автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Исследование и оптимизация характеристик парогазовых КЭС малой и средней мощности с одноконтурными котлами-утилизаторами

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО СОЗДАНИЮ ПГУ-КЭС С КУ И РАБОТ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ И ОПТИМИЗАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ.

1.1. Актуальность развития малой энергетики на базе газотурбинных и парогазовых технологий.

1.2. Термодинамические основы циклов и тепловые схемы ПГУ-КЭС с одноконтурными котлами-утилизаторами.

1.3. Обзор работ по исследованию и оптимизации энергетических показателей ПГУ-КЭС с КУ.

1.4. Постановка задачи и цели исследования.

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ НАЧАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПАРА ПГУ-КЭС С ОДНОКОНТУРНЫМИ КОТЛАМИ-УТИЛИЗАТОРАМИ.

2.1. Основные положения методики расчетов схем и определения показателей тепловой экономичности ПГУ-КЭС с КУ.

2.1.1. Основные положения методики расчетов тепловых схем и элементов ПГУ-КЭС с КУ.

2.1.2. Определение показателей тепловой экономичности ПГУ-КЭС с КУ.

2.2. Методические основы оптимизации начальных параметров пара ПГУ-КЭС с одноконтурными КУ.

2.3. Особенности генерации пара в котле-утилизаторе парогазовой установки.

2.4. Влияние параметров генерируемого в КУ пара на изменение срабатываемого в паровой турбине теплоперепада.

2.5. Оптимизация начальных параметров пара ПГУ-КЭС с одноконтурными КУ.

2.6. Исследование влияния различных параметров схемы ПГУ-КЭС на оптимизацию начальных параметров пара.

2.6.1. Влияние выбора температурного напора в «пинч-пойнте» котла-угализатора на оптимальные начальные параметры пара ПГУ-КЭС.

2.6.2. Влияние выбора давления в конденсаторе ПТУ на оптимальные начальные параметры пара ПГУ-КЭС.

2.6.3. Влияние выбора давления в деаэраторе ПТУ на оптимизацию начальных параметров пара ПГУ-КЭС.

2.6.4. Влияние внутреннего относительного КПД паровой турбины на оптимальные начальные параметры пара ПГУ-КЭС.

2.7. Затраты электроэнергии на собственные нужды ПГУ-КЭС и их влияние на оптимизацию начальных параметров установки

2.7.1. Особенности определения затрат электроэнергии на собственные нужды ПГУ-КЭС с КУ.

2.7.2. Влияние расхода энергии на собственные нужды ПГУ-КЭС на оптимизацию начальных параметров установки.

2.8. Выводы по главе 2.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ДОЖИГАНИЯ ТОПЛИВА В ПГУ-КЭС С ОДНОКОНТУРНЫМИ КОТЛАМИ-УТИЛИЗАТОРАМИ.

3.1. Особенности методики расчетов схем ПГУ-КЭС с КУ при использовании дополнительного сжигания топлива.

3.2. Условие роста тепловой экономичности ПГУ-КЭС с КУ при использовании дополнительного сжигания топлива.

3.3. Исследование эффективности использования дожигания топлива в ПГУ-КЭС с КУ при неизменных начальных параметрах пара (Чш =const.).

3.3.1. Особенности генерации пара в КУ при использовании дожигания с неизменными параметрами пара.

3.3.2. Условие роста КПД ПГУ-КЭС при дожигании с неизменными начальными параметрами пара.

3.3.3. Исследование эффективности использования дожигания топлива в ПГУ-КЭС с КУ на базе различных типов ГТУ (t ш =const.).

3.3.4 Исследование влияния параметров схемы ПГУ-КЭС на характер изменения тепловой экономичности при дожигании (t[IH =const.).

3.4. Исследование эффективности использования дожигания топлива в ПГУ-КЭС с КУ с изменением начальных параметров napa(trffi=f(pfl)).

3.4.1. Особенности генерации пара в КУ при использовании дожигания с изменением параметров пара (1ш = f(Pfl)).

3.4.2. Особенности изменения срабатываемого в ПТ теплоперепада при использовании дожигания (tnE = f(Pfl)).

3.4.3. Исследование эффективности использования дожигания топлива в ПГУ-КЭС с КУ на базе различных типов ГТУ (t^ = f (р д)).

3.4.4. Исследование влияния параметров схемы ПГУ-КЭС на характер изменения тепловой экономичности при дожигании (t ПЕ = f (|3 д ) ).

3.5. Влияние расхода электроэнергии на собственные нужды на эффективность использования дожигания топлива в ПГУ-КЭС с одноконтурными КУ.

3.6. Выводы по главе 3.

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ НЕРАВНОМЕРНОСТИ ПАРАМЕТРОВ ГТУ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ПГУ-КЭС С ОДНОКОНТУРНЫМИ КУ.

4.1. Неравномерность характеристик газотурбинных установок

4.2. Влияние неравномерности характеристик ГТУ на показатели энергетического модуля «ГТУ-КУ».

4.3. Особенности определения годовых показателей работы ПГУ-КЭС с КУ.

4.4. Исследование влияния неравномерности характеристик ГТУ на показатели работы ПГУ-КЭС с КУ в годовом разрезе.

4.5. Выводы по главе 4.

ГЛАВА 5. ОЦЕНКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МОДЕРНИЗАЦИИ ГТЭС С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПА-РОГ АЗОВ ОЙ ТЕХНОЛОГИИ (на примере Ингушской ГТЭС)

5.1. Варианты технического перевооружения Ингушской ГТЭС и анализ показателей тепловой экономичности.

5.2. Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта реконструкции Ингушской ГТЭС.

5.2.1. Основные положения методики определения экономической эффективности реконструкции ГТЭС с использованием парогазовых технологий.

5.2.2 Оценка стоимости реконструкции Ингушской ГТЭС.

5.2.3. Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта реконструкции Ингушской ГТЭС.

5.2.4. Анализ чувствительности показателей экономической эффективности вариантов реконструкции ГТЭС.

5.3. Выводы по главе 5.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.

В настоящее время сложилась довольно напряженная обстановка в энергетической отрасли нашей страны. Она явилась результатом совместного действия целого ряда факторов, среди которых можно выделить следующие:

• замедление темпов ввода новых энергетических мощностей, вызвавшее рост доли устаревшего и физически изношенного оборудования, находящегося в эксплуатации;

• сокращение производственных возможностей отечественного энергомашиностроения и электротехнической промышленности, а также отставание в сфере освоения новых технологий производства, транспорта и распределения электрической и тепловой;

• нерешенность экологических проблем и недостаточная подготовленность машиностроительной базы к созданию природоохранного оборудования для энергетики;

• длительные сроки сооружения атомных, тепловых и гидроэлектростанций;

• относительно низкая эффективность использования природного газа на существующих тепловых электростанциях;

• низкая инвестиционная привлекательность электроэнергетики. Проблема технического обновления российской электроэнергетики в последнее время из собственно отраслевой превратилась в общероссийскую. Задача модернизации и обновления оборудования энергокомпаний разных форм собственности является для России важнейшей экономической задачей. Поскольку основной объем вводов энергомощностей был осуществлен в 60-80 годы прошлого столетия (до 10 млн. кВт/год), в последние годы существенно обостряется проблема физического и морального старения оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей. К 2015 г. выработают парковый ресурс 112 млн. кВт или 62 % генерирующих мощностей [1]. При этом темпы воспроизводства основных фондов в электроэнергетике резко снизились (Рис. В.1). В результате сокращения финансирования резко уменьшилось количество объектов нового строительства, возросло количество законсервированных и временно приостановленных строек. Это сопровождалось еще более резким уменьшением заделов для ввода новых мощностей в будущем. Необходимо отметить, что основные фонды в электроэнергетике самортизированы более чем на 50 % [2], что снижает финансовые ресурсы для замены устаревшего оборудования. Кроме того, накопление устаревшего оборудования приводит к росту затрат на ремонт и перерасходу топлива, возникающие в результате этого издержки сопоставимы с ежегодно требуемыми инвестициями в техническое перевооружение энергетики с учетом собственных инвестиционных ресурсов [1]. При существующих темпах реновации, с учетом прогнозируемого роста потребления уже в 2006 г. Россия может стать энергодефицитной страной [2, 3]. Наметившаяся тенденция к росту потребления еще более приблизит появление дефицита энергии (рис. В.2).

Млн.кВт

I ,-,-.-^-!-(-1-,-1

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 гг.

Рис.В.1. Ввод мощности в электроэнергетике область неопределенности

1200-1545 1100-13151

1074

1052

1002

1020-1135 945-935

945

856 840 828 813 809 832

864 fl 1

1985 199019911992 1993 19941995 1996 1997 19981999 2000 2005 2010 2015 2020 гг.

Рис. В.2. Динамика потребления электроэнергии по России

Следует также отметить, что на долю тепловой энергетики в России приходится около 16 % объема загрязняющих веществ, поступающих в атмосферу от промышленных предприятий и транспорта. В настоящее время в связи со снижением нагрузок и значительной долей использования природного газа на ТЭС удается соблюдать установленные нормативы вредных выбросов. Однако повышение уровня нагрузок на ТЭС при наличии большого парка устаревшего и низкоэффективного оборудования приведет к возникновению критической с точки зрения установленных природоохранных требований ситуации.

Таким образом сформировались условия, требующие с одной стороны строительства новых электростанций с высокими энергетическими и экологическими показателями, а с другой, — экономию затрат на это строительство. Многие проблемы российской теплоэнергетики могут быть решены в случае ускоренного и крупномасштабного внедрения новых для нашей страны, технически прогрессивных газотурбинных и парогазовых технологий [4-7]. Анализ мировой энергетики показывает, что развитие теплоэнергетики на базе указанных технологий является общемировой тенденцией [8] и обеспечивает повышение эффективности тепловых электростанций и снижение их негативного воздействия на окружающую среду. Внедрение газотурбинных и парогазовых технологий в отечественную энергетику является одним из способов осуществить качественные изменения в отрасли и повысить общий уровень эффективности выработки электрической и тепловой энергии. Намечаемые масштабы развития электроэнергетики предполагают ввод ПГУ и ГТУ в период до 2010 г - 12 тыс. МВт, в период 2011-2020 гг. - 70 тыс. МВт [2]. Однако это возможно в случае, если будут созданы условия для направления широкомасштабных внешних инвестиций в электроэнергетику и отечественное энергомашиностроение.

Из многих факторов, влияющих на масштабы и направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике России, важным является структура топливного баланса. В настоящее время доля природного газа в суммарном расходе топлива на электростанциях РФ составляет 64 %. На перспективу до 2020 года основой электроэнергетики останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 67-70 %. При прогнозируемых уровнях электропотребления и намечаемом развитии генерирующих мощностей потребность электроэнергетики в топливе возрастет с 277 в 2000 г. до 456 млн. т усл. топл. (рис. В.З.). В 2020 г. Несмотря на то, что наиболее быстрыми темпами намечается увеличить потребление угля, доля природного газа сохранится на высоком уровне (53-58 %) [2]. В тоже время эффективность использования этого вида топлива чрезвычайно низка, вследствие физического и морального износа энергогенерирующего оборудования и технологий.

Проблема повышения эффективности использования природного газа актуальна как для крупных энергосистем, так и для энергообъектов малой и средней мощности, в том числе и промышленных, к которым в настоящее время обращается пристальное внимание. Использование оборудования, установленного на этих объектах, имеющего изначально достаточно невысокие показатели тепловой экономичности и в связи с износом еще более ухудшившее их, привело к значительному снижению эффективности использования топлива и увеличению себестоимости производимой на этих объектах энергии, что в свою очередь отразилось на увеличении себестоимости выпускаемой продукции.

Упомянутому масштабному внедрению газотурбинных технологий, препятствует дефицит инвестиций в энергетическую отрасль. Вместе этим, на фоне проявившегося в последние годы экономического роста, стали появляться инвесторы, готовые финансировать проекты создания и реконструкции энергообъек

500

450

400

350 с с о ЗПО н с;

250 н

I с; ?00

1>

150

100

50 0

И Газ Мазут Уголь и пр.

176:

Т5

2000

186

208;

228

242

2005

2010 2015 2020 годы

Рис. В.З. Потребность в топливе на ТЭС России на период до 2020 г тов малой и средней мощности. Это и может стать первым этапом распространения парогазовых и газотурбинных технологий в России.

Настоящая работа посвящена исследованию и оптимизации характеристик парогазовых установок конденсационного типа малой и средней мощности с одноконтурными котлами утилизаторами. Основные части работы посвящены оптимизации начальных параметров паровой части ПГУ, а также исследованию эффективности использования дополнительного сжигания топлива перед КУ. Проанализировано влияние неравномерности характеристик ГТУ различных типов на показатели парогазовых КЭС и их элементов. Проведена оценка экономической эффективности предложенных оптимизационных решений на примере модернизации Ингушской ГТЭС.

Работа выполнена под руководством кандидата технических наук, доцента кафедры ТЭС МЭИ (ТУ) Цанева С.В., которому автор выражает глубокую благодарность.

Автор выражает благодарность и признательность научному руководителю НИЛ МЭИ (ТУ) «ГТУ и ПГУ ТЭС» кандидату технических наук, доценту Бурову В.Д. за постоянную поддержку, ценные замечания, советы и консультации при выполнении диссертационной работы. Автор благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» за сотрудничество и помощь в процессе оформления данной работы, а также к.т.н. Дорофеева С.Н., к.т.н. Конакотина Б.В., к.т.н. Дуд-ко А.П. за оказанную поддержку и содействие при создании расчетных средств.

Автор работы благодарит сотрудников кафедры Тепловых электростанций МЭИ (ТУ) за ряд сделанных важных замечаний и полезных рекомендаций.

Автор признателен фирме ЗАО «МР-Энерго» и лично к.т.н. Макареви-чу В.В. за консультации и предоставленные материалы.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

По диссертационной работе можно сделать следующие выводы:

1. Разработаны методические основы выбора оптимальных начальных параметров пара парогазовых КЭС с одноконтурными котлами-утилизаторами. Получено условие оптимума начальных параметров пара, отражающее специфику изменения характеристик ПГУ в зависимости от указанных параметров. На основе разработанных методических подходов получена обобщенная зависимость для оптимального начального давления пара с точки зрения тепловой экономичности при заданной температуре выхлопных газов ГТУ и величине температурного напора на «горячем конце» пароперегревателя КУ (определяющих начальную температуру пара).

2. Выявлена степень и характер влияния отдельных параметров схемы ПГУ-КЭС, а также затрат электрической энергии на собственные нужды установки на выбор оптимальных начальных параметров пара ПГУ-КЭС. На базе проведенных исследований даны рекомендации по выбору оптимальных начальных параметров паротурбинной части ПГУ-КЭС с одноконтурными КУ, которые используются в работах проектных и инжиниринговых организаций при проектировании установок указанных типов на базе ГТУ малой и средней мощности.

3. Разработаны методические положения определения эффективности дополнительного сжигания топлива перед одноконтурным КУ на показатели тепловой экономичности ПГУ-КЭС. Выявлены причины возможного увеличения тепловой экономичности установки при дожигании. Получено условие роста КПД производства электроэнергии ПГУ при использовании дожигания.

4. Исследовано влияние отдельных параметров схемы ПГУ-КЭС на изменение тепловой экономичности установки при дожигании. Проанализированы особенности изменения затрат электрической энергии на собственные нужды ПГУ-КЭС с КУ при использовании дожигания, проанализировано их влияние на КПД производства электроэнергии в случае применения дополнительного сжигания топлива перед котлом-утилизатором. Разработаны обобщенные рекомендации по определению тенденции изменения тепловой экономичности ПГУ при дожигании в зависимости от типа и характеристик ГТУ для заданных параметров паротурбинной части.

5. Выполнена оценка влияния изменения параметров выхлопных газов ГТУ различных типов на показатели энергетического модуля «ГТУ-КУ». Выявлена взаимосвязь неравномерности характеристик ГТУ и выбора параметров пара, генерируемого в КУ. Проведен анализ влияния изменения параметров ГТУ в зависимости от температуры наружного воздуха на годовые показатели работы парогазовой установки в целом. Даны рекомендации по учету влияния неравномерности характеристик газотурбинных установок на различных стадиях проектирования.

6. Разработаны основные положения методики определения экономической эффективности модернизации энергообъектов с использованием парогазовых технологий, учитывающие специфику изменения работы основных элементов установки. На примере действующей газотурбинной электростанции (Ингушской ГТЭС) предложены варианты повышения показателей экономичности работы с учетом полученных оптимизационных решений. Проведена оценка экономической эффективности предлагаемых вариантов перевода ГТЭС в ПГУ-КЭС с КУ с учетом возможного изменения экономической конъюнктуры.

1. Романов А.А. Необходимость технического перевооружения электроэнергетики России // Эффективное оборудование и новые технологии в российскую тепловую энергетику: Сб. докл. под общ. ред. Г.Г. Ольховского. - М.: АООТ «ВТИ», 2001.-С. 15-18.

2. Кучеров Ю.Н., Волков Э.П. Стратегические направления и приоритеты развития энергетики // Эффективное оборудование и новые технологии в российскую тепловую энергетику: Сб. докл. под общ. ред. Г.Г. Ольховского. -М.: АООТ «ВТИ», 2001. - С. 4-14.

3. Батенин В., Маслеников В. О стратегии развития энергетики России // Газотурбинные технологии. 1999. - № 6. - С. 14-20.

4. Ольховский Г.Г. Развитие теплоэнергетических технологий. Газотурбинные и парогазовые установки // Развитие теплоэнергетики: Сб. научн. ст. М.: АООТ «ВТИ», 1996. - С. 19-44.

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

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

7. Перспективные технологии для техперевооружения ТЭС: Краткий доклад. -М.: АООТ «ВТИ», 2000. 48 с.

8. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом // Теплоэнергетика. 1999. -№ 1. - С.71-80.

9. Щеглов А.Г., Иглова Л.В. Развитие и техническое перевооружение электроэнергетики России на основе строительства промышленных, коммунальных и сельских электростанций малой и средней мощности // Энергетическое строительство. 1992. -№ 12. - С. 47-51.

10. Саламов А. Тепловые электростанции малой мощности // Вестник электроэнергетики. 1998. -№ 3. - С. 16-21.

11. Развитие малой энергетики в Северо-Западном регионе / Н. Александровская, И. Городницкий, Г. Смоляницкий и др. // Газотурбинные технологии.2000. -№6.-С. 34-35.

12. Газовые турбины для региональной энергетики. Опыт Ямбургской ГТЭС-72 / А. Ананенков, Н. Романов, 3. Салихов и др. // Газотурбинные технологии.2001.-№3.-С. 14-17.

13. Вологодская энергетическая программа // Газотурбинные технологии. 2000. -№6.-С. 30-31.

14. Марчуков Е. Газотурбинные технологии основа роста промышленного потенциала России // Газотурбинные технологии. - 2000. - № 2. - С. 2-3.

15. Гриценко Е.А., Орлов В.Н. Первая в России блочно-модульная теплоэлектростанция на базе ГТД авиационного типа НК-37 мощностью 25 МВт // Теплоэнергетика. 2001. - № 5.-С.15-17.

16. Белоусенко И.В. Основные направления концепции развития энергетики ОАО «Газпром» на основе применения собственных электростанций и энергоустановок // Изв. РАН. Энергетика. 2001 г. - № 5. - С. 54-63.

17. От энергетики газовой промышленности в энергетику России / И. Бело-усенко, А. Лезнов, В. Перевертайло и др. // Газотурбинные технологии. -2000,-№4.-С. 8-11.

18. Белоусенко И.В., Вертинский В.П., Сорокина З.П. Возможности утилизации и использования теплоты выхлопных газов газотурбинных двигателей энергоблоков электростанций мощностью до 25 МВт // Промышленная энергетика. 2000.-№ 5. - С. 53-56.

19. Гольдштейн А.Д., Кузнецов В.Ф., Пичкалов В.А. Парогазовая установка компрессорной станции «Грязовец» // Тр. АООТ «НПО ЦКТИ»: В 2 т. 1997. -Вып. 271.-Т. 2.-С. 23-28.

20. Парогазовые установки компрессорных станций / А.Д. Седых, A.M. Бойко, Н.И. Губанок и др. // Промышленная энергетика. 1997. - № 3. - С. 33-37.

21. Гольдштейн А.Д., Лезнов А.С., Вершинский В.П. Парогазовые установки компрессорных станций // Тр. АООТ «НПО ЦКТИ»: В 2 т. 1997. - Вып. 271. -Т. 1. - С.83-89.

22. Когенерационные энергоустановки с газовыми двигателями внутреннего сгорания / С.В. Цанев, В.Д. Буров, В.Е. Торжков и др. // Вестник МЭИ. 2000. -№1,- С. 19-22.

23. Элизабет Бретц. Реконструкция электростанций с повышением мощности // Мировая электроэнергетика. 1995. - №2. - С. 13-17.

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

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

26. Эффективность технического перевооружения паротурбинных теплофикационных энергоустановок с использованием парогазовой технологии / В.Д. Буров, С.В. Цанев, В.Е. Торжков, А.В. Зензин // Энергосбережение и водоподготовка. -2001.-№ 1,-С. 4-10.

27. Исследование путей повышения тепловой экономичности Ингушской газотурбинной ТЭС / В.Е. Торжков, В.Д. Буров, С.В. Цанев и др // Молодые ученые России теплоэнергетике: Материалы межрегиональной конф. - Новочеркасск, 2001.-С. 143-146.

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

29. Горел очное устройство для котла-утилизатора ПГУ-800 / А. Д. Горбаненко, О.В. Морозов, А.Г. Тумановский и др. // Теплоэнергетика. 1989. - № 5. - С. 54-57.

30. Горбаненко А.Д., Морозов О.В. Сжигание природного газа в забалластированном окислителе // Теплоэнергетика. 1991. - № 3. - С. 38-40.

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

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

33. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок / Елисеев Ю.С., Манушин Э.А., Михальцев В.Е. и др. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2000. - 640 с.

34. Зорин М.Ю. Оптимизация профиля паротурбинной утилизационной подстройки к ГТУ: Автореф. дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. Минск, 1990. - 20 с.

35. Эль Азхар Абдельхади. Выбор параметров ГТУ в схемах газотурбинных надстроек энергоблоков: Автореф. дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. Минск, 1996.-20 с.

36. Грибов В.Б., Комисарчик Т.Н., Прутковский Е.Н. Об оптимизации схем и параметров ПГУ с котлом-утилизатором / Энергетическое строительство. -1995.-№3,-С. 56-63.

37. Kehlhofer R. Н. Combined Cycle Gas and Steam Turbine Power Plants. Fairmont Press, Lilburn, Georgia, 1991. - 73 p.

38. Stork Ketels В. V. Combined cycles for power plants: Heat recovery steam generators, design principles and construction details. Von Karman Institute for Fluid Dynamics, 1993. - 26 p.

39. Арсеньев JI.B., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1982. - 247 с.50.3ысин В.А. Комбинированные парогазовые установки и циклы. М.: Гос-энергоиздат, 1962. - 185 с.

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

41. Чернецкий Н.С. Выбор параметров пара для ПГУ с котлом-утилизатором // Теплоэнергетика. 1986. -№ 3. - С. 14-18.

42. ГЦегляев А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн. 1.— 6-ое изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б.М. Трояновским. М.: Энергоатомиздат, 1993. - 384 с.

43. Щегляев А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн. 2. 6-ое изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б.М. Трояновским. - М.: Энергоатомиздат, 1993. — 416 с.

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

45. Березинец П.А., Васильев М.К. Анализ схем бинарных ПГУ на базе перспективной ГТУ // Теплоэнергетика. 2001. - № 5. - С. 18-30.

46. Клименко В., Клименко Ю., Мазур А. Парогазовые установки с дожиганием топлива на базе двигателя АЛ-31СТЭ // Газотурбинные технологии. 2002. -№1. - С. 6-10.

47. Расчет показателей тепловых схем и элементов парогазовых и газотурбинных установок электростанций / Цанев С.В., Буров В.Д., Торжков В.Е. и др.; Под ред. В.В. Чижова. М.: Изд-во МЭИ, 2000. - 72 с.

48. Алгоритм расчета тепловых схем парогазовых ТЭЦ / В.Д. Буров, С.В. Цанев,

49. A.П. Дудко, В.Е. Торжков // Моделирование технологических процессов в энергетике: Тез. докл. Первой науч.-техн. конф. Волжский, 1999. - С.11-13.

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

51. Турбины тепловых и атомных электрических станций / Костюк А.Г., Фролов

52. B.В., Булкин А.Е. и др.; Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. М.: Изд-во МЭИ, 2001.-488 с.

53. СНиП 23-01-99. Строительная климатология. -М.: Госстрой России. 2000. 55 с.

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

55. Цанев С.В., Буров В.Д., Конакотин Б.В. Расчет на ЭВМ утилизационного парового котла в схеме парогазовой установки. М.: Изд-во МЭИ, 1996. - 16с.

56. Печенкин С.П., Серебряников В.Н., Тишин С.Г. Расчет на ЭВМ тепловых схем паротурбинных установок ТЭС и АЭС. М.: Изд-во МЭИ, 1992. - 32 с.

57. К методике определения показателей тепловой экономичности ГТУ-ТЭЦ / И.Т. Горюнов, С.В. Цанев, В.Д. Буров, С.Н. Дорофеев // Электрические станции. 1996. -№ 3. - С. 2-6.

58. Исследование и оптимизация начальных параметров пара в схемах парогазовых КЭС с одноконтурными котлами-утилизаторами /С.В. Цанев, В.Д. Буров, В.Е. Торжков, А.В. Зензин // Энергосбережение и водоподготовка. -2002,-№2.-С. 46-52.

59. Мжельский Б.И., Мжельская В.А. Задачи оптимизации и инженерные методы их решения. М.: Изд-во МЭИ, 1995. - 44 с.

60. Особенности определения и анализ показателей энергетического модуля в тепловых схемах парогазовых установок / С.В. Цанев, В.Д. Буров, М.А. Соколова, Ш.Р. Якупов // Вестник МЭИ. 2002. - № 4. - С. 16-20.

61. Технический уровень и тенденции совершенствования паровых турбин промышленной энергетики / Степанов В.М., Ермолович С.К., Горяченко В.Ф. и др. М.: ЦНИИТЭИтяжмаш, 1991. - 40 с.

62. Особенности определения расхода электроэнергии на собственные нужды газотурбинных и парогазовых установок электростанций / В.Д. Буров, С.В. Цанев, В.Е. Торжков и др. // Вестник МЭИ. 2001. -№ 4. - С. 5-11.

63. Энергетические показатели высокоманевренных парогазовых теплоэлектроцентралей с дожиганием топлива / И.Т. Горюнов, С.В. Цанев, В.Д. Буров, Р.Ю. Долин // Электрические станции. 1997. - № 2. - С.12-15.

64. Паровые турбины и турбогенераторы ОАО «КТЗ» (номенклатурный перечень № 1). Калуга, 2002. - 40 с.

65. Федоров В.А., Смирнов В.М. Опыт разработки, строительства и ввода в эксплуатацию малых электростанций // Теплоэнергетика. 2000. - № 1. - С.9-13.

66. Паротурбинные комплексы производства КТЗ // Газотурбинные технологии. 2001.-№ 6. - С. 18.

67. Утилизационные газоводяные теплообменники в схемах паротурбинных и газотурбинных электростанций / Цанев С.В., Буров В.Д., Макаревич В.В. и др. М.: Изд-во МЭИ, 1997. - 24 с.

68. Фремминг Д., Хьялмарсон JL, Хаушменд М. Применение ЬСУДН для гарантированного пароснабжения при комбинированной выработке тепла и электроэнергии // Мировая электроэнергетика. № 1. - 1995. - С. 32-35.

69. Иваненков В.В., Жуков Г.И. Котлы утилизаторы для ПГУ и ГТУ // Тяжелое машиностроение. 1995. -№ 7. - С. 19-20.

70. Левченко Г., Резник Н., Иваненко В. Котлы-утилизаторы ТКЗ «Красный котельщик» для ГТУ // Газотурбинные технологии. 2001. - №1. - С. 28-31.

71. Новиков Ю., Иваненко В., Скрыль В. Основные направления разработок оборудования для ПГУ и ГТУ ОАО ТКЗ «Красный котельщик» // Газотурбинные технологии. 2002. - № 3. - С.38-42.

72. Петров Ю. Котлы-утилизаторы «ЗиО-Подольск» для парогазовых установок // Газотурбинные технологии. 2000. - № 5. - С. 34-36.

73. Экономика промышленности / Кожевников Н.Н., Басова Т.Ф., Чинакаева Н.С. и др.; Под. ред. А.И. Барановского, Н.Н. Кожевникова, Н.В. Пирадовой: В 3-т. М.: Изд-во МЭИ, 1998. - 3 т.

74. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: (Вторая редакция) / Коссов В.В., Лившиц В.Н., Шахназаров А.Г. и др. -М.: ОАО «НПО «Изд-во «Экономика»», 2000. 241 с.

75. Зависимость удельного расхода пара, генерируемого в энергетическом модуле «ГТУ одноконтурный КУ», от его давления для различных значений температурного напора на входе в пароперегреватель КУ (0Ш)

76. Температура газов за ГТУ $кт=350 °Сго1. О. ГО1. ГО О. ГО Со1. X о го1. О.1. Л 03 £рПЕ,МПас03 £0.02

77. Температура газов за ГТУ SKT=400 °С0.122 0.10го1. О. ГО1. ГО О. ГО Со1. X о го1. О.0.080.060.040.0010

78. Температура газов за ГТУ &кт=500 °С

79. Температура газов за ГТУ &кт=550 °С

80. Изменение относительного расхода пара, генерируемого в одноконтурном КУ, в зависимости от величины давления пара при различных значениях температурного напора на «горячем конце» пароперегревателя (О^)для температур газов за ГТУ:о