автореферат диссертации по энергетике, 05.14.04, диссертация на тему:Использование детандер-генераторных технологий как способ повышения эффективности работы котельных

На правах рукописи

003053039

АНДРЕЕВ АЛЕКСАНДР РУДОЛЬФОВИЧ

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ДЕТАНДЕР-ГЕНЕРАТОРНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ КАК СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ КОТЕЛЬНЫХ

Специальность 05.14.04 - Промышленная теплоэнергетика

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва, 2007 год

003053039

Работа выполнена на кафедре Тепломассообменных процессов и установок Московского энергетического института (технического университета)

Научный руководитель: доктор технических наук

Агабабов Владимир Сергеевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Галактионов Валерий Витальевич кандидат технических наук, профессор Марченко Евгений Михайлович

Ведущая организация:

ОАО «Объединение ВНИПИэнергопром»

Защита диссертации состоится 16 марта 2007 г. в 17 час. 30 мин. в аудитории Г-406 на заседании диссертационного совета Д.212.157.10 при Московском энергетическом институте (техническом университете) по адресу: г. Москва, Красноказарменная ул., 17.

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

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

Автореферат разослан 13 февраля 2007 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д.212.157.10

к.т.н. доцент

Обшая характеристика работы

Актуальность проблемы. В настоящее время все больше внимания уделяется разработке мероприятий по повышению энергоэффекгивности производства. В 1996 г. был принят Федеральный Закон Российской Федерации «Об энергосбережении». Одним их эффективных способов энергосбережения является использование перепада давления дросселируемого на ГРС и ГРП газа для выработки электроэнергии с помощью детандер-генераторного агрегата.

Детандер - генераторный агрегат представляет собой устройство, в котором природный газ используется в качестве рабочего тела (без сжигания газа). Энергия газа преобразуется в детандере в механическую. При этом давление и температура газа снижаются. Механическая энергия, полученная в детандере, может быть преобразована в электрическую в соединенном с детандером электрическом генераторе.

Использование детандер-генераторных агрегатов возможно, в частности, на ГРП промышленных и отопительных котельных, которые являются достаточно крупными потребителями газа. Например, в г. Москве основную отопительную нагрузку несут муниципальные котельные - районные и квартальные тепловые станции (РТС и КТС), на которых используется около 3300000 тыс.м3 газа в год. Если принять, что газ на ГРП поступает с давлением 4 кг/см2 и дросселируется там до 1.5 кг/см2, то при использовании ДГА вместо дросселирования можно получить 86.3 млн.кВт*ч электроэнергии (при подогреве газа перед турбодетандером до 70°С и КПД турбодетан-дера, равном 0.8). Выработанная в детандерах электроэнергия может покрыть значительную часть электрических собственных нужд котельной.

Высокая энергетическая эффективность детандер-генераторных агрегатов определяется, в первую очередь, тем, что детандер не является тепловой машиной.

При работе ДГА газ перед детандером должен быть подогрет до такой температуры, чтобы на выходе из детандера его температура была не ниже точки росы (-Ю...-15°С). Это связано с обеспечением нормальных условий работы как самого детандера, так и газовых трубопроводов. Выбор источника тепла для подогрева газа перед детандером является одним из факторов, влияющих на эффективность ДГА. На данный момент существуют схемы для подогрева газа в ДГА в котельных уходящими газами котлов, прямой сетевой водой, дымовыми газами установленной в котельной ГТУ и с помощью теплонасосной установки, но они еще недостаточно исследованы. В частности, не известно, как повлияет установка ДГА и дополнительного оборудования на показатели энергоэффективности работы котельной.

При оценке эффективности применения детандер- генераторных агрегатов необходимо проанализировать все изменения, происходящие с потоком газа, по сравнению с исходным, уже существующим вариантом газоснабжения. При этом необходимо также учитывать, какое влияние оказывает использование ДГА на работу газопотребляющего оборудования. Это вызвано тем, что полная энергия, которую поток газа отдает в топке котла или печи, определяется не только теплотой его сгорания, но и физической теплотой топлива. Следовательно, если газ после ДГА сразу направляется на сжигание, то эффективность использования ДГА для получения электроэнергии следует определять на основе системного подхода, т.е. с учетом того, как теплосодержание газового потока повлияет на технико-экономические показатели, в частности, на расход топлива всей установки в целом по сравнению с тем, когда снижение давления газа происходило за счет дросселирования потока. ^

\ \ \

Эффективное использование ДГА в котельных требует проведения исследований как при решении технических, так и технико-экономических вопросов.

Цель работы. Целью диссертационной работы является исследование энергетических систем для генерации и трансформации энергоносителей, основанных на принципах их комбинированного производства, включающих в себя котельную и детандер-генераторный агрегат.

Научная новизна работы состоит в впервые полученных результатах исследования влияния способа подогрева газа перед детандером на эффективность совместной работы ДГА и котельной, определении наиболее эффективных способов и схем подогрева газа в ДГА при различных условиях эксплуатации в котельных.

. Практическая ценность работы состоит в том, что ее результаты позволяют расчетным путем определять термодинамическую и технико- экономическую эффективность включения ДГА в схемы котельных в различных условиях эксплуатации и могут быть внедрены при проектировании установок такого типа для выбора способа подогрева газа в детандере, выборе оборудования для детандер-генераторных агрегатов при использовании их в паровых и водогрейных котельных.

Достоверность и обоснованность результатов работы обусловлены применением современных методов термодинамического энергетического и эксергетическо-го анализа, а также сравнением полученных результатов с тестированной программой.

Автор защищает:

- результаты термодинамического энергетического и эксергетического анализа схем установок на базе ДГА в котельных при различных условиях их работы.

Личный вклад автора заключается:

- в проведении термодинамического анализа работы ДГА в различных условиях;

- в проведении численных исследований и сравнительном анализе термодинамической энергетической и эксергетической эффективности установок на базе ДГА и котельной;

- в определении технико-экономической эффективности внедрения ДГА в котельных г.Москвы.

Апробация и публикации

Результаты работы докладывались на научных семинарах кафедры ТМПУ, на десятой Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (Москва, 2004 г.), на второй Всероссийской школе- семинаре молодых ученых и специалистов «Энергосбережение-теория и практика» (Москва, 2004 г.). По материалам диссертации опубликовано 5 печатных работ и получен патент на полезную модель.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов, рекомендаций и списка использованных источников.

Материал изложен на 145 страницах машинописного текста. Работа включает также 76 рисунков и 61 таблиц. Список использованных источников состоит из 95 наименований.

Содержание работы

В первой главе проведен обзор различных видов котельных: паровых, водогрейных для открытых и для закрытых систем ГВС. Описан принцип работы детандер-генераторного агрегата. Как известно, при применении детандер- генераторного аг-

регата газовый поток необходимо подогревать, чтобы на выходе из него температура газа была не менее 0 0 С. Температура, до которой необходимо подогреть газ, зависит от перепада давлений и может достигать 100 ° С .

Для подогрева можно использовать различные источники теплоты. В котельных подогрев газа может осуществляться дымовыми газами (рис. 1), в отопительных и отопительно-производственных котельных - прямой сетевой водой (рис. 2). Для этих же целей может быть применена теплонаносная установка, для обеспечения работы которой используется та или иная часть выработанной ДГА электроэнергии (рис. 3), а также установленная в котельной газотурбинная установка (рис. 4).

(На схемах рис. 1-4 приняты следующие обозначения: ТВД - трубопровод высокого давления; ТНД - трубопровод низкого давления; ДУ - дросселирующее устройство; ТО - теплообменник подогрева газа; Д - детандер; ЭГ - электрический генератор; К - котел; ДК- дожимной компрессор; ГТУ- газотурбинная установка).

Рис. 1. Принципиальная схема уста- Рис.2. Принципиальная схема установки новки с подогревом газа уходящими с подогревом газа сетевой водой

газами котла

Рис.3. Принципиальная схема установки с подогревом газа с помощью теплонасосной установки

Рис.4. Принципиальная схема установки с подогревом газа дымовыми газами ГТУ

Описаны существующие показатели энергоэффективности

работы котельных: КПД брутто и нетто, удельные расходы топлива на единицу выработанной и отпущенной теплоты.

На основе выполненного обзора сформулированы основные задачи диссертационной работы:

1. Разработать критерии оценки эффективности применения ДГА в котельных различных типов.

2. Разработать математические модели систем, включающих в себя котельную и ДГА при подогреве газа уходящими газами котлов, прямой сетевой водой, дымовыми газами установленной в котельной ГТУ и с помощью теплонасосной установки.

3. Разработать алгоритмы расчета параметров энергоэффективности совместной работы котельных и ДГА.

4. Проанализировать зависимости показателей энергоэффективности от тех или иных параметров как при номинальной, так и при переменных нагрузках.

5. Оценить влияние стоимостных показателей на эффективность применения ДГА в котельных.

Во второй главе произведена оценка влияния ДГА на эффективность работы котельных. При анализе показателей работы установки, включающей ДГА и котельную установку, в качестве критерия рассматривался КПД котельной нетто Лкот •

Это связано с тем, что один из основных показателей работы котлов - КПД

котла брутто ^к , определяемый, как отношение теплоты, полученной сетевой водой, к теплоте, отданной топливом, достаточно полно характеризует котельную установку с "тепловой стороны", с точки зрения использования теплоты топлива, но не учитывает расход электроэнергии на собственные нужды, что является необходимым условием в случае включения ДГА в схему котельной, т.к. вырабатываемая электроэнергия может покрыть существенную часть этих нужд.

На данный момент для учета расхода электроэнергии используется КПД

котла нетто в виде соотношения:

„» -_

" (Вт + ЫснхЬуд)хОсн

Недостаток этой формулы очевиден - показатель данной установки Ьуд зависит от качества работы других электрогенерирующих установок, не относящихся к котельной.

Для котельной в случае использования ДГА более целесообразно использовать следующую формулу:

Пкот =-----(2)

В этом случае потребленная электроэнергия (полученная от стороннего источника) рассматривается как часть подводимой энергии и все определяется собственными характеристиками оборудования котельной.

При таком подходе величина позволит учесть и энергетические затраты на собственные нужды, и экономию от применения детандер-генераторного агрегата.

Соотношения для оценки эффективности использования ДГА представлены ниже.

В случае подогреве газа с помощью уходящих газов котлов:

расход газа в котельной

Вт Вт 0£+Ь2-Ь°

электрическая мощность ДГА

(3)

*ДГА=ВТ

КПД котельной нетто

Л кот ;

Уснч

<3к

<3к

Мк

Ь, -Ь„

(4)

(5)

Была разработана математическая модель установки, включающей в себя котельную и ДГА. Анализ работы системы был проведен при следующих условиях: давление газа перед ДГА 0,5 МПа, давление газа после ДГА 0,15 МПа, температура газа перед ДГА 278,15 К, С>сн=49427,5 кДж/кг, производительность котла 116 МВт, собственные электрические технологические нужды котельной установки 1048 КВт, КПД детандера= 0,9, расход тепла на собственные нужды 2,39 % от производительности котельной.

Расчеты показали, что расход топлива на котел при изменении температуры подогрева газа и, соответственно, мощности детандера практически не меняется, т.к. теплота берется из уходящих газов. Небольшие изменения расхода (в пределах 0.036 % на каждые 10°С) связаны с изменением физического тепла топлива.

На рис.5 показано изменение КПД нетто котельной при разных температурах подогревах газа перед детандером и КПД брутто котельной.

— КПДбр=0.92 —-КПДбр=0.9

— КПДбр=0 85 КПДбр=0.8 КПДбр=0.75

150

Рис.5. Зависимость изменения -п£от от подогрева газа перед ДГА при различных КПД брутто котла при подогреве газа уходящими газами котлов

Из рис.5 видно, что КПД нетто котельной больше, чем КПД нетто котельной до включения ДГА, и с ростом ^ (энтальпии Ь;) он возрастает. При росте температуры подогрева КПД котельной нетто увеличивается от 0,038% до 0,047% на каждые 10°С.

В случае, если подогрев газа осуществляется прямой сетевой водой показатели работы котельной будут определяться следующими соотношениями:

расход газа в котельной

вт =вт *

((35 + Ь2-Ь0) ь

1

(6)

электрическая мощность ДГА

>1„

КПД котельной нетто

Пкот :

= ВТ

,«3£+ь,-ь'>)._

(С^+ь,-!!0) 1 (ь,-ь0)

((Й+Ь.-Ь0)*^

Осн <2к

(7)

(8)

Расход газа увеличивается с увеличением температуры подогрева газа, это увеличение составляет 0,02% на каждые 10°С от расхода до включения ДГА.

„н

На рис.6 показаны результаты расчета изменения 1тг после включения ДГА

при различных значениях температуры подогрева газа и КПД брутто котла

вр

11 к при подогреве сетевой водой. КПД нетто котельной уменьшается при росте температуры подогрева, изменение составляет от 0.004% до 0,013% в зависимости от КПД брутто котла на каждые 10°С.

11, град.С

0 25 50 75 100 125 150

0,0000

- КПДбр=0.92 -КПДбр=0.9

- КПДбр=0.85

- КПДбр=0.8

- КПД6р=0.75

Рис.6. Зависимость изменения г|^от после включения детандера от подогрева газа и КПД брутто котла при подогреве прямой сетевой водой

Если подогрев осуществляется с помощью дымовых газов

установленной в котельной ГТУ, то показатели работы системы определяются соотношениями:

расход газа системой

электрическая мощность ДГА

* *ДГ "

1

1-Пгпг (Рн+Ьо-Ь°)*1

-+1

N.

.ОЦ+Ьо-и0

КПД котельной нетто

н _

т1кот -

дг

, _Дгту_ ^ -т1гп

Ок

1+-

251 + ^ 1дг *УХ Qк

(9)

(10)

(11)

Расчет произведен для следующих условий: давление газа перед ДГА 0,5 МПа, давление газа после ДГА 0,15 МПа, температура газа перед ДГА 278 К, (2СИ=11805 ккал/кг, производительность котла 116 МВт, собственные нужды котельной установки 1048 КВт, 1ДГ=673 К, tyX=373 К, 1Хв=293 К., КПД детанде-ра=0,9, КПД гту=0,25.

На рис.7 показана зависимость расхода топлива через ДГА и на ГТУ. Из графика видно, что расход топлива на ГТУ достаточно мал и составляет менее 1.16% от расхода топлива на котел. При этом, при увеличении температуры подогрева газа перед ДГА расход газа на котел уменьшается на 0,036% на каждые 10 С (из-за роста температуры газа после ДГА).

На рис.8 показана зависимость изменения л"„ от температуры подогрева газа перед детандером и КПД брутто котла . Наблюдается снижение КПД котельной нетто на 0,012-0,01 % на каждые 10°. Причиной этого падения является то, что темп роста тепла, затрачиваемого на ГТУ, выше, чем темп роста мощности, вырабатываемой установкой при увеличении температуры подогрева газа перед ДГА.

40 80 120 1Ь град.С

2,585

— 2,575

- 2,565 £

2,555 2,545

ч; и

160

- Вгту КПДггу=0,25

- Вггу КПДггу=0,30

- Вгту КПДгту=0,35 -Вдга

Рис.7 Расход газа через ДГА при различных температурах подогрева газа и КПД ГТУ при подогреве дымовыми газами ГТУ

На рис.8 показана зависимость изменения

от температуры

подогрева газа перед детандером и КПД брутто котла . Наблюдается снижение КПД котельной нетто на 0,012-0,01 % на каждые 10°. Причиной этого падения является то, что темп роста тепла, затрачиваемого на ГТУ, выше, чем темп роста мощности, вырабатываемой установкой при увеличении температуры подогрева газа перед ДГА.

Необходимо отметить, что если 1 кВт*ч вырабатываемой на ДГА электрической мощности стоит в несколько раз дороже, чем 1 кВт*ч затрачиваемый для подогрева газа перед ДГА, то вариант с подогревом газа при помощи ГТУ является приемлемым.

о

О 000000

, -0 000500

)

[-0.001000 ' -0.001500 — -0.002000

50

^ град.С 100

150

200

КПДбр=0,92 КПДбр=0,90 КПДбр=0,85 КПДбр=0,80, - КПДбр-0,75 [

Рис. 8. Зависимость изменения КПД нетто котельной от температуры подогрева газа перед детандером и КПД брутто котла при подогреве дымовыми газами ГТУ

Далее приведены соотношения для определения параметров работы системы в случае подогрева газа с помощью ТНУ: электрическая мощность ДГА

'Оц-Ь,)'

(Ь.-Ьр)

КПД котельной нетто

Пус, =

ЛкР *(1"

1)

1 + Мсн* Рк

(Ь|-Ьв)*(у-1)

(12)

(13)

Расход газа, поступающего в котельную, определяется по соотношению (3).

На рис. 9 показана зависимость относительной мощности детандера от температуры подогрева газа и ф ТНУ. Увеличение температуры подогрева газа приводит к уменьшению выработки мощности. Это определяется необходимостью затрачивать больше энергии на работу теплового насоса.

На рис.10 показан график прироста КПД нетто котельной в зависимости от температуры подогрева газа и различных ф (р=0,5 МПа).

К 0,003 §0,002 ¿0,001

—фи=5 -фи-2

- —_ —,--

0 25 50 75 100 125 150 ^ град С

Рис.9. Зависимость относительной мощности детандера от температуры подогрева газа и ф ТНУ Показано, что прирост КПД существенно зависит от ср ТНУ и при малых его значениях КПД меньше, чем при высоких, так при ф=2 увеличение изменения КПД нетто котельной составляет 0,023 % на каждые 10°С, а при ф=5 0,037%. В целом можно сделать вывод о том, что КПД нетто котельной в этом случае выше, чем у котельной без ДГА.

0.00600

-фи=5 -фи=2

0.00000

0 25 50 75 100 125 150 град С

Рис.10. Прирост КПД нетто котельной в зависимости от температуры подогрева газа и различных ф (р=0,5 МПа) На рис. 11 показано изменение КПД нетто котельной от температуры и давления в зависимости от способа подогрева газа перед детандером.

—♦— уходящие газы -•— Сетевая вода —ГТУ КПДгту=0,25 —н— ТНУ фи=2 р=5

-ТНУ фи=5 р=5

-Ж-без ДГА

0,8900 0,8880

0 20 40 60 80 100 120 140 160 11, град.С

Рис.11. Изменение КПД нетто котельной при различных способах подогрева газа в зависимости от температуры подогрева

Сравнение значений КПД нетто показывает, что в случаях подогрева газа с помощью уходящих газов котлов и ТНУ КПД нетто котельной имеет большие значения, чем для котельной без ДГА. Подогрев газа перед детандером с помощью уходящих газов котлов энергетически более эффективен, чем подогрев другими способами. Подогрев газа сетевой водой эффективнее, чем подогрев уходящими газами ГТУ, но менее эффективен, чем с помощью ТНУ.

В третьей главе проведен эксергетический анализ рассмотренных выше схем. Достоинством эксергетического метода является то, что с его помощью можно учесть не только потоки тепла и рабочего тела, но и электрическую энергию, подведенную или отведенную от установки, что является немаловажным при рассмотрении данного вопроса с точки зрения сокращения потребления котельной установкой электроэнергии из внешней сети для обеспечения собственных нужд.

Эксергетический КПД установки определялся по соотношению:

(14)

или для схемы без ДГА

1 °Д+°К /1 г\

(15)

В зависимости от способа подогрева газа конечные соотношения для эксергетического КПД имеют следующий вид: при подогреве уходящими газами котлов

илгл+вк+1)«>

при подогреве прямой сетевой водой аналогично (14) при подогреве дымовыми газами ГТУ

Вт+0К+£)ГГУ+1)ТО+Г)КОИ

--Е^Е^-МУСТ (17)

при подогреве с помощью ТНУ

птл+пк+Е)исп+икощ+вкои+Е)ДР '7з=1--=1-. г.0 . г-о . „-77--(18>

Е^+Е'+Е^ + Ы,

см

По данным соотношениям был произведен расчет и построены зависимости влияния температуры подогрева газа в ДГА на эксергетический КПД установки.

Зависимость эксергетического КПД от температуры подогрева газа в случае подогрева уходящими газами котлов представлена на рис.12.

Из рис.12 видно, что КПДэ при подогреве газа уходящими газами котлов выше, чем у системы без ДГА, и с возрастанием температуры подогрева газа увеличивается на 0,0145 % на каждые 10°С.

Для случая подогрева прямой сетевой водой эксергетический КПД показан на рис. 13.

КПДэ при подогреве газа перед детандером сетевой водой в рассматриваемом температурном диапазоне ниже на 0,003-0,023 %, чем для схемы без ДГА. Можно сделать так же вывод о том, что с повышением температуры подогрева

газа он снижается, это уменьшение составляет 0,0013-0,0015 % на каждые 10° С.

0,0020 0,0014

0,0008 ¡3 0,0002 * -0,0004 -0,0010

-КПДэ

-аспдэ

50 100

и, град.С

150

Рис.12. Зависимости эксергетического КПД системы и его изменения при разных температурах подогрева газа перед детандером в случае подогрева уходящими газами котлов

0,0000 -0,0002 -0,0004 -0,0006 -0,0008 -0,0010

« С

-КПДэ —♦—ёКПДэ

Рис. 13. Зависимости эксергетического КПД системы и его изменения при разных температурах подогрева газа перед детандером в случае подогрева прямой сетевой водой

В случае подогрева дымовыми газами ГТУ зависимость эксергетического КПД показана на рис 14. КПДэ во всем рассматриваемом диапазоне температур ниже, чем для схемы без ДГА. Уменьшение составляет 0,005-0,006 % на каждые 10°С.

0,3120

0,3110

0,0000 -- -0,0004 т -0,0008« - -0,0012« - -0,0016"°

-0,0020

50

100

град. С

150

200

-КПДэ -ЖПДэ

Рис.14. Зависимости эксергетического КПД системы и его изменения при разных температурах подогрева газа перед детандером в случае подогрева с

помощью ГТУ

Для определения эксергетического КПД установки при подогреве газа с помощью ТНУ были рассчитаны базовые циклы ТНУ на фреоне 134-а. Расчет производился для трех температур низкопотенциалыюго источника теплоты (1нит=5, 15,25 °С). Результаты расчета представлены на рис.15.

-КПДэпри Шит=5 -КПДэ при йшт=15 -КПДэпри йшт=25

0,31280 -г 0,31270 -0,31260 0,31250

Г)

С 0,31240 * 0,31230 -0,31220 0,31210 0,31200

30 40 50 60 ^ град С

Рис.15. Зависимости эксергетического КПД системы при разных температурах подогрева газа перед детандером и разных температурах низкопотенциального источника тепла Из рис.15 видно, что с повышением температуры газа перед детандером КПДэ увеличивается.

На рис. 16. показано изменение КПДэ в зависимости от способа и температуры подогрева газа перед детандером.

0,3140 0,3130 0,3120 0,3110 0,3100

1**ГС ГС ' У " ^ к А д

-ГТУ

-Уходшвде газы -Бездга

- ТНУ 1нит=5 -ТНУ Ыит=15

- ТНУ йшт=25

- Сетевая вода

50

100 11, град С

150

200

Рис.16. КПДэ в зависимости от способа и температуры подогрева газа перед

детандером

Можно сделать вывод, что в диапазоне температур газа перед детандером 1>50°С наибольшее значение КПДэ достигается при подогреве газа уходящими газами котла, а при температурах 1<50°С с помощью ТНУ (при 1нит=25°С). Наименее предпочтительным при любых температурах подогрева газа перед ДГА оказывается подогрев газа уходящими газами ГТУ. Значения эк-сергетического КПД системы при подогреве газа с помощью сетевой воды ниже, чем при подогреве уходящими газами котла и ТНУ, но выше, чем при подогреве уходящими газами ГТУ.

В четвертой главе проанализирована работа котельной и ДГА на режимах, отличающихся от номинального. Разработана методика оценки показателей энергоэффективности для разных способов подогрева газа в ДГА. Это связано с тем, что график нагрузки котельных имеет переменный характер в течение года в зависимости от технологических процессов производства, нагрузок на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение.

Условия работы котельной, при которых производился анализ: давление газа на входе в котельную 0,4 МПа, температура газа на входе в котельную 5°С, давление после ДГА 0,15 МПа.

Расход тепла на собственные нужды котельной составляет 2,39 % от производительности котла. В номинальном режиме работы в случаях подогрева газа уходящими газами котлов, прямой сетевой водой и уходящими газами ГТУ примем температуру подогрева газа 150°С, при подогреве с помощью ТНУ 80°С. Параметры работы котельной приведены в табл.1.

Таблица 1

Параметры работы котельной __

Режим работы, % 50 60 70 80 90 100

Теплопроизводительность котла, МВт 34,89 46,52 58,15 69,78 81,41 93,04

Расход газа, кг/с 1,226 1,475 1,727 1,982 2.239 2,498

КПД брутто, % 0,960 0,957 0,954 0,950 0,946 0,942

Потребляемая электрическая мощность, МВт 0,794 0,809 0,828 0,848 0,886 0,940

КПД нетто, % 0,924 0,923 0,921 0,918 0,915 0,911

Показано, что минимальный режим котельной, на котором эффективно применение установки, составляет 60 % от номинальной теплопроизводительности. Это объясняется снижением внутреннего относительного КПД детандера в следствие низкого расхода газа. При понижении нагрузки ДГА минимальная температура подогрева газа увеличивается. Расчеты показывают неэффективность использования ДГА при низкой теплопроизводительности котла без проведения мероприятий по увеличению КПД детандера.

Изменение КПД нетто котельной при подогреве газа перед детандером уходящими газами котлов показано на рис.17. Увеличение КПД составляет 0,0410,048 % на каждые 10°С в зависимости от режима работы котла и температуры подогрева газа.

60 80 100 ^,град.С

Рис.17.3ависимость КПД нетто котельной от температуры подогрева газа перед ДГА при различных нагрузках котла при подогреве газа уходящими газами котлов

При подогреве газа сетевой водой КПД нетто котельной снижается, снижение составляет 0,00211-0,00295 % на каждые 10°С. С увеличением теплопроиз-водителыюсти котла КПД уменьшается быстрее. Зависимость КПД нетто от температуры подогрева газа перед ДГА при различных нагрузках котла и подогреве газа сетевой водой представлена на рис.18.

0,000

ti, град.С

Рис.18.3ависимость изменения г^от от температуры подогрева газа перед ДГА при различных нагрузках котла и подогреве газа сетевой водой В случае подогрева газа с помощью ГТУ КПД нетто снижается с ростом температуры подогрева, это снижение составляет 0,0058-0,009% и происходит тем быстрее, чем ниже производительность котла (рис.19).'

о -0,080 ^-0,100 § -0,120 g-0,140 -^ -0,160 -0,180

ti, град.С

Рис.19.3ависимость изменения КПД котельной от температуры подогрева газа перед детандером при различных нагрузках котла и подогреве газа уходящими

газами ГТУ

С

1,2 1

0,4 0,2 0

-Т- - I

- - -

—

---— —1— —

15

25

35

45 55 и, град.С

65

75

Рис.20. Зависимость изменения КПД котельной от температуры подогрева газа перед детандером при различных нагрузках котла и подогреве газа с помощью ТНУ

Если подогрев осуществляется с помощью ТНУ, также наблюдается снижение КПД нетто котельной на 0,1427-0,0864 % на каждые 10°С рис.20. Это связано с тем, что при режимах работы ТНУ, отличающихся от номинального, появляется избыточная теплота <Зиз6, которая может быть использована на собственные тепловые нужды котельной. (Зтб снижается с ростом температуры подогрева газа.

Изменения КПД котельной нетто при ее 100% нагрузке на переменных режимах и различных способах подогрева газа представлены на рис.21.

0.92 0.919 0.918 0.917 о 0.916 Э 0.915 § 0.914 0.913 0.912 0.911 0.91

- 1 —1—

- — ——-

и

- Уходящие газы • Сетевая вода -ГТУ

- ТНУ Ъгат=5 С -1НУ Ошт=15 С

- 'ГНУ йшт=25 С

20

40 60 1]> фад.С

80

100

Рис.21. Изменения КПД котельной нетто при работе на переменных режимах и различных способах подогрева газа В данном случае переменность режимов заключается в разной нагрузке ДГА, ГТУ, ТНУ в зависимости от температуры подогрева газа. Для номинального режима работы был принят подогрев газа перед ДГА до 80°С. Из рис.21 видно, что наименее предпочтительно использовать для подогрева газа ГТУ, т.к. КПД котельной нетто в этом случае самый низкий. КПД выше при подогреве сетевой водой, чем в предыдущем случае, но ниже, чем при подогреве с помощью ТНУ и уходящими газами котла. При низких и средних температурах подогрева наиболее выгодным является подогрев с помощью ТНУ, при этом

появляется С?ИЗб . которое может быть использовано на собственные нужды котельной, а при высоких температурах подогрева уходящими газами котлов.

В пятой главе проведена технико-экономическая оценка эффективности применения ДГА в котельных для г.Москвы.

В качестве источника подогрева газа была выбрана сетевая вода. Режимы работы котельной были выбраны, исходя из среднемесячных температур воздуха в течение года.

Было рассмотрены случаи с установкой одного ДГА на котел и двух. Было установлено, что срок окупаемости проекта с установкой ДГА в котельной с учетом прогнозируемой динамики изменения тарифов на энергоресурсы и капитальных затрат составит от 7,5 до 9 лет.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Предложен усовершенствованный метод оценки энергетической эффективности системы для генерации и трансформации энергоносителей, основанной на принципе их комбинированного производства, включающей в себя паровую или водогрейную котельную и детандер- генераторный агрегат. Обоснован выбор КПД нетто котельной в качестве критерия оценки энергетической эффективности исследованных схем включения ДГА в схему котельной.

2. Разработаны математические модели систем, включающих в себя паровую или водогрейную котельную и ДГА, при подогреве газа перед детандером уходящими газами котлов, прямой сетевой водой, дымовыми газами ГТУ и с помощью ТНУ. Математические модели и полученные при их реализации аналитические зависимости позволяют определять параметры работы системы как при номинальной, так и при переменной нагрузке.

3. Разработаны алгоритмы расчета, позволяющие определить необходимый расход газа, вырабатываемую электрическую мощность и энергетический КПД нетто паровой или водогрейной котельной и ДГА, при рассматриваемых способах подогрева газа в ДГА.

4. Численными исследованиями выявлено влияние различных факторов тепловых процессов на энергетическую и эксергетическую эффективность описанных систем с целью экономии энергетических ресурсов:

- определены условия, при которых применение того или иного способа подогрева газа приводит к большему выигрышу в тепловой экономичности совместной работы паровой или водогрейной котельной и ДГА;

- показано, что в случаях подогрева газа с помощью уходящих газов котлов и ТНУ КПД нетто котельной при использовании ДГА имеет большие значения, чем для котельной без ДГА;

- показано, что подогрев газа перед детандером с помощью уходящих газов котлов более эффективен, чем подогрев другими способами, а подогрев газа сетевой водой эффективнее, чем подогрев уходящими газами ГТУ, но менее эффективен, чем с помощью ТНУ, работающей в номинальном режиме;

- показано, что при работе в переменных режимах в случае низкой на1руз-ки котельной (менее 60 % от номинальной) необходимо обеспечить мероприятия, направленные на предотвращение уменьшения КПД детандера, в связи со снижением расхода газа;

- показано, что подогрев газа перед ДГА с помощью ТНУ, работающей в неноминальном режиме, эффективнее при средних и низких температурах подогрева газа в детандере, чем другие способы подогрева газа, а подогрев газа сетевой водой эффективнее, чем подогрев уходящими газами ГТУ, но менее эффективен, чем с помощью уходящих газов котлов, во всем диапазоне температур. При высоких температурах подогрева наиболее эффективен подогрев уходящими газами котлов.

5. Проведена технико- экономическая оценка применения ДГА в котельных на примере г.Москвы в случае подогрева газа перед детандером сетевой водой, показавшая, что срок окупаемости проекта установки ДГА в котельной с учетом возможной динамики изменения тарифов на энергоресурсы и капитальных затрат составит от 7,5 до 9 лет.

Список обозначений величин, встречаемых в автореферате: <3к — тепловая нагрузка котельной; <3СН — низшая теплота сгорания газа;

Оси — количество тепла, расходуемое на собственные нужды котельной;

1чГСн — мощность собственных нужд котельной;

^дга — мощность, вырабатываемая ДГА;

Ырту — мощность, вырабатываемая ГТУ;

т\"К0Т — КПД нетто котельной;

Т1брк — КПД брутто котла;

тЬу -КПД ГТУ;

Ь0, Ь2 — энтальпия газа перед котлом до и после включения ДГА; Ио — энтальпия газа при 0°С; Ь1 — энтальпия газа после подогревателя ДГА; Вт — расход газа котельной ;

В'т — расход газа котельной после подключения ДГА;

Вггу — расход газа ГТУ;

1хв — температура холодного воздуха;

*дг, ^ух—■ температура дымовых газов на выхлопе ГТУ и после подогрева газа;

Ф — коэффициент трансформации тепла;

Бд — потери эксергии при дросселировании;

Бк — потери эксергии в котле;

Цдга — потери эксергии в детандере;

Бто — потери эксергии в теплообменнике подогрева газа;

Огту — потери эксергии в ГТУ;

Оком — потери эксергии в компрессоре;

Оисп — потери эксергии в испарителе ТНУ;

Ц«онд— потери эксергии в конденсаторе ТНУ;

Од,, — потери эксергии в дросселе ТНУ;

Е г — эксергия газа на входе в котельную;

Е°св — эксергия сетевой воды на входе в котельную;

Е'нит — эксергия низкопотенциального источника на входе в испаритель ТНУ.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях:

1.Агабабов B.C., Корягин A.B., Андреев А.Р. Изменение показателей котельных при применении детандер-генераторных агрегатов// Промышленная энергетика.- 2004.-№7.- С.38-44.

2.Андреев А.Р., Агабабов B.C. Использование детандер-генераторных агрегатов в котельных// Десятая Международ, науч.-техн. конф. студентов и аспирантов: Тез. докл. В 3-х т. М.: МЭИ, 2004.-Т.2.-С. 340-341.

3.Андреев А.Р. Возможность применения детандер- генераторных технологий в котельных// Энергосбережение- теория и практика:Тр. Второй Всероссийской школы-семинара молодых ученых и специалистов.-М.¡Издательство МЭИ, 2004.- С.235-237.

4.Агабабов B.C., Корягин A.B., Андреев А.Р. Изменение показателей работы котельных при применении ДГА с подогревом газа дымовыми газами ГТУ// Промышленная энергетика.- 2005.-№1.- С.42-44.

5. Повышение надежности электроснабжения котельной/ B.C. Агабабов, А.Р. Андреев, A.B. Корягин, М.С. Бернер// Энергоменеджер.- 2005 .-№32-С.15-18.

6. Патент на полезную модель №43630 РФ, МПК 7 F 25 В 11/02. Детандер-генераторная установка/ B.C. Агабабов, A.B. Корягин, А.Р. Андреев и др. (РФ).- 3 с.:ил.

Подл, в печ. 09.02.2007. Формат 60*90/16 Объем 1 п.л

Тираж 100 экз. Заказ № 25

ООО «ПЕРЕПЛЕТЧИК» 111024, г. Москва, 2-й Кабельный пр., 2А тел.: 673-20-13, 373-20-09, 362-25-71 e-mail: pereplet54@mail.ru

СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В ДИССЕРТАЦИИ

ВВЕДЕНИЕ 6 1.ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ. ЗАДАЧИ

ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Классификация котельных. Типовое оборудование отопительных и промышленных котельных

1.2. Принцип работы ДГА. Цель и возможности применения ДГА в котельных различных типов

1.3. Возможные источники подогрева газа в детандер- генераторном агрегате

1.4. Существующие критерии оценки эффективности работы котельных, их анализ

1.5. Постановка задачи исследования

2. ВЛИЯНИЕ ДГА НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ КОТЕЛЬНЫХ

2.1. Выбор критерия оценки эффективности применения

ДГА в котельных

2.2. Математические модели систем, включающих котельную и ДГА. Влияние ДГА на эффективность работы котельной

2.2.1. При подогреве газа уходящими газами котлов

2.2.2. При подогреве газа сетевой водой

2.2.3. При подогреве газа дымовыми газами ГТУ

2.2.4. При подогреве газа с помощью теплового насоса

2.3. Анализ изменения КПД нетто и мощности установки в зависимости от способа подогрева газа перед детандером

Выводы к главе

3. ЭКСЕРГЕТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ СХЕМ С ДГА В КОТЕЛЬНОЙ

3.1. Эксергетический КПД установки без ДГА

3.2. Влияние ДГА на эксергетический КПД установки

3.2.1. В случае подогрева газа уходящими газами котлов

3.2.2. В случае подогрева газа сетевой водой

3.2.3. В случае подогрева газа уходящими газами ГТУ

3.2.4. В случае подогрева газа с помощью ТНУ

3.3. Анализ изменения эксергетического КПД в зависимости от способа подогрева газа перед детандером

Выводы к главе

4. ВЛИЯНИЕ ДГА НА ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ КОТЕЛЬНЫХ ПРИ ПЕРЕМЕННЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ

4.1. Исходные данные

4.2. Влияние ДГА на эффективность работы котельной при переменных режимах

4.2.1. При подогреве газа уходящими газами котлов

4.2.2. При подогреве газа сетевой водой

4.2.3. При подогреве газа уходящими газами ГТУ

4.2.4. При подогреве газа ТНУ

4.3. Анализ изменения КПД котельной нетто при работе на переменных режимах и различных способах подогрева газа

Выводы к главе

5. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ДЕТАНДЕР- ГЕНЕРАТОРНЫХ АГРЕГАТОВ

В КОТЕЛЬНЫХ

Выводы к главе

В настоящее время все больше внимания уделяется разработке мероприятий по повышению энергоэффективности производства. В 1996 г. был принят Федеральный Закон Российской Федерации «Об энергосбережении». Одним их эффективных способов энергосбережения является использование перепада давления дросселируемого на ГРС и ГРП газа для выработки электроэнергии с помощью детандер-генераторного агрегата.

Использование детандер-генераторных агрегатов возможно, в частности, на ГРП промышленных и отопительных котельных, которые являются достаточно крупными потребителями газа. Например, в г. Москве основную отопительную нагрузку несут муниципальные котельные - районные и квартальные тепловые станции (РТС и КТС), на которых используется около

3300000 тыс.м3 газа в год. Если принять, что газ на ГРП поступает с давлени

2 2 ем 4 кг/см и дросселируется там до 1.5 кг/см , то при использовании ДГА вместо дросселирования можно получить 86.3 млн.кВт*ч электроэнергии (при подогреве газа перед турбодетандером до 70°С и КПД турбодетандера, равном 0.8). Выработанная в детандерах электроэнергия может покрыть значительную часть электрических собственных нужд котельной.

Детандер - генераторный агрегат представляет собой устройство, в котором природный газ используется в качестве рабочего тела (без сжигания газа). Энергия газа преобразуется в детандере в механическую. При этом давление и температура газа снижаются. Механическая энергия, полученная в детандере, может быть преобразована в электрическую в соединенном с детандером электрическом генераторе.

Высокая энергетическая эффективность детандер-генераторных агрегатов определяется, в первую очередь, тем, что детандер не является тепловой машиной, для обеспечения работы которой необходимо часть подведенной теплоты отдавать холодному источнику. В ДГА почти вся подведенная к нему теплота (за исключением механических потерь) может быть преобразована в электрическую энергию. При работе ДГА газ перед детандером должен быть подогрет до такой температуры, чтобы на выходе из детандера его температура газа была не ниже точки росы (-Ю.-15°С). Это связано с обеспечением нормальных условий работы как самого детандера, так и газовых трубопроводов.

Одним из факторов, влияющих на эффективность ДГА, является выбор источника тепла для подогрева газа перед детандером и способ подогрева. Для подогрева газа могут быть использованы различные потоки теплоты, так, например, в отопительной котельной подогрев газа перед детандером может осуществляться уходящими газами котлов, прямой сетевой водой, дымовыми газами установленной в котельной ГТУ и с помощью теплонасосной установки.

Эффективное использование ДГА в котельных требует проведения исследований как при решении технических, так и технико-экономических вопросов.

При оценке эффективности применения детандер-генераторных агрегатов необходимо исходить из того, что они используются в уже существующей системе газоснабжения и проанализировать все изменения, происходящие с потоком газа по сравнению с исходным, уже существующим вариантом газоснабжения. При этом необходимо также учитывать, какое влияние оказывает использование ДГА на работу газопотребляющего оборудования. Это вызвано тем, что полная энергия, которую поток газа отдает в топке котла или печи, определяется не только теплотой его сгорания, но и физической теплотой топлива [59]. Следовательно, если газ после ДГА сразу направляется на сжигание, то эффективность использования ДГА для получения электроэнергии следует определять на основе системного подхода, т.е. с учетом того, как он повлияет на технико-экономические показатели, в частности, на расход топлива всей установки в целом по сравнению с тем, когда снижение давления газа происходило за счет дросселирования потока [29].

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ. ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Предложен усовершенствованный метод оценки энергетической эффективности системы для генерации и трансформации энергоносителей, основанной на принципе их комбинированного производства, включающей в себя паровую или водогрейную котельную и детандер- генераторный агрегат. Обоснован выбор КПД нетто котельной в качестве критерия оценки энергетической эффективности исследованных схем включения ДГА в схему котельной.

2. Разработаны математические модели систем, включающих в себя паровую или водогрейную котельную и ДГА, при подогреве газа перед детандером уходящими газами котлов, прямой сетевой водой, дымовыми газами ГТУ и с помощью ТНУ. Математические модели и полученные при их реализации аналитические зависимости позволяют определять параметры работы системы как при номинальной, так и при переменной нагрузке.

3. Разработаны алгоритмы расчета, позволяющие определить необходимый расход газа, вырабатываемую электрическую мощность и энергетический КПД нетто паровой или водогрейной котельной и ДГА, при рассматриваемых способах подогрева газа в ДГА.

4. Численными исследованиями выявлено влияние различных факторов тепловых процессов на энергетическую и эксергетическую эффективность описанных систем с целью экономии энергетических ресурсов:

- определены условия, при которых применение того или иного способа подогрева газа приводит к большему выигрышу в тепловой экономичности совместной работы паровой или водогрейной котельной и ДГА;

- показано, что в случаях подогрева газа с помощью уходящих газов котлов и ТНУ КПД нетто котельной при использовании ДГА имеет большие значения, чем для котельной без ДГА;

- показано, что подогрев газа перед детандером с помощью уходящих газов котлов более эффективен, чем подогрев другими способами, а подогрев газа сетевой водой эффективнее, чем подогрев уходящими газами ГТУ, но менее эффективен, чем с помощью ТНУ, работающей в номинальном режиме;

- показано, что при работе в переменных режимах в случае низкой нагрузки котельной (менее 60 % от номинальной) необходимо обеспечить мероприятия, направленные на предотвращение уменьшения КПД детандера, в связи со снижением расхода газа;

- показано, что подогрев газа перед ДГА с помощью ТНУ, работающей в неноминальном режиме, эффективнее при средних и низких температурах подогрева газа в детандере, чем другие способы подогрева газа, а подогрев газа сетевой водой эффективнее, чем подогрев уходящими газами ГТУ, но менее эффективен, чем с помощью уходящих газов котлов, во всем диапазоне температур. При высоких температурах подогрева наиболее эффективен подогрев уходящими газами котлов.

5. Проведена технико- экономическая оценка применения ДГА в котельных на примере г.Москвы в случае подогрева газа перед детандером сетевой водой, показавшая, что срок окупаемости проекта установки ДГА в котельной с учетом возможной динамики изменения тарифов на энергоресурсы и капитальных затрат составит от 7,5 до 9 лет.

1. Агабабов B.C., Аракелян Э.К., Корягин А.В. Изменение мощности КЭС при включении детандер- генераторного агрегата в ее тепловую схему // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики.-2000-№1-2.-С.32-39.

2. Агабабов B.C., Аракелян Э.К., Корягин А.В. Изменение удельного расхода топлива на электростанции конденсационного типа при включении в ее тепловую схему детандер- генераторного агрегата // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики.-2000.-№3-4.-С.42-47.

3. Агабабов B.C. Влияние детандер-генераторного агрегата на показатели тепловой экономичности теплоэлектроцентрали // Вестник МЭИ.-2002.-№5.-С.48-52.

4. Агабабов B.C. Влияние детандер- генераторных агрегатов на тепловую экономичность работы конденсационных электростанций // Тепоэнергетика.-2001.-№4.-С.51-55.

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

6. Агабабов B.C., Корягин А.В., Аракелян Э.К. Влияние детандер- генераторного агрегата на удельный расход топлива на КЭС // Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики.-2000-№7-8 .-С .3 2-3 6.

7. Агабабов B.C., Корягин А.В., Джураева Е.В. Влияние детандер- генераторного агрегата на показатели тепловой экономичности ТЭС // Известия академии наук. Энергетика.-2002.-№2.-С.54-59.

8. Агабабов B.C., Корягин А.В., Рожнатовский В.Д. Экономия топлива в энергосистеме при включении детандер- генераторного агрегата в тепловую схему электростанции // Известия академии промышленной экологии.-2001.-№2.-С.46-49.

9. Агабабов B.C., Корягин А.В., Утенков В.Ф. Детандер генераторный агрегат // Свидетельство на полезную модель №17971 МКИ 7 F 25 В 11/02 по заявке №2000129078 от 28.11.2000. Опубл. 10.05.2001. Бюлл. №13.

10. Агабабов B.C., Корягин А.В., Хаймер Ю.Ю., Лоозе П. Использование детандер- генераторных агрегатов в промышленности // Энергосбережение в Поволжье.-2000.-Вып.№3.-С.89-91.

11. Агабабов B.C. Определение изменения мощности КЭС при включении детандер- генераторного агрегата в ее тепловую схему // Вестник МЭИ,-2000.-№2.-С.83-86.

12. Агабабов B.C. Определение экономии топлива на конденсационной электростанции при включении в тепловую схему детандер- генераторного агрегата // Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики.-1999-№12.-С.З-8.

13. Агабабов B.C. О применении детандер- генераторных агрегатов в газовой промышленности // Сборник "Энергосбережение на объектах ОАО "Газ-пром"".-2000.-С. 18-23.

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

15. Агабабов B.C. К выбору способа подогрева газа в детандер- генераторном агрегате на ТЭЦ // Энергосбережение и водоподготовка.-2002.-№4.-С.42-44.

16. Агабабов B.C., Корягин А.В., Титов В.Л., Михайлов И.А. О подогревегаза в детандер- генераторных агрегатах // Энергосбережение и водоподго-товка.-2001.-№1.- С.38-42.

17. Агабабов B.C., Корягин А.В., Титов В.Л., Хаймер Ю.Ю. Об использовании детандер- генераторных агрегатов в котельных // Энергосбережение и водоподготовка.-2000.- №2,- С. 14-18.

18. Агабабов B.C., Корягин А.В. Определение энергетической эффективности использования детандер-генераторного агрегата в системах газоснабжения// Теплоэнергетика.-2002.-№ 12.-С.35-38.

19. Аксенов Д.Т. Выработка электроэнергии и «холода» без сжигания топлива // Энергосбережение,- 2003.- №3.-С. 57-59.

20. Аракелян Э.К., Борисов Г.М., Макарчьян В.А., Голованов С.А., Третьяков С.И. Надстройка Сургутской ГРЭС газопроточными турбинами // Теплоэнергетика.- 1988.-№8.-С.45-48.

21. Бродянский В.М., Фратшер В., Михалек К. Эксергетический метод и его приложения. Под ред. В.М. Бродянского -М.: Энергоатомиздат, 1988.288 с.

22. Бузников Е.Ф., РоддатисК.Ф., Берзиныш Э.Я. Производственные и отопительные котельные. М.:Энергия.- 1974.

23. Везиришвили О.Ш., Меладзе Н.В. Энергосберегающие теплонасосные системы тепло- и хладоснабжения М:Издательство МЭИ, 1994 г. - 160 с.

24. Влияние детандер- генераторного агрегата на тепловую экономичность ТЭЦ / B.C. Агабабов, А.В. Корягин, Э.К. Аракелян, Ю.Л. Гуськов и др.// Электрические станции.-1997.-Спец.выпуск.-С.77-82.

25. Волков Е.В., Никонова Л.В. Ин-т теплофизики УрО АН СССР. Свердловск, 1991.-8с.-Дп. В ВИНИТИ 16.4.91,№ 1610-В91.

26. Гуськов Ю.Л. Повышение эффективности работы ТЭЦ на основ внедрения детандер- генераторных агрегатов: Автореферат дис. . канд. тех. на-ук.-М.: 1997.-19с.

27. Гуськов Ю.Л., Малянов В.В., Давыдов Ю.Я., Агабабов B.C., Корягин А.В. Опыт эксплуатации детандер-генераторного агрегата на ТЭЦ- 21 Моеэнерго II Электрические станции.- 2003,- №10.- С. 15-17.

28. Давыдов А.Б., Кабулашвили А.Ш., Шерстюк А.Н. Расчет и конструирование турбодетандеров.-М.: Машиностроение.-1987.

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

30. Епифанова В.И. Низкотемпературные радиальные турбодетандеры. М: Машиностроение,-1974.

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

32. Капица П.Л. Турбодетандер для получения низких температур и его применение для сжижения воздуха // ЖТФ.-1939.-Т.9.-Вып.2.-С.99-123.

33. Катц Д.Л., Корнелл Д. и др. Руководство по добыче и переработке природного газа.-М.:Недра.-1965.

34. Кириллин В.А. Техническая термодинамика. М.:Наука, 1979.

35. Клименко А.П. Использование перепада давления природного газа // Ин-т использования природного газа АН УССР.-1960.- Вып.9.

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

37. Клименко А.П. Термодинамический анализ и опытное исследование расширительной машины в процессах обработки и переработки природного газа: Автореферат дис. канд. тех. наук.-М.: 1955.-20с.

38. Криогенные системы / A.M. Архаров, В.П. Беляков, Е.И. Микулин и др.-М.: Машиностроение,-1987.-536.

39. Куличихин В.В., Кудрявый В.В., Чижов В.В., Лазарев Л.Я. Об использовании потенциальной энергии природного газа на тепловых электростанциях // Электрические станции.-1997.-№2.-С.8-11.

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

41. Методика определения термодинамической эффективности включения детандер- генераторных агрегатов в тепловую схему ТЭЦ / B.C. Агабабов,

42. Ю.Л. Гуськов, В.В. Кудрявый, Э.К. Аракелян // Вестник МЭИ.-1996.-№2.-С.73-76.

43. Обзор докладов на заседании криогенного общества США // Холодильная техника.-1992.-№2.

44. Опытно-промышленная эксплуатация турбодетандерной установки / В.П. Мальханов, М.А. Петухов, В.А. Лопатин и др. // Газовая промышленность." 1994.-№1.

45. Очистка технологических газов / Под ред. Т.А. Семеновой и И.Л.Лейтиса.-М.:Химия-1977.-488 е.

46. Проспект фирмы ABB TURBINE.

47. Проспект фирмы Kobe steel. Япония.

48. Результаты испытаний ДГА на ТЭЦ-21 / B.C. Агабабов, С.Г. Агабабов Ю.Л Гуськов, В.В. Кудрявый и др. // Вестник МЭИ.-2000.-№2.-С. 16-20

49. Сидельковский Л.Н., Юренев В.Н. Котельные установки промышленных предприятий. -М.: Энергоатомиздат, 1988.

50. СНиП 23- 01 -99 Строительная климатология.

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

52. Справочник по физико-техническим основам криогеники. Под ред. проф. М.П. Малкова.-М.: Энергоатомиздат.-1985.-431 с.

53. Степанец А.А., Горюнов И.Т., Гуськов Ю.Л. Энергосберегающие комплексы, основанные на использовании перепада давления на газопроводах // Теплоэнергетика.-1995.-№6.-С.ЗЗ-35.

54. Степанец А.А. Об эффективности детандер- генераторных агрегатов в тепловой схеме ТЭЦ. / Энергетик.-1999.-№4.

55. Степанец А.А. Энергосберегающие турбодетандерные установки. / Под ред. А.Д. Трухния.-М.: ООО «Недра- Бизнесцентр».-1999.-258 с.

56. Столяров А.А. Состояние и перспективы применения турбодетандеров для установок разделения природных газов.// Тр. ин-та ВНИИЭгазпром.-1983 .-Вып.2.-С. 12-16.

57. Страус В. Промышленная очистка газов.-М.: Химия.-1981 .-616с.

58. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод)/ Под ред. Н.В. Кузнецова. М.: Энергия, 1973.

59. Твердохлебов В.И., Мальханов В.П. Утилизационные установки для ГРС и КС // Газовая промышленность.-1985.-№7.

60. Трухний А.Д. Термодинамические основы использования утилизационных турбодетандерных установок // Вестник МЭИ.-1999.-№5-С.10-14.

61. Утилизационная газотурбинная установка ТГУ-11 / Г.В. Проскуряков, В.Н. Горшков, В.Е. Авербух и др. // Тяжелое машиностроение.-1991.- №4.

62. Шпак В.Н. Газораспределительная станция с энергетической установкой. Патент №2009389. Россия, 1994.

63. Шпак В.Н. Разработки АО «Криокор» в области малой энергетики на базе газовых технологий // Газовая промышленность.-1997.-№5.

64. Энергосберегающие технологии в СССР и за рубежом. Аналитический альбом / Под общ. ред. д.т.н. проф. Ятрова С.Н.-М.:-1990.

65. Я. де Бур. Введение в молекулярную физику и термодинамику: Пер. с англ./-М.:Изд-во иностр. Литер., 1962.-277 с.

66. Язик А.В. Утилизация потенциальной энергии газа на газораспределительных станциях в детандерных установках // Обзорн. инф. сер. Использование газа в народном хозяйств. ВНИИЭГазпром, 1988, вып.4.

67. Arbeitsgemeinschaft fur sparsamen und umweltfreundlich Energieverbrauch e.V. (ASUE). Hamburg.-1995.

68. Berge W., Zahner C. Erdgas-Entspannungsturbine Goeppingen // Gas-Erdgas gwf (BRD).-132(1991). Nr.7. -S.302-304.

69. Bosen W. Auslegung und Regelung von Erdgasexpansionsturbinen / VDI Berichte 1141. Duesseldorf. VDI-Verlag GmBH. -1994. -S.l 13-124.

70. De toepassing van aardgasexpansiesystemen. Verweij K.A. Elektrotechiek.-1990.-68.-№9.-S.791-796. Нид., рез. англ.

71. Energiebesparende installatie van Energiebedrift Amsterdam. Elektro tech-niek.-1991 .-69.-№ 11 .-S. 997. Нид.

72. Fasold H.-G., Wahle H.-N. Berechnung und Auslegung von Erdgas-Vorwaermanlagen // Gas-Erdgas gwf (BRD).-135(1994.) Nr.4. -S.220-224.

73. Hagedorn G. Technische Moeglichkeiten und Anwendungspotentiale fuer den Einsatz von Entspannungsmaschinen in der Versorgungswirtschaft und Industrie // VDI Berichte 1141. Duesseldorf. VDI-Verlag GmBH. -1994. -S.l-15.

74. Huenning R., Hube W., Rickenberg R. Projektierung eine Expansionsanlage fuer die Stadatwerke Guetersloh // Gas-Erdgas gwf (BRD). -132(1991). -Nr.9. -S.433-437.

75. Installation list of power recovery turbine / Каталог фирмы Kobe Steel, LTD, Япония, 1999.

76. Kaszor H.-E. Anwendererfahrungen mit der industriellen Turbinenentspan-nungsanlage der Buderus AG Edelstahlwerke // VDI Berichte 1141. Duesseldorf. VDI-Verlag GmBH. -1994. -S.81-99.

77. Les economies d'energie dans le transport du gaz par canalisations. Le re-chauftage du gaz. Graille Michel. «Gazd'aujourdhui». 1987, 111, №3,113-118. (фр., рез. англ., нем.).

78. L 'installatore technico.-1990.-Anno 4.-№1.-Р.18-32. Ит.

79. L 'installatore technico.-1990.-Anno 4,-№l.-P.33-34. Ит.

80. L 'installatore technico.-1990.-Anno 4.-№1.-Р.35-45. Ит.

81. Luetge R. Einsatzkriterien, Betriebs und Regelverhalten von Erdgas-Kolbenexpander // VDI Berichte 1141. Duesseldorf. VDI-Verlag GmBH. -1994. -S.163-178.

82. Martel U., Brogli A. Technische Beschreibung einer Gasexpansionsanlage // Gas-Erdgas gwf (BRD). -136(1995). -Nr.l 1. -S.601-609.

83. Modrei P., Sundermann H.-H. Planung, Bau und erste Betriebserfahrungen einer Erdgas Expansionsanlage in Ferngassystemen // Gas-Erdgas gwf (BRD). 139(1998).-Nr. 5.-S.276-282.

84. Recovering energy in gas pressure reduction. Truston Albert. Contr. and in-strum.-1991 .-23.-№5.-P. 115. Англ.

85. Rostek H.A., Rothmann D. Erdgasentspannung-Stromerzeugung mit fast 100% Wirkungsgrad. Gas Zeitschrift fur Wirtschaft. und unweltfreundliche Energienanwend.-1989.-40.-№3.-S.35-37. Нем.

86. Seddig H. Erfahrungen mit Gasexpansionsanlagen // Gas-Erdgas. 134(1993).-Nr. 10. S.542-547.

87. Shpak V.N. Gas Distribution Station with Power Plant. Патент № 5,425,230. США, 1995.

88. Surek D. Energierueckgewinnung mit Seitenkanal Entspannungsmaschi-nen // VDI-Berichte.-1994.-1141 .-S.l45-162.

89. Truston A. Recovering energy in gas pressure reduction // Contr. and In-strum.-1991,23, N 5.

90. Tuma M.,Sekavcnik M. Stromerzeugung mit Erdgas-Entspannungsmaschinen / Erdgastechnik.

91. Urban M., Fiescher B. Nachruestung einer 4 MW Erdgas-Entspannungsanlage zur Stromerzeugung im Kraftwerk Mainz Wiesbaden // VDI-Berichte.-1994.-1141.-S.101-111.

92. Welzel B. Stand der Entwicklung einer einfach regelbaren Axial Wasser-turbine zum Einsatz als Entspannungsturbine in Rohrleitungssystemen // VDI-Berichte.- 1994.-1141 .-S.49-60.

93. Willmroth G. Magnetgelagerte Turbogeneratoren // VDI-Berichte.-1994.-1141.-S.125-143.