. Известны различные схемы таких установок - с впрыском в газовый тракт пара или перегретой воды.

Ввод воды или пара увеличивает расход рабочего тела через турбину и существенно повышает мощность установки. Прирост удельной работы контактной газопаровой установки на каждый процент вводимого пара или воды по сравнению с обычной ГТУ составляет 4-5%. Ввод воды или пара чаще всего применяется для компенсации потери мощности ГТУ при повышенных температурах воздуха в летний период. Каждый процент впрыска эквивалентен снижению температуры атмосферного воздуха на 7-8 градусов. Кроме того, впрыск улучшает маневренные характеристики ГТУ.

Важным является улучшение экологических характеристик газотурбинных установок из-за эффективного подавления образования оксидов азота. Впрыск в ГТУ может быть как «энергетическим» с вводом в газовый тракт более 10% пара, так и «экологическим» с впрыском до 5% пара.

За рубежом контактные газопаровые установки нашли достаточно широкое применение, как в качестве пиковых энергоагрегатов, так и в стационарных газопаровых установках типа ST1G (Steam Injection Gas Turbine), работающих по циклу Ченя /124/. В установках этого типа перегретый пар, генерируемый котлом-утилизатором, впрыскивается в газовый тракт ГТУ, а часть его может подаваться промышленным потребителям. В США контактные газопаровые установки по циклу STIG мощностью 26,9 и 49,5 МВт работают с КПД 40,2 и 43%. Удельные капиталовложения в контактные ПГУ типа STIG на 10 -20% ниже, чем у бинарных ПГУ. Несмотря на повышенную удельную мощность и меньшую стоимость киловатта установленной мощности газопаровых установок, их крупным недостатком является необходимость подготовки значительного количества обессоленной воды.

В настоящее время разработана новая более совершенная технология контактных газопаровых энергетических установок с конденсацией паровой составляющей парогазовой смеси после котла-утилизатора и сепарацией влаги. Новый тип контактных ГПУ разработан в Украине под руководством профессора Н.А. Дикого и получил название «Водолей» /94, 117/. Принципиальная тепловая схема такой ГПУ показана на рис. 0. 1.

В установках этого типа экологический впрыск пара производится в воздушный поток после компрессора, энергетический - в камеру сгорания ГТД. Парогазовая смесь с влагосодержанием поступает в утилизационный парогенератор. Парогазовая смесь в нем охлаждается и поступает в конденсатор-газоохладитель, в верхней части которого размещен жалюзийный влагоулови1

Рис. 0.1 Принципиальная тепловая схема контактной ГПУ типа «Водолей»

1-газотурбинный двигатель; 2-котел-утилизатор; 3- контактный конденсатор водяного пара и сепаратор влаги; 4- внешний охладитель; 5-расходный бак питательной воды тель. Под ним находится ороситель, к которому подается охлаждающая вода, а далее - контактный конденсатор. Конденсат, образующийся в контактном конденсаторе с температурой 50 - 60 °С, отводится в конденсатосборник и на фильтры конденсатоочистки.

Смесь конденсата пара и охлаждающей воды разделяется на два потока. Первый из них (питательная вода) подается в парогенератор, второй - во внешний охладитель, который может быть выполнен в виде градирни или аппаратов воздушного охлаждения.

На базе судовых газотурбинных двигателей НПО «Машпроект» (г. Николаев) созданы газопаровые установки «Водолей»-16 и «Водолей»-25 мощностью 16 и 25 МВт с КПД 43%.

По данной тематике публикаций явно недостаточно, что предопределяет целесообразность проведения комплекса научных исследований по определению характеристик ГТУ, оценке ее энергоэффективности с учетом различных факторов, а также разработки методических положений совершенствования основных схемно-параметрических решений. Вместе с тем, при рассмотрении указанных задач в качестве основы возможно использовать методический инструментарий технико-экономических исследований комбинированных установок с ГТУ, разработанный и апробированный во ВНИПИЭнергопроме, ВНИИ-Газе, Московском энергетическом институте (техническом университете), МГТУ им. Н.Э. Баумана, Самарском и Саратовском государственных технических университетах.

В работах ВНИПИЭнергопрома рассмотрены технические аспекты создания малых ТЭЦ с ГТУ. Отмечена необходимость установки газодожимного компрессора для повышения давления газа до 1 - 2 МПа в зависимости от степени повышения давления газа в компрессоре. Отмечено, что наличие зоны отчуждения по условиям экологической безопасности ограничивает их применение в зонах городской застройки.

В /2, 5, 12/ предложено в качестве критерия тепловой эффективности малых ТЭЦ использовать коэффициент системной эффективности использования топлива, представляющий собой отношение экономии топлива в системе от малых ТЭЦ к величине отпуска теплоты потребителям. Утверждается, что этот критерий целесообразно использовать в экономических расчетах, т.к. его значение однозначно определяет топливную составляющую системного эффекта от применения малых ТЭЦ. Отмечается также, что основными путями повышения тепловой экономичности является увеличение степени повышения давления в компрессоре до 24 и более и достижение температур газа перед турбиной 1150 - 1250°С. Исследованиями установлено также, что при дорогом оборудовании малых ТЭЦ (если удельные капиталовложения превышают затраты в замещаемые установки) величина коэффициента теплофикации снижается. При более низких затратах в малых ТЭЦ становится экономически целесообразным применение аккумулирования теплоты для покрытия неравномерности графиков тепловых нагрузок. При этом важнейшим фактором, определяющим выбор числа часов использования установленной мощности является разность в приведенных затратах на выработку пиковой и базовой электроэнергии. Сравнительными расчетами установлено также, что системная эффективность малых ТЭЦ на базе ГТУ примерно в 3 раза выше, чем при использовании паротурбинных установок. Это обусловлено тем, что выработка электроэнергии на тепловом потреблении в теплофикационных ГТУ практически не зависит от температуры горячей воды для нужд отопления, в то время как для паротурбинных установок давление отборного пара на сетевые подогреватели существенно зависит от требуемой температуры сетевой воды.

В /12/ излагаются результаты схемно-параметрических исследований малых ТЭЦ. В качестве критерия термодинамической оптимизации принят ранее упомянутый коэффициент системной эффективности. На основе этого критерия разработаны методики оценки сравнительной эффективности различных схем малых ТЭЦ. Определены оптимальные степени повышения давления в компрессорах ГТУ малых ТЭЦ. Показано, что при степенях повышения давления выше 20 целесообразным является применение промежуточного охлаждения воздуха. Исследованы вопросы возможности применения впрыска пара в камеры сгорания ГТУ. Указано, что при отсутствии возможностей полного использования теплоты конденсации паров из уходящих газов, впрыск пара снижает тепловую эффективность малых ТЭЦ и должен быть ограничен минимальной по экологическим соображениям величиной. Наличие впрыска пара приводит к возрастанию оптимальной степени повышения давления.

Большой комплекс работ в обоснование схем, параметров и технико-экономической эффективности использования малых ТЭЦ для энергоснабжения проведен коллективом исследователей Самарского и Саратовского государственных технических университетов. В работах /45,96/ излагаются методологические аспекты оценки экономической эффективности малых ТЭЦ в системах энергоснабжения. В отличие от других подходов в качестве критерия оценки эффективности принимается интегральный сравнительный экономический эффект. При этом разработаны методические основы учета таких важнейших факторов как условия финансирования строительства энергообъекта, режимов работы установок, как в суточном, так и в годовом разрезах. Разработаны соответствующие методики расчета показателей надежности энергетических установок и систем. Кроме того, эффективность малых ТЭЦ определяется с учетом экологических факторов и потребления различных видов ресурсов. Такой комплексный системный подход позволяет авторам проводить оптимизационные исследования схем и параметров малых ТЭЦ.

В частности, в / 42 / разработаны методические положения учета режимов работы установок малой и средней мощности и климатических факторов в разрезе сезона при определении расходов топлива. Расчетами установлено, что учет действительных факторов работы установок приводит к росту затрат на топливо на 3-5%. Весьма важным вопросом является обоснование схем и параметров отпуска теплоты от малых ТЭЦ. Так, расчетными исследованиями установлено, что для малых ТЭЦ оптимальным является температурный график 95/70 °С. Следует отметить, что в Германии для установок такого класса, принят более высокий уровень температур 105/70 °С. Проведенные авторами / 96,107/ исследования по оптимизации параметров газовой части малых ТЭЦ с котлами-утилизаторами, оснащенными камерами дожигания, показали, что режим работы камеры дожигания оказывает влияние на выбор оптимальной степени повышения давления. Оптимальная степень повышения давления в компрессоре оказывается выше, чем оптимальная по максимуму работы и ниже, чем оптимальная по максимуму КПД. Проведены также исследования по влиянию параметров ГТУ в составе малых ТЭЦ на условия работы камеры дожигания по кислородному балансу газового тракта, определены параметры, при которых возможно использование камер дожигания без подачи дополнительного воздуха.

Аналитический обзор выполненных исследований по обоснованию рациональных схем и параметров малых ТЭЦ на базе ГПУ малой и средней мощности показывает, что комплексные исследования по этой проблеме не проводились. Все исследования носят частный характер, не увязаны единой методологией. Поэтому результаты носят предварительный характер.

0.4 Цель и задачи исследования

Аналитический обзор выполненных работ по схемам, параметрам, режимам работы и оценке общей эффективности ТЭЦ малой и средней мощности показывает, что проблема создания и функционирования установок на базе теплофикационных ГПУ представляет собой сложный комплекс научно-технических задач. Факторами, усложняющими решение этих задач, являются:

- отсутствие в стране законодательной и нормативно-правовой базы функционирования независимых производителей электрической и тепловой энергии, работающих параллельно с энергоснабжающими организациями на региональном энергетическом рынке;

- недостаточная теоретическая проработка вопросов создания малых ТЭЦ на базе теплофикационных ГПУ, проявляющаяся в неразработанности теоретических положений оценки действительной экономии топлива в системе с учетом реальных режимов работы и климатических факторов;

- практически отсутствуют теоретические положения и практические рекомендации по вопросам расчета и обеспечения надежности теплоэнергоснабжения от малых ТЭЦ на базе ГПУ;

- необходимо совершенствование методов технико-экономического анализа малых ТЭЦ на базе ГПУ в новых экономических условиях.

Перспективным направлением совершенствования теплофикационных систем является сочетание преимуществ комбинированного способа производства электрической и тепловой энергии и децентрализованного способа теплоснабжения. Это достигается созданием теплоснабжающих систем на базе малых ТЭЦ с теплофикационными ГПУ для теплоэнергоснабжения отдельных предприятий, групп потребителей и жилых массивов.

Теоретическое обоснование и технико-экономическая целесообразность создания таких систем требуют дополнительных исследований.

Настоящая диссертационная работа посвящена решению только части указанных выше задач и связана, в основном, с разработкой теоретических вопросов оценки системной тепловой и топливной эффективности теплофикационных ГПУ с учетом реальных условий их работы в системах теплоэнергоснабжения, оптимизацией характеристик оборудования ГПУ, методов расчета и обеспечения надежности теплоснабжающих систем на базе ГПУ, а также разработкой практических рекомендаций по эффективному использованию малых ТЭЦ на базе теплофикационных ГПУ в системах теплоэнергоснабжения.

Целью настоящей работы является определение эффективности ТЭЦ на базе теплофикационных ГПУ малой и средней мощности в системах теплоэнергоснабжения.

Основными задачами, подлежащими решению, являются:

1. Обоснование показателей и совершенствование методики расчета тепловой и топливной эффективности отопительных ГПУ в системах теплоэнергоснабжения.

2. Разработка математической модели расчета энергетических характеристик отопительных ГПУ и проведение расчетно-теоретических исследований характеристик ГПУ с учетом режимных и климатических факторов.

3. Разработка методики расчета и технико-экономическое обоснование средств обеспечения надежности систем теплоснабжения на базе отопительных ГПУ с учетом реальных условий эксплуатации.

4. Определение экономической эффективности создания отопительных ГПУ в системах теплоэнергоснабжения.

193 ВЫВОДЫ

1. Разработана экономико-математическая модель определения эффективности отопительных газопаровых установок с впрыском пара в камеру сгорания ГТУ и ТЭЦ на их основе в системах теплоэнергоснабжения, учитывающая режимные и климатические условия работы системы, системную топливную эффективность различных вариантов схемных решений ГПУ, экологические факторы, обеспечение требуемой надежности энергоснабжения потребителей, а также условия финансирования создания систем теплоснабжения.

2. Разработаны методические положения расчета показателей системной тепловой и топливной эффективности отопительных газопаровых установок с впрыском пара в камеру сгорания ГТУ в системах теплоснабжения. По сравнению с раздельной схемой производства электрической и тепловой энергии применение газопаровых ТЭЦ обеспечивает системную экономию топлива до 32-40 % в зависимости от режимов работы. По сравнению с теплофикационными газотурбинными установками газопаровые установки обеспечивают повышение удельной экономии топлива на 12-14% за счет обеспечения повышения выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

3. Разработаны математические модели расчета энергетических характеристик оборудования и показателей отопительных газопаровых ТЭЦ с учетом всего комплекса важнейших факторов их функционирования в системах теплоснабжения, а также конструктивных характеристик агрегатов ГПУ и режимов теплопотребления. Расчетно-теоретическими исследованиями установлено влияние параметров газотурбинных установок на мощность ГПУ. Установлено, что предельная величина доли пара, генерируемого в парогенераторе установки, не превышает 11-18 % от расхода продуктов сгорания ГТУ в зависимости от параметров установки.

При этом рост электрической мощности достигает 85-90 % при снижении мощности отопительной нагрузки на 20-24 % .

4. Установлено, что впрыск пара в камеру сгорания ГТУ приводит к снижению надежности работы лопаточного аппарата турбины. Разработана вероятностная модель расчета показателей безотказности проточной части турбины, учитывающая рост напряженности рабочего аппарата при увеличении доли впрыска пара. Показано, что увеличение доли впрыска до предельного значения приводит к снижению ресурса работы лопаточного аппарата на 12-18 %.

5. Разработана вероятностная модель расчета показателей надежности парогенератора теплофикационной ГПУ. Показано, что с ростом давления генерируемого пара в парогенераторе от 0,8 до 1,6 МПа вероятность отказа парогенератора увеличивается на порядок.

6. Расчетно-теоретическими исследованиями установлено, что реализация газопаровых установок потребует решения задачи повышения надежности системы теплоснабжения. Разработана методика расчета показателей надежности систем теплоснабжения на основе ГПУ. Показано, что для обеспечения надежности теплоснабжения необходимо применение структурного резервирования (создание источника с более чем двумя агрегатами с параллельными связями) и применение функционального резервирования по отпуску тепловой энергии (использование бака-аккумулятора горячей воды).

7.0пределена экономическая эффективность отопительных газопаровых ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения. Выявлено влияние основных технико-экономических факторов на показатели экономической эффективности. Установлено, что дисконтированный срок окупаемости инвестиций в создание газопаровых ТЭЦ составляет 4,6 - 4,9 года при величине внутренней нормы доходности 23-27% в зависимости от исходных данных. Определяющее влияние на показатели экономической эффективности оказывают режимы работы установки с впрыском пара в камеру сгорания

ГТУ отопительных ГПУ-ТЭЦ, условия и объемы реализации электрической и тепловой энергии и условия финансирования инвестиций в их сооружение.

1. Аминов Р.З. О конверсии мощных авиационных газотурбинных двигателей для стационарной энергетики /Аминов Р.З., Ковальчук А.Б. // Теплоэнергетика, 1994.-№6.- С. 59-62.

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

3. Андрющенко А.И. Методика системных термодинамических исследований в теплоэнергетике /Андрющенко А.И. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 1996. - 72 с.

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

5. Андрющенко А.И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок / Под ред. О.М. Смирницкой. М.: Высшая школа, 1985. - 319с.

6. Андрющенко А.И. Системная эффективность бинарных ПГУ-ТЭЦ // Теплоэнергетика, 2000. №12. - С. 11-15.

7. Андрющенко А.И. Экономическая эффективность сооружения парогазовых ТЭЦ / Промышленная энергетика, 2000. №3. - С. 12-15.

8. Андрющенко А.И. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС / Андрющенко А.И., Змачинский А.В., Понятов В.А. М.: Высш. школа, 1974. -280 с.

9. Андрющенко А.И. Образцовые циклы теплоэнергетических установок -Саратов, 1978. -52с.

10. Андрющенко А.И., Аминов Р.З., Хлебалин Ю.М. Теплофикационные установки и их использование. М.: Высшая школа, 1989. -256с.

11. Андрющенко А.И., Хлебалин Ю.М. Термодинамическая эффективность теплофикации //Изв. вузов. Энергетика. -1987. -№4. -С.68-72.

12. Андрющенко А.И. О показателях термодинамической эффективности тепловых электростанций / Изв. вузов и энергетических объединений СНГ.-Энергетика. 1998. - № 11. - С. 9-11.

13. Андрющенко А.И. Показатели эффективности систем энергоснабжения и взаимосвязь между потерями в их элементах / Проблемы энергетики. №1-2. -2005.-С. 56-64.

14. Астахов H.J1. Коэффициент использования теплоты топлива. / Астахов Н.Л. /Энергетик, 2004г. №3. - С. 29-30.

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

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

17. Арсеньев J1.B., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. -Л.:, Машиностроение, 1982. -248с.

18. Белоусенко И.В., Голубев С.В., Дильман М.Д., Попырин JI.C. исследование надежности локальных электроэнергетических систем. // Известия РАН. Энергетика. -№6.- 2004.-С. 48-118.

19. Болотин В.В. Методы теории вероятности и теории надежности в расчетах сооружений. М.:, Стройиздат, 1982. -255 с.

20. Бушуев В.В. Энергетическая стратегия России и экономика страны / Бушуев В.В. / Теплоэнергетика, 2004. №5. - С.21-27.

21. Варварский B.C., Длугосельский В.И. Использование ГТУ в системах централизованного теплоснабжения //Теплоэнергетика. -1990. -№1. -С.62-65

22. Вентцель Е.С. Теория вероятности. -М.: Наука, 1969. -576с.

23. Вукалович М.П., Ривкин C.JL, Александров А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. М.: Изд. Стандартов, 1969. -408 с.

24. Дьяков А.Ф. Перспективные направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике России / Дьяков А.Ф., Попырин JI.C. // Теплоэнергетика 1997. - №2. - С 47-51.

25. Газотурбинные установки. Конструкции и расчет: справочное пособие /Под ред. JI.B. Арсеньева и Г.В. Тырышкина. -J1.:, Машиностроение, 1978. -232с.

26. Гаврилов А.Ф., Федечкина Е.А. О расчете экономической эффективности мероприятий по защите воздушного бассейна от вредных выбросов электростанций //Теплоэнергетика. -1986. -№1. С.41-44.

27. Гнеденко Б.В.Курс теории вероятности. -М.:. Наука, 1988. 446 с.

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

29. Дербова О.В., Ларин Е.А., Сандалова JI.A. Метод расчета и оптимизационные задачи надежности систем теплоэнергоснабжения //Повышение эффективности и оптимизация теплоэнергетических установок, межвуз. науч. Сб. -1988. -С.67-75

30. Зельдович Я.Б. Окисление азота при горении / Зельдович Я.Б., Садовников П.Я.-М., 1947.-242 с.

31. Земцов А.С. Основные направления при проектировании новых и реконструкции существующих электростанций с применением газотурбинных и парогазовых технологий / Земцов А.С. / Теплоэнергетика, 2000. №10. — С. 19-23

32. Костюк А.Г. Газотурбинные установки: Учебное пособие для вузов / Костюк А.Г., Шерстюк А.Н. М.: Высшая школа, 1979. - 254 с.

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

34. Качан А.Д., Шишеня П.Н., Баркат Кхиер. Выбор оптимального коэффициента теплофикации в схемах тепло- и хладоснабжения с утилизационными ГТУ//Изв. вузов. Энергетика. -1991. -№3. -С.65-69.

35. Кинасошвили Р.С. Определение запасов прочности при нестационарной температуре и нестационарной напряженности //Изв. АН СССР, ОТН. -1959. -№3. -С.126-128.

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

37. Конрад А.Д. Методика определения тепловой эффективности мини-ТЭЦ с ГТУ //Изв. Вузов. Энергетика. -1991. -№1. -С.98-102.

38. Конрад А.Д., Ларин Е.А., Шелудько Л.П. Экономическая эффективность газотурбинных мини-ТЭЦ//Изв. вузов. Энергетика. -1991. -№7. -С. 106-109.

39. Ларин Е.А. К расчету показателей надежности элементов энергетического оборудования //Изв. вузов. Энергетика. -1987. -№3. -С.73-78.

40. Ларин Е.А. Методы и модели расчета и обеспечения надежности комбинированных теплоэнергетических установок и систем/ Ларин Е.А.: Гл. ред. Чеботаревский Ю.В./ Вестник СГТУ № 3(4) СГТУ Саратов. 2004г. - С. 44-57.

41. Ларин Е.А. Технико-экономическая оптимизация высокотемпературных АЭС. Саратов: Изд. СГУ. -1989. -120с.

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

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

44. Ларин Е.А., Сандалова Л.А., Дербова О.В. Метод расчета надежности энергоснабжающих систем //Тезисы докладов к Всесоюзному научно-техническому совещанию «Повышение надежности систем теплоснабжения», сент. 1988. -Чайковский. -1988. С. 17.

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

46. Макаров А.А. Новые подходы к системным исследованиям развития энергетики России / Известия РАН. №4. - 2004. - С. 3-7.

47. Манов Н.А. Раскрытие комплексного свойства надежности в энергетике \ Известия РАН. Энергетика.-№4.- 2004.-С50-59.

48. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования /А.Г. Шахназаров и др. М. 1994. -80 с. (2000)

49. Мильман О.О. Теплоутилизационные энергоблоки для ОАО «Газпром» / Мильман О.О., Белоусенко И.В., Циммерман С.Д. и др.// Теплоэнергетика, 2001,-№3.-С. 65 -69.

50. Меленьтьев JI.A. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики. М.: Высшая школа, -1976. -336с.

51. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. -М.:, Энергия. -1977. -344с.

52. Мэнсон С. Температурные напряжения и малоцикловая усталость. -М.: Машиностроение, -1974. -344с.

53. Надежность систем энергетики. Терминология. Сборник рекомендуемых терминов. -М.:, Наука, -1980. -Вып.95. -28с.

54. Надежность и эффективность в технике. Спраочник в 10 томах: Машиностроение.- 1985-1990.- С. 3426.

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

56. Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник: В 4 т. -Новосибирск: Наука, 2000. Т.4. - 350 с.

57. Николаев Ю.Е. Научно-технические проблемы совершенствования теплоснабжающих комплексов городов. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2002. -88с.

58. Основные положения Концепции развития энергетики ОАО «Газпром» на основе применения собственных электростанций и энергоустановок. -М: ОАО «Газпром». - 2000. - С. 20.

59. Ольховский Г.Г. Газовые турбины для энергетики / Теплоэнергетика № 1.-2004.-С. 33-43

60. Ольховский Г.Г. Снижение концентраций оксидов азота и выбросов ГТУ //Теплоэнергетика. -1990. -№3. -С.65-71.

61. Острейковский В.А. Физико математические модели надежности элементов ЯЭУ. -М.: Энергоатомиздат, -1986. -200с.

62. От тепла к холоду. Политика в сфере теплоснабжения в странах с переходной экономикой. ОЭСР/МЭА.- 2005. - 301.

63. Попырин JI.C. Проблема надежности систем теплоснабжения //Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. -1988. -№3. -С.4-14.

64. Попырин Л.С., Светлов Л.С., Середа О.Д., Столярова И.А. Методика определения надежности верхнего иерархического уровня системы теплоснабжения //Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. -1988. -№3. -С.30-38.

65. Ривкин Л.С. Термодинамические свойства газов. -М.: Энергоатомиздат. -1987. -288с.

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

67. Пчелкин Ю.М. Камеры сгорания газотурбинных двигателей: Учебник для студентов вузов, обучающихся по специальности «Турбиностроение». М.: Машиностроение, 1984. - 280 с.

68. Разработка комплексной методики определения коммерческой эффективности электростанций небольшой и средней мощности на природном газе: Отчет о НИР / Ин-т правовых основ энергоэффективности. Руководитель И.А.Смирнов.-М., 1999.-51 с.

69. Сборник докладов и выступлений на конференции "Новая техника и технологии в энергетике ОАО Газпром". М: ОАО "Газпром", ДАО "Оргэнергогаз", 1998. 178 с.

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

71. Скубачевский Г.С. Авиацтонные газотурбинные двигатели. Конструкции и расчет. -М.:Машиностроение. -1974. -520с.

72. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. -М.: Энергоатомиздат, 1988. -174с.

73. Теплоснабжение: Учебник для вузов/ А.А. Ионин, Б.М. Хлыбов, В.Н. Братенков, Е.Н. Трелецкая: Под ред. А.А. Ионина. -М.: Стройиздат. -1982. -336с.

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

75. Тепловой расчет котельных агрегатов. / Нормативный метод / Под ред. Н.В. Кузнецова 2-е изд-е. 1973 М «Энергия»

76. Фаворский О.Н. Проблемы, стоящие перед энергетическим сектором страны / Фаворский О.Н., Асланян Г.С., Доброхотов В.И. // Теплоэнергетика, 2004. -№1.-С. 28-32.

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

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

79. Хрилев Л.С. Сравнительная оценка отечественных и зарубежных методов разделения расхода топлива и формирования тарифов на ТЭЦ / Л.С., Малафеев В.А., Хараим А.А., Лившиц И.М. / Теплоэнергетика, 2003, №4. - С. 45-54.

80. Хлебалин Ю.М. Теоретические основы паротурбинных электростанций. -Саратов: Изд. СГУ, -1974. -240с.

81. Хлебалин Ю.М. Анализ затрат на транспортировку тепловой энергии в системах теплоснабжения / Промышленная энергетика. №11.-2004.- С. 4.

82. Хлебалин Ю.М. Влияние налогообложения на коммерческую эффективность систем теплоснабжения / Промышленная энергетика. №10.2004.- С. 2-6.

83. Хлебалин Ю.М. Пути повышения эффективности паротурбинных ТЭЦ /Промышленная энергетика. №12.-2004.- С. 5-8.

84. Черников С.В. Программа диагностического обследования энергетического оборудования КС // Сб. трудов молодых специалистов и ученых ООО «Пермтрансгаз», г. Чайковский. 2000 .- С. 37-39.

85. Черников С.В. Создание высокоэффективных энергетических установок собственных нужд // Сб. трудов молодых специалистов и ученых ООО «Пермтрансгаз», г. Чайковский. 2002 .- С. 42-45.

86. Черников С.В. Создание высокоэкономичных электростанций для предприятий ОАО «Газпром» / Газовая промышленность. №3. - 2004. -С.26-30.

87. Черчесов Г.Н. Надежность технических систем с временной избыточностью. -М.: Советское радио. -1974. 296с.

88. Шелудько Л.П. Методические особенности предпроектного анализа децентрализованных мини-ТЭЦ //Вопросы повышения эффективности теплоэнергетических установок и систем: Юбилейный сборник научных сообщений. Саратов: СГТУ, 1997. - С.61-67.

89. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. -М.:, Мин. топлива и энергетики РФ. 2000. -441 с.

90. Юдин В.Ф. Теплообмен поперечнооребренных труб / Юдин В.Ф. Л.: Машиностроение. 1982. 189 с.

91. Dry air-cooling solves GTCC seating problem // Gas Turbine World. 2000. - 13, №2 - P. 39-43.

92. Dutch utility adding GT 10 combined cycle // Gas Turbine World. 2000. - 23, №4 - P. 5, 6.

93. Gas turbine world: 2000-2001 Handbook. Vol. 21. 2001.225 p.

94. Kuhnel J. Optimierung des Teillastverhaltens von Gas-turbinenprozessen mit Warme-Auskopplung // Heizkraftwurtschaft und Fernwarmeversorgung: Beitrag. II, XXIX. Kraftwerkstechn. Koll., 29-30 Sep. 1999 in Dresden. S. 77-89

95. Masamuthi W. Overall review of Hitachi gas turbines / Masamuthi W., Hauro U. |/ Hitachi Rev. 1999. - Vol. 38, №3. -P. 135-144.

96. Pederfen F. Децентрализованное комбинированное производство тепла и электроэнергии в Дании / Pederfen F. Copenhagen. 2000. - 55 с.

97. Sambler I. EPRI seek dramatic gains in maintain + ability and reliability / Sambler I. / Gas Turbine World. 2003. - Vol. 19, №2. P. 16-20.

98. Scalzo A. Jet allow NOx emission from advantage gas turbines / Scalzo A. / Mod. Power Syst. 2004. - Vol. 8, №9. - P. 19-22.

99. Teff E. District heating dominates gas turbine market in Finland / Teff E. / Gas Turbine World. 2002. - Vol. 20, №2. P.-22-25.

100. Teff E. 3 on line completes Dutch re-powering program / Teff E./ Gas Turbine World. 2001. - Vol. 19, № 1. - P. 18-20.

101. The heat supply of Stockholm. Lindvoth Claud // Ternwarmeint.-2000.-27. №6. P. 260-266.

102. Uteley R. Small Gas turbines for CHP / Uteley R. / Eur. Power News. 2004. -Vol. 17, №5. P. 22-25.

103. Wob W. GuD Heizkraftwerk fur die Stadwerke Erfurt / Wob W, Kamradt H./ Heizkraftwurtschaft und Fernwarmeversorgung: Beitrag. I, XXIX. Kraftwerkstechn. Koll., 29-30 Sep. 2003 in Dresden. - S. 155-164

104. Caspers R.L. Gas turbine breacks 40% efficiency mark // Power. -2001. -Vol.135, 41. P.120.

105. Gas turbine plant report published //Eur. Power News. -2002. -Vol.17. N5. -P.5.

106. Industrial CHP simposium contened on goverment and industrial project // Gas turbine World. -2004. -Vol.19. N3. -P.42,44,47.

107. Jacobi C., Keppel W., Burgers P. Gas turbine repowering for Hienweg //Mod. Power Sust. -2003. -Vol.8, N5. -P.61-71.

108. Magon H., Kreytzer A., Termuehlen H. The V84 gas turbine designed for reliable base load and peacing duty. -Proc. Amer. Power Conf. Vol. 50 50th Annul Meet, Chicago, II., 1988. -Chicago[III], 2005. -P. 15-20.

109. O'Neill S.T. Operating experience with 42,5 MW gas turbine used in a congeneration plant at paper mill in the U.S. // ASME(Pap.). 2004 . -NGT-197. -P.l-6.

110. Penninger A., Fulop Z. Gas turbine connected before hot boilers //Period. Polytechnic Mech. Eng. -2001. -Vol.35, N3. -P.147-160.

111. Roesli T. Type 8 turbine works well for Shell //Mod.Power Syst. -1999. -Vol.7, N12. -P.55-59.

112. Teff E. District heating dominates Gas turbine marcet in Finland/ / Gas Turbine World. -2000. -Vol.20, N2. -P.22-25.

113. Wada Mesamithi, Ureeshidani Hauro. Overall reveiw of Hitachi Gas turbine/ /Hitachi Rev. -1999. -Vol.38, N3. -P.135-144.134. 17th world gas congrese. Report of committee. Industrial and commercial of gases in the USA, Washington D.S., June 5-9, 2003.

114. Scalzo A. Jet allow NOx emission from advantage gas turbines / Scalzo A. / Mod. Power Syst. 1998. - Vol. 8, №9. - P. 19-22.