автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Исследование и оптимизация технико-экономических решений при проектировании и эксплуатации газотурбинных ТЭЦ

На правах рукописи

КУЛИКОВ ПАВЕЛ ФЕДОРОВИЧ

РП од

2 2 ДЕК

ИССЛЕДОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОТУРБИННЫХ ТЭЦ

Специальность 05.14.14 Тепловые электрические станции

(тепловая часть)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2000

Работа выполнена в АО МОСЭНЕРГО.

Научный руководитель:

кандидат технических наук, доцент Буров В. Д.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Боровков В. М. кандидат технических наук Осыка А. С.

Ведущая организация: ОАО «Объединение ВНИПИЭнергопром»

Защита состоится« 15 » декабря 2000г. в _14_ час. 00 мин, в аудитории Б-205 на заседании диссертационного совета K-053.1f3.01 в Московском энергетическом институте (Техническом университете) по адресу: .г. Москва, Красноказарменная ул., д. 17

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского энергетического института.

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

Автореферат разослан «_»_2000 Г-

Ученый секретарь

ШЯ - ОМ„, 18. 0

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Важной задачей дальнейшего развития энергетики является улучшение экономических, экологических, маневренных и надежностных показателей работы энергоустановок.

Одним из методов решения данной проблемы является применение газотурбинных теплоэлектроцентралей. Это позволяет достичь высоких показателей экономичности в термодинамическом цикле на широком диапазоне мощностей установок. Наиболее перспективным является использование ГТУ-ТЭЦ для теплоснабжения объектов малой мощности, где нецелесообразно применение мощных паротурбинных ТЭЦ.

Вместе с тем внедрение газотурбинных технологий должно сопровождаться оптимизацией технических решений по параметрам, схемам и выбору оборудования ГТУ-ТЭЦ. Вследствие этого актуальным является разработка методик и схемных решений, позволяющих использовать возможности ГТУ-ТЭЦ с максимальной эффективностью. Актуальными являются также вопросы оптимизации параметров при выборе оборудования ГТУ-ТЭЦ. Цель работы.

1. Анализ состава тепловых схем отопительных и промышленных газотурбинных ТЭЦ.

2. Разработка методических основ определения показателей различных типов ГТУ-ТЭЦ при сравнении различных вариантов тепловых схем;

3. Исследование и анализ технических решений существующих и проектируемых ГТУ-ТЭЦ на базе приведенных годовых показателей;

4. Разработка универсальных диаграмм режимов для энергетических модулей ГТУ-ТЭЦ (газовая турбина - газоводяной теплообменник) с использованием различных типов газотурбинных установок, газоьодяных теплообменников и графика отпуска теплоты для использования при проектировании и эксплуатации ГТУ-ТЭЦ;

5. Разработка основных положений методики технико-экономического сравнения вариантов теплоснабжения на ГТУ-ТЭЦ для исследования оптимизации вариантов отпуска тепловой энергии на этапе проектирования и эксплуатации ГТУ-ТЭЦ.

Научная новизна работы.

1. Разработана методика сравнения различных вариантов ГТУ-ТЭЦ на основе определения «приведенных» показателей тепловой экономичности и проведено исследование применения «приведенных» показателей тепловой экономичности ГТУ-ТЭЦ при сравнении различных схемных вариантов для отопительной и промышленной ГТУ-ТЭЦ.

2. Доказано, что сравнение различных вариантов ГТУ-ТЭЦ при одинаковой выработке теплоты не зависит от метода определения абсолютных показателей тепловой экономичности, положенных в основу сравнения.

3. Разработана методика построения диаграммы режимов энергетического модуля ГТУ-ТЭЦ и предложены способы ее применения на стадии проектирования и эксплуатации.

4. Разработаны основы технико-экономического выбора схем ГТУ-ТЭЦ на стадии их проектирования и эксплуатации.

Степень достоверности обеспечивается применением широко используемых методик расчетов элементов тепловых схем ТЭС, апробированных математических методов моделирования, а также апробацией полученных результатов и сходимостью с подобными результатами работ других авторов и результатами эксплуатации.

Практическая ценность работы.

1. Работа позволяет проводить комплексное исследование и анализ тепловых схем ГТУ-ТЭЦ, их показателей тепловой экономичности и режимов работы. Применение «приведенных» показателей тепловой экономичности позволяет эффективно сравнивать различные схемные варианты теплоснабжения объекта.

2. Использование диаграммы режимов энергетического модуля ГТУ-1ЭЦ на стадии проектирования и эксплуатации ГТУ-ТЭЦ позволяет упростить расчет показателей работы и выбор оптимального режима эксплуатации.

3. Результаты работы использованы специалистами института «Мосэнерго-проект», ЗАО «МР-Энергострой» и других проектных энергопредприятий при разработке технико-коммерческих предложений для проектов соору-

жения и техперевооружения ТЭС с использованием газотурбинной технологии.

4. Показаны пути совершенствования методов регулирования отпуска тепловой энергии на ГТУ-ТЭЦ, применительно к ГТУ-ТЭЦ в г. Электросталь.

Апробация работы и публикации. Результаты работы докладывались на международной научно-технической конференции «Природоохранные мероприятия на российских ТЭЦ» по результатам пилотного проекта ЕЯиэ 9309 в рамках программы ТАС1Б ( г. Москва, С. Петербург, 1998 г.), Международной научно-технической конференции "Состояние и перспективы развития электротехнологии (IX Бенардосовские чтения)" (г.Иваново, 1999 г.), 1-й научно-технической конференции "Моделирование технологических процессов в энергетике" (г.Волжский, 1999 г.), заседании Координационного совета РАН по техническим проблемам (г. Москва, 1999 г.), заседаниях Научно-технического совета АО Мосэнерго (1995-2000 гг.), заседаниях Научно-технического совета института «Мосэнергопроект» (2000 г.), заседании Научно-технического совета РАО «ЕЭС России» (2000 г.) и научном семинаре каф. ТЭС МЭИ (2000 г.) По результатам диссертации имеется 7 публикаций. Структура и объем диссертации.

Работа состоит из введения, пяти глав, выводов по работе, списка использованной литературы и приложений. Содержание работы изложено на 152 страницах машинописного текста. Список литературы содержит 83 наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении рассмотрены перспективы применения газотурбинных технологий в области развития теплофикации в теплоэнергетике России, показана необходимость оптимизации схемных решений на газотурбинных ТЭЦ. Сформулированы цели диссертационной работы.

В первой главе проведено исследование характеристик российского теплоэнергетического оборудования, применяемого на ГТУ-ТЭЦ и сравнение с зарубежными аналогами, рассмотрены типы тепловых схем ГТУ-ТЭЦ и прове-

ден обзор работ по разработке методик расчета тепловых схем ГТУ-ТЭЦ и определения их показателей тепловой экономичности.

В работе обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы следующие основные задачи исследования:

1. Анализ состава тепловых схем отопительных и промышленных газотурбинных ТЭЦ, особенностей применяемого оборудования, включения в схемы технических средств регулирования отпуска теплоты с учетом особенностей газотурбинных установок. При этом следует решить ряд проблем оптимизации тепловой схемы ГТУ-ТЭЦ: выбор критерия «пиков» отопительной нагрузки; выбор оптимального состава и типоразмера установленных на ГТУ-ТЭЦ газотурбинных установок, а также параметров отпуска теплоты; выбор методов снижения отопительной нагрузки.

2. Разработка методических основ и необходимых зависимостей определения показателей различных типов ГТУ-ТЭЦ при сравнении различных вариантов тепловых схем;

3. Исследование и анализ технических решений существующих и проектируемых ГТУ-ТЭЦ на базе приведенных годовых показателей, получение соответствующих выводов и рекомендаций;

4. Разработка универсальных диаграмм режимов энергетического модуля ГТУ-ТЭЦ. Использование разработанных диаграмм при проектировании и эксплуатации различных типов ГТУ-ТЭЦ и оптимизации технологических решений;

Вторая глава посвящена исследованию методики расчета абсолютных показателей тепловой экономичности ГТУ-ТЭЦ и разработке методики расчета «приведенных» показателей тепловой экономичности ГТУ-ТЭЦ при сравнении различных вариантов схемных решений. Для оценки тепловой экономичности

предложены и использованы энергетические показатели: г)э°д = ЭГ0Д/<Э£0Я

- среднегодовой КПД газотурбинной установки по выработке электроэнергии;

Р™я = /рГОД - среднегодовая доля теплоты, затрачиваемая в турбо-

установке на внешнего потребителя.

На основе этих показателей разработаны среднегодовые показатели тепловой экономичности ГТУ-ТЭЦ:

- КПД ГТУ-ТЭЦ по выработке электрической энергии (при «физическом» методе разделения топлива)

эгод год

ГОД(Ф) _ 'э м I

~а™д-а!;од 1-р™д 1 '

- КПД ГТУ-ТЭЦ по выработке электрической энергии (при «пропорциональном» методе разделения топлива)

о ГОД Г)ГОДу

^этп) = 0годТ +РГт0Д (2)

- коэффициент использования тепла топлива ГТУ-ТЭЦ («полный» КПД ГТУ-ТЭЦ):

эгод агод

Л"°Я = дгод + Рт°Д (3)

где ■л = л5Аад/л?АЗД " отношение КПД по выработке электроэнергии к

КПД по выработке теплоты при раздельном производстве.

Сравнение различных схемных решений при проектировании ГТУ-ТЭЦ должно базироваться на приведении сравниваемых объектов к одинаковым величинам производства различных видов энергии. При разработке теплоснабжения объекта предполагается, что производство тепловой энергии есть величина постоянная для всех вариантов. Следовательно сравниваемые варианты следует привести к общему отпуску электрической энергии.

Тогда «приведенные» показатели тепловой экономичности сравниваемого варианта (индекс «1») при приведении к «базовому» (индекс «О») равны:

- «приведенный» электрический КПД («физический» метод разделения топлива)

-ГОД(Ф) _ ЭГ0Д + АЭГ0Д ...

- «приведенный» электрический КПД («пропорциональный» метод разделения топлива)

-год,п, Э,г°Д+АЭ,год + 0^дхл

ЛЭ ,= + ( 1

- «приведенный» коэффициент использования тепла топлива («полный» КПД)

_год _ Э,год + ДЭ,год + Огт°д

Лп ' о™д+до™д (6)'

где

дэгод=эгод_эгод_

разница по выработке энергии в «0»-ом

варианте по сравнению «¡»-ым; Д(3™д = ДЭ,гоя/т)к - расход тепла топлива

на выработку дополнительной электроэнергии АЭ™Я в конденсационном режиме работы с «конденсационным» КПД производства электроэнергии -Г1К (из расчета расхода условного топлива 31СК-320 гут/кВт*ч).

Для исследования «приведенных» выражений (3+6), применительно к ГТУ-ТЭЦ, автором предлагается использовать следующие коэффициенты:

- коэффициент выработки электроэнергии, показывающий долю отпуска электроэнергии в ¡-ом варианте по сравнению с базовым:

кЭ),=Э™д/Э™д (7)

- коэффициент, определяющий отношение среднего годового КПД по выработке электроэнергии газотурбинной установки в составе ГТУ-ТЭЦ в «¡»-ом варианте и «0»-ом:

Ч.=ПГэ°Д,ЯОД0 (8)

- коэффициент, определяющего отношение КПД по выработке электроэнергии на «замещающей» установке и газотурбинной установки в составе ГТУ-ТЭЦ в «0»-ом варианте:

Лк

2к=-гЩ" О)

Лэ о

Тогда «приведенные» коэффициенты тепловой экономичности «¡»- ого варианта можно представить следующим образом:

- «приведенный» электрический КПД («физический» метод разделения топлива)

„Г°Д

—ГОД|Ф) _ ЛЭ о__.

Лэ ! ~ 4гг-с—"у— (10)

1 КЭ,1 | *Э,1 Ро *2т),1

2к

- «приведенный» электрический КПД («пропорциональный» метод разделения топлива)

-год(п) (год , пгод „-у, хг\лх гк ....

- «приведенный» коэффициент использования тепла топлива («полный» КПД)

Vой -{„Г°д + ПГ0Д V 2п.1хгк ,,

Отношение показателей тепловой экономичности в «¡»-ом и «0»-ом вариантах можно представить в виде следующих выражений:

- отношение КПД ГТУ-ТЭЦ по выработке электрической энергии (при «физическом» методе разделения топлива)

-ГОД(Ф> , ч

Лэ_1= _УЬЫ__мз)

^год(Ф) кЭ| 1-кэ,

Лэ о —5г! + —31_р0

2п.1 2*

- отношение КПД ГТУ-ТЭЦ по выработке электрической энергии (при «пропорциональном» методе разделения топлива)

ЛГэ°Д(П1, 1

2 4,1 2к

- отношение коэффициентов использования тепла топлива ГТУ-ТЭЦ («полный» КПД ГТУ-ТЭЦ):

_Л0_!_ =_1 М5ч

"Л ( >

2п,1 2К

В работе определено, при каких соотношениях между коэффициентами сравнения вариантов кэ,, , гК «приведенные» коэффициенты в «¡»-ом и

«0»-ом вариантах равны. Решение этой задачи показывает, что для всех исследованных методов определения тепловой экономичности «приведенные» коэффициенты в «¡»-ом и «0»-ом вариантах равны при следующих соотношениях:

ко I х

Это позволяет сделать вывод, что при сравнении различных вариантов схемных решений ГТУ-ТЭЦ, для теплоснабжения объекта не имеет значения, какой из рассмотренных в данной работе методов определения показателей тепловой экономичности выбран в качестве «базового». В любом случае, если данный вариант тепловой схемы ГТУ-ТЭЦ имеет более высокие показатели при одном из рассмотренных методов определения тепловой экономичности, то он будет лучшим и для других рассмотренных методов.

В третьей главе рассмотрены вопросы применения «приведенных» показателей тепловой экономичности при оптимизации тепловых схем отопительных и промышленных ГТУ-ТЭЦ.

Анализ работы промышленных и отопительных ГТУ-ТЭЦ показывает, что из-за особенностей графика отпуска теплоты потребителям при выборе оптимальной схемы для каждой из этих станций существуют различные оптимальные схемные решения. На рис. 1 приведен схематический график изменения отпуска тепловой нагрузки для отопительной и промышленной ГТУ-ТЭЦ.

Исследование регулирования отпуска теплоты на ГТУ-ТЭЦ показывает, что для отопительных установок организация покрытия отопительного

графика тепловых нагрузок сложнее по сравнению с промышленными, вследствие больших сезонных колебаний потребления теплоты.

От

От

Тнв

Тнв №к

гно

(а)

(в)

Рис. 1. Изменение тепловой нагрузки в течение года для промышленной (а) и отопительной (б) ТЭЦ

Для обеспечения регулирования отпуска теплоты на ГТУ-ТЭЦ приходится решать одну из двух задач:

1. Подвод дополнительного количества теплоты, в случае если тепловая мощность ГВТО меньше, чем требуется согласно сетевому графику. Основные методы решения этой задачи: использование пиковых водогрейных котлов для догрева сетевой воды, применение дожигания топлива в потоке уходящих газов перед ГВТО, впрыск воды (пара) в камеру сгорания турбины, использование пиковой нагрузки ГТУ.

2. Уменьшение теплоты, передаваемой теплоносителю, в случае если тепловая мощность ГВТО превышает тепловую нагрузку сети. Основные методы решения этой задачи: установка нескольких ГТУ с различной продолжительностью работы в течении года: байпасирование ГВТО по газовой стороне; использование схемы с рециркуляцией воды через ГВТО и подмешиванием обратной сетевой воды к прямой ; снижение мощности ГТУ.

Для сравнительного исследования отопительных ГТУ-ТЭЦ были использованы следующие варианты схем:

Схема № А. ГТУ-ТЭЦ, разработанная для теплоснабжения г. Электростали. Схема включает в себя 3 ГТУ GT 35 производства фирмы ABB с газоводяными теплообменниками. В качестве пикового источника теплоты использованы 3 пиковых водогрейных котла типа КВГМ-30.

Схема № Б. Аналогична схеме №А с использованием турбин GT 10 с более мощными газоводяными теплообменниками.

Схема № В. ГТУ-ТЭЦ с использованием дожигания топлива в потоке уходящих газов перед теплообменником с использованием 3 турбин GT 10.

Схема № Г. Схема аналогичная схеме № В с использованием 4 ГТУ

GT10.

Работа по схемам В и Г рассмотрена в 2-х вариантах:

1) регулирование отпуска тепловой нагрузки осуществляется дожиганием топлива при меньшем числе включенных ГТУ.

2) регулирование отпуска тепловой нагрузки осуществляется байпа-сированием излишка уходящих газов при большем количестве включенных турбин.

В табл. 1 приведены сравнительные показатели тепловой экономичности исследованных вариантов отопительной ГТУ-ТЭЦ. На основе полученных показателей можно сделать вывод, что для отопительных ГТУ-ТЭЦ различные схемные решения значительно влияют на количество вырабатываемой электрической энергии. Причем варианты с большей выработкой электрической энергии при расчете «приведенных» показателей обладают более высокими показателями.

В отличие от отопительных ГТУ-ТЭЦ, промышленная ТЭЦ является более простым объектом с точки регулирования отпуска тепловой энергии в течение года. Тепловая нагрузка ГТУ-ТЭЦ является величиной достаточно постоянной в течение годового изменения температуры наружного воздуха. Следовательно, выбор температуры наружного воздуха, для которого производится базовый конструкторский расчет котла-утилизатора не имеет столь важного значения как для отопительной ГТУ-ТЭЦ.

Таблица 1

Годовые показатели тепловой экономичности различных схем отопительной ГТУ-ТЭЦ

Номер схемы А Б В1 В2 Г1 Г2

Коэффициент теплофикации 0,402 0,618 0,618 0,618 0,821 0,821

Производство э/э, тыс. МВт*ч/год 343,6 421,8 337,1 421,8 345,5 462,7

Производство тепловой энергии, тыс. МВт* ч/год 670,9

Теплота расходуемого топлива, тыс. МВт* ч/год 1256,5 1295,1 1135,9 1294,8 1146,4 1377,7

КПД ГТУ-ТЭЦ по выработке э/э ("физический метод"), % 58,67 67,57 72,49 67,61 72,66 65,46

КПД ГТУ-ТЭЦ по выработке э/э ("пропори, метод"), % 48,51 52,93 55,63 52,93 55,43 51,77

КПД использования тепла топлива на ГТУ-ТЭЦ , % 83,86 85,42 92,68 85,43 92,14 82,31

Недовыработка э/э по сравнению с "базовым" вариантом, тыс. МВт*ч/год 119,1 40,9 125,6 40,9 117,2 0

Коэффициент выработки 0,743 0,912 0,729 0,912 0,747 1

«приведенный» КПД ГТУ-ТЭЦ по выработке э/э ("физический метод"), % 50,49 63,69 59,00 63,70 59,70 65,52

«приведенный» КПД ГТУ-ТЭЦ по выработке э/э ("пропорц. метод"), % 43,87 51,22 49,66 51,22 49,91 51,77

«приведенный» КПД ГТУ-ТЭЦ использования тепла топлива, % 70,12 80,84 76,64 80,85 77,31 82,31

Для сравнительного исследования были использованы следующие варианты схем промышленных ГТУ-ТЭЦ:

Схема № А. Проект промышленной Астраханской ГТУ-ТЭЦ. Схема включает в себя 3 энергоблока «газовая турбина + котел-утилизатор» на базе газовой турбины GT 8С производства фирмы ABB.

Схема № Б. ГТУ-ТЭЦ, состоящая из 3-х энергоблоков «газовая турбина + котел-утилизатор» на базе газовой турбины V64.3 производства фирмы "Siemens":

Схема № В. ГТУ-ТЭЦ, состоящая из 3-х энергоблоков «газовая турбина + котел-утилизатор» на базе газовой турбины V64.3a производства фирмы "Siemens".

Схема N° Г. ГТУ-ТЭЦ, состоящая из 2-х энергоблоков «газовая турбина + котел-утилизатор» на базе газовой турбины ГТГ-110 производства фирмы АО "Рыбинские моторы".

При исследовании принималось, что все турбоагрегаты работают на 100 %-ной нагрузке.

В табл. 2 приведены сравнительные показатели тепловой экономичности исследованных вариантов промышленной ГТУ-ТЭЦ.

Как видно из табл. 2 в этом случае имеет место заметное различие в количестве вырабатываемой в течение года электроэнергии при равенстве отпуска тепловой энергии и годовых КПД. Вместе с тем «приведенные» величины различных видов КПД ГТУ-ТЭЦ незначительно отличаются между собой для каждого из рассматриваемых вариантов тепловой схемы.

Таблица 2

Показатели тепповой экономичности различных вариантов схем промышленной ГТУ-ТЭЦ

Номер схемы 1 2 3 4

Производство э/э, тыс. МВт*ч/год 1243,1 1420,9 1561,7 1676,9

Производство тепловой энергии, тыс.. МВт * ч/год 1764,0

Расход тепла топлива, тыс. МВт*ч/год 3544,5 4059,3 4344,4 4554,7

Годовой КПД ГТУ-ТЭЦ по выработке э/э ("физический метод"), % 69,82 61,90 60,52 60,09

Годовой КПД ГТУ-ТЭЦ по выработке э/э ("пропорц. метод"), % 57,47 54,56 54,22 54,25

Годовой КПД ГТУ-ТЭЦ использования тепла топлива, % 84,84 78,46 76,55 75,55

Недовыработка э/э по сравнению с "базовым" вариантом, тыс. МВт*ч/год 0 -177,8 -308,1 -370,7

Коэффициент выработки 1 1,14 1,25 1,30

«приведенный» КПД ГТУ-ТЭЦ по выработке э/э ("физический метод"), % 68,29 67,83 69,88 69,99

«приведенный» КПД ГТУ-ТЭЦ по выработке э/э("пропорц. метод"), % 56,83 56,63 57,49 57,54

«приведенный» КПД ГТУ-ТЭЦ использования тепла топлива, % 83,90 83,60 84,88 84,95

В четвертой главе рассмотрены вопросы, касающиеся построения и использования диаграммы режимов энергетического модуля ГТУ-ТЭЦ при проектировании и эксплуатации.

. Диаграмма организована таким образом, что по ней можно определить совместные параметры ГТУ и ГВТО в составе ГТУ-ТЭЦ.

Диаграмма режимов ГТУ, построенная для примера на базе ГТУ GT 8С ABB приведена на рис. 2 и 3. При использовании диаграммы в общем виде возможно несколько различных последовательностей определения показателей экономичности ГТУ-ТЭЦ в зависимости от режима работы. Среди них можно выделить три наиболее часто используемых:

1) Определение возможной тепловой нагрузки ГТУ в зависимости от заданной электрической нагрузки ГТУ и температуры окружающего воздуха. Для этого, в первой четверти, по относительной электрической нагрузке газовой турбины и температуре наружного воздуха проводится определение абсолютной электрической нагрузки и электрического КПД ГТУ-ТЭЦ. Далее, во второй четверти, при заданной температуре наружного воздуха и относительной нагрузке ГТУ определяется температуру газов и тепловой потенциал газов на выхлопе газовой турбины. Далее на третьей четверти диаграммы по температуре уходящих газов за теплообменником определяется тепловую мощность теплообменника. После чего, по четвертой диаграмме определяется удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении;

2) Второй вариант использования диаграммы режимов работы энергетического модуля ГТУ-ТЭЦ позволяет решить указанные задачи в обратном порядке: при заданной тепловой нагрузке и принятой температуры уходящих газов за ГВТО во второй четверти определяется требуемая относительная электрическая нагрузка ГТУ, после чего по данной величине происходит определение абсолютной электрической нагрузки и остальных параметров ГТУ;

3) Если при реализации второго варианта нам необходимо поддерживать номинальную электрическую нагрузку, то возможен вариант байпаси-рования теплообменника по газовой стороне. В этом случае возрастет выработка электроэнергии на тепловом потреблении.

Рис. 2 Диаграмма режимов ГТУ (третья и четвертая четверть) для ГТУ GT 8С ABB

Рис. 3 Диаграмма режимов ГТУ (первая и вторая четверть) для ГТУ GT 8С ABB

При построении диаграммы режимов на первоначальном этапе не учитывается влияние аэродинамического сопротивления ГВТО на параметры газовой турбины и влияния коэффициента рассеивания теплоты в ГВТО на производимую тепловую мощность. Данные не оказывают значительного влияния (0-1,5 % относительных) на общие показатели экономичности ГТУ-ТЭЦ. Тем не менее, при разработке диаграммы режимов для получения более точных результатов следует внести эти поправочные величины.

В пятой главе рассмотрены вопросы выбора технических решений отпуска тепловой энергии при изменении тепловой нагрузки. Рассмотрены этапы решения задачи по технико-экономическому выбору оптимального варианта теплоснабжения. Оптимизация проводится на основе критериев тепловой экономичности: максимальный КПД, максимально возможная дополнительная выработка электроэнергии, минимальные удельные расходы топлива и др., либо с использованием простых, или интегральных технико-экономических критериев.

Предложены общие положения методики технико-экономического сравнения различных вариантов отпуска теплоты на ГТУ-ТЭЦ с использованием метода «базового» варианта.

В результате исследования показана чувствительность технико-экономических показателей газотурбинных ТЭЦ к изменению колебания цен на топливо, стоимости капиталовложений и рабочей силы, тарифов на продукцию экологических параметров.

Выводы по работе:

1. В работе показано, что использование абсолютных показателей тепловой экономичности при сравнении различных вариантов теплоснабжения является не достаточным. Разработана методика сравнения различных вариантов теплоснабжения на основе применения «приведенных» показателей тепловой экономичности.

2. Сравнение «приведенных» показателей тепловой экономичности для различных методов определения тепловой экономичности показывает, что их качественное изменение показателей одинаково для всех рассмотренных методов разделения топлива на ТЭЦ. Поэтому не имеет значения,

какой из рассматриваемых методов выбран в качестве основного при сравнении различных вариантов ГТУ-ТЭЦ.

3. Рассмотрены и определены основные положения выбора состава тепловой схемы ГТУ-ТЭЦ, на этапе их проектирования, исходя из стремления максимальной утилизации теплоты выхлопных газов. Проведен практический анализ по определению «приведенных» показателей тепловой экономичности отопительных и промышленных ГТУ-ТЭЦ и их сравнение в годовом разрезе на основе разработанной методики.

4. Разработана методика построения диаграммы режимов ГТУ. Проведен анализ принципов построения таких диаграмм, рассмотрены варианты их использования на стадии проектирования и эксплуатации ГТУ-ТЭЦ.

5. Разработана методика сравнения различных вариантов отпуска тепловой энергии при пониженных нагрузках. Проведен анализ полученной методики на основе опыта проектирования и эксплуатации ГТУ-ТЭЦ в г. Электросталь.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях:

1. Выбор оптимальных решений регулирования отпуска теплоты на газотурбинных ТЭЦ / С. В. Цанев, В. Д. Буров, П. Ф. Куликов и др. // Вестник МЭИ. -1998. -№1. -с. 19-23.

2. Снижение выбросов NOx из котлов ТЭС, в том числе за счет внедрения газотурбинных установок / Горюнов И. Т., Сандлер Н. М., Куликов П. Ф., Буров В.Д. // Материалы межд. научно-техн. конф. «Природоохранные мероприятия на российских ТЭЦ» по результатам пилотного проекта ERUS 9309 в рамках программы TACIS - Москва (1998), С.-Петербург -1998.

-с.96-100

3. Использование приведенных энергетических показателей газотурбинных ТЭЦ при оптимизации их тепловых схем / С. В. Цанев, В. Д. Буров, С. Н. Дорофеев, П. Ф. Куликов// Энергосбережение и водоподготовка. -1999 -№ 1 -с. 73-81

4. Применение диаграммы режимов работы ГТУ-ТЭЦ на стадии их проектирования и эксплуатации /П. Ф. Куликов, С. В. Цанев, В. Д. Буров, С. Н. До-

рофеев // Международная научно-техническая конференция "IX Бенардо-совские чтения": Тез. докл. -Иваново. -1999. -с. 135.

5. О некоторых особенностях внедрения газотурбинных установок в московской энергетике / Сандлер Н. М., Куликов П. Ф., Буров В. Д., Цанев С. В. // Промышленная энергетика. -1999. -№ 7. -с. 25-29

6. Особенности моделирования и расчета газоводяных теплообменников и котлов-утилизаторов в составе газотурбинных ТЭЦ / Буров В. Д., Дорофеев С. Н., Куликов П. Ф. И др. //Тез. Докл. I научно-техн. Конф. «Моделирование технологических процессов в энергетике» - Волжский. -1999. -с. 1315.

7. Построение и применение диаграммы режимов работы ГТУ-ТЭЦ на стадии их проектирования и эксплуатации / П.Ф. Куликов, В.Д.Буров, С. Н. Дорофеев, С. В. Цанев // Проблемы энергетики. -2000. -№9-10. -с. 23-28

Дсч. л. ^¿¿р_Тираж ЮО Заказ ЦЦЦ

Типография МЭИ, Красноказарменная, 13.

Список использованных сокращений и условных 5 обозначений

Введение

1 Технические решения по структуре тепловых схем 8 газотурбинных ТЭЦ. Обзор и анализ выполненных проектов. Постановка задачи исследования.

1.1 Характеристики российского теплоэнергетического 8 оборудования, применяемого на ГТУ ТЭЦ и сравнение с зарубежными аналогами.

1.2 Типы тепловых схем ГТУ-ТЭЦ и их анализ

1.3 Особенности режимов работы и регулирования 25 нагрузки на ГТУ-ТЭЦ

1.4 Показатели тепловой экономичности ГТУ-ТЭЦ

1.5 Постановка задачи исследования

2 Методические основы определения показателей 41 ГТУ-ТЭЦ при сравнении различных вариантов тепловых схем

2.1 Определение показателей тепловой экономичности 41 ГТУ-ТЭЦ в годовом разрезе

2.2 Сравнение тепловой экономичности различных 45 вариантов ГТУ-ТЭЦ

2.3 Использование «приведенных» показателей при 53 сравнении тепловой экономичности различных вариантов ГТУ-ТЭЦ

2.4 Исследование влияния показателей тепловой экономичности энергоустановки на приведенные показатели ГТУ-ТЭЦ

2.5 Сравнение приведенных показателей тепловой 67 экономичности ГТУ-ТЭЦ в исследуемом и «базовом» вариантах

2.6 Выводы по главе

3 Использование приведенных показателей тепловой 73 экономичности при выборе оптимальных технических решений в условиях проектирования ГТУ-ТЭЦ

3.1 К выбору возможных технических решений при 73 разработке тепловых схем ГТУ-ТЭЦ

3.2 Выбор оптимальной схемы отпуска тепла 78 отопительной ГТУ-ТЭЦ

3.3 Сравнение и выбор оптимальной схемы отпуска тепла 87 промышленной ГТУ-ТЭЦ

3.4 Выводы по главе

4 Использование диаграммы режимов работы ГТУ-ТЭЦ 96 на стадии ее проектирования

4.1 Основы построения диаграмм режимов работы ГТУ- 96 ТЭЦ

4.2 Пример построения и использования диаграммы 102 режимов ГТУ-ТЭЦ

4.3 Поправочные коэффициенты при использовании 108 диаграммы режимов ГТУ-ТЭЦ

4.4 Выводы по главе

5 Оптимизация режимов теплоснабжения на ГТУ-ТЭЦ.

5.1 Основные положения методики технико- 113 экономического сравнения вариантов теплоснабжения на ГТУ-ТЭЦ.

5.2 Сравнение различных вариантов теплоснабжения 116 методом «базового варианта».

5.3 Пример практического исследования сравнения 119 различных вариантов теплоснабжения. Анализ расчетных и эксплуатационных зависимостей

5.4 Выводы по главе 127 Выводы по работе 128 Список использованных источников 130 Приложения

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ

И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

ГТУ газотурбинная установка

ГТУ-ТЭЦ газотурбинная установка - теплоэлектроцентраль

КЭС конденсационная электростанция

ТЭС тепловая электрическая станция

ТЭЦ теплоэлектроцентраль

ПТУ паротурбинная установка

ПГУ парогазовая установка

КУ котел-утилизатор

ГВТО газоводяной теплообменник

ПВК пиковый водогрейный котел

К компрессор

КС камера сгорания

ГТ газовая турбина

Комбинированная выработка теплоты и электроэнергии нашла широкое применение на тепловых электростанциях Российской Федерации. Теплоэлектроцентрали работают по паросиловому теплофикационному циклу Ренкина как на докритических, так и на сверхкритических параметрах пара. Это позволяет экономить значительное количество топлива, но ограничивает выработку электрической энергии. [1,2]

За прошедшие десятилетия широкое применение получил новый тип теплового двигателя - энергетические газотурбинные установки. В настоящее время на электростанциях России и ряда стран СНГ эксплуатируется более ста ГТУ единичной мощностью свыше 10 МВт. В большинстве развитых стран строительство и ввод в эксплуатацию газотурбинных установок происходит возрастающими темпами. Основными зарубежными производителями таких ГТУ являются фирмы "Genera! Electric", "Westinghouse", "Siemens", ABB, GEC-Alstom, "Allison", "Solar", "Mitsubishi", "Rolls-Royce" и др. Мощность производимых ими установок составляет от 1 до 300 МВт при начальных параметрах газа 1,5^-3 МПа и 1100-^1450 °С. КПД производства электроэнергии брутто доходит до 34ч-39 %. [3-И 5]

Вследствие особенности термодинамического цикла Брайтона, энергетические ГТУ характеризуются высокими температурами выхлопных газов за газовыми турбинами, которые составляют 550^-640 °С. Данные обстоятельства делает целесообразным утилизацию этой теплоты в схемах парогазовых установок или газотурбинных теплоэлектроцентралей (ГТУ-ТЭЦ). Последние бывают отопительными, промышленными или комбинированными с одновременным отпуском технологического пара и горячей сетевой воды. [13]

Проектирование ГТУ-ТЭЦ имеет свои особенности, которые связаны с переменными параметрами рабочего тела ГТУ. Под действием окружающего воздуха изменяется мощность на клеммах генератора, температура и количество выхлопных газов ГТУ, их тепловой потенциал. Снижение электрической нагрузки ГТУ желательно проводить только в пределах действия входного направляющего аппарата (ВНА) и поворотных направляющих аппаратов (ПНА) первых ступеней осевого компрессора.

Различные типы ГТУ по разному реагируют как на изменение электрической нагрузки, так и на параметры окружающего (наружного) воздуха и это предъявляет дополнительные требования к проектированию ГТУ-ТЭЦ. Федеральная целевая программа «Топливо и энергия» наметила коренную структурную перестройку энергетики России, в частности путем строительства экономичных газотурбинных ТЭЦ. Критериями выбора оптимального технического решения являются их финансово-экономические показатели. Учитываются также климатические условия районов предполагаемой застройки ГТУ-ТЭЦ. [16-5-21]

Настоящая работа посвящена анализу теории и практики проектирования газотурбинных ТЭЦ и разработке перспективных, высокоэкономичных и надежных технических решений.

Автор выражает благодарность сотрудникам института Мосэнергопроект, АО МОСЭНЕРГО, и НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» Московского энергетического института (к. т. н. Дорофееву С. Н., к. т. н. Цаневу С. В.) за советы и помощь в работе над диссертацией.

Выводы по работе

1. В работе показано, что использование абсолютных показателей тепловой экономичности при сравнении различных вариантов теплоснабжения является не достаточным. Разработана методика сравнения различных вариантов теплоснабжения на основе применения «приведенных» показателей тепловой экономичности.

2. Сравнение «приведенных» показателей тепловой экономичности для различных методов определения тепловой экономичности показывает, что их качественное изменение показателей одинаково для всех рассмотренных методов разделения топлива на ТЭЦ. Поэтому не имеет значения, какой из рассматриваемых методов выбран в качестве основного при сравнении различных вариантов ГТУ-ТЭЦ.

3. Рассмотрены и определены основные положения выбора состава тепловой схемы ГТУ-ТЭЦ и числа энергетических ГТУ, на этапе их проектирования, исходя из стремления максимальной утилизации теплоты выхлопных газов. Проведен практический анализ по определению «приведенных» показателей тепловой экономичности отопительных и промышленных ГТУ-ТЭЦ и их сравнение в годовом разрезе на основе разработанной методики.

4. Разработана методика построения диаграммы режимов ГТУ-ТЭЦ. Проведен анализ принципов построения таких диаграмм, рассмотрены варианты их использования на стадии проектирования и эксплуатации ГТУ-ТЭЦ.

5. Разработана методика сравнения различных вариантов отпуска тепловой энергии при пониженных нагрузках. Проведен анализ полученной методики на основе опыта проектирования и эксплуатации ГТУ-ТЭЦ в г. Электросталь.

6. При наличии различных способов производства и отпуска тепловой энергии (оборудование установлено и действует), комбинированная выработка выгоднее, с экономической точки зрения, по сравнению с раздельной. При работе оборудования на пониженных нагрузках выигрыш в эффективности комбинированной выработке несколько ниже. При отсутствии в полном объеме запланированных источников сбыта тепловой энергии, строительство энергоустановок с комбинированным производством энергии может оказаться менее выгодным, чем строительство котельных, из-за значительных капиталовложений.

1. Е.Я. Соколов. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоиздат, 1982.

2. Е.Я. Соколов. Теплофикация и тепловые сети. М.: Изд. МЭИ, 1999.

3. Ольховский Г. Г. Газовые турбины и парогазовые установки за рубежом. ///Теплоэнергетика. 1988. № 11. с. 70-75.

4. Столярова С.Ф., Кузнецов А.Л., Тихомиров Б.А. Целесообразные направления повышения экономичности ГТУ. // Теплоэнергетика. 1989. № 7. с. 68-70.

5. Совершенствование ГТУ для электростанций / Ольховский Г.Г., Тумановский А.Г., Механиков А.И. и др. // Теплоэнергетика. 1991. №6. с. 66-74.

6. Щуровский В. А. Новое поколение ГТУ для магистральных газопроводов//Теплоэнергетика. 1996. №4. 12-14.

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

8. Becker В., Termuehlen Н. First V84.3 tests show promise // Modern Power System 1993. № 5. c. 53-57.

9. Ольховский Г. Г. Разработки перспективных энергетических ГТУ//Теплоэнергетика. 1996. №4. С. 66-75.

10. Коллинз С. Газотурбинные электростанции в США // Мировая электроэнергетика. 1995. № 4. с. 24-29.

11. Результаты тепловых испытаний и опыт наладки головной газотурбинной установки ГТЭ-150 на ГРЭС-3 Мосэнерго / Ольховский Г. Г., Золотогоров М. С. , Механиков А. И. И др. // Теплоэнергетика. 1996. № 4. С. 15-22.

12. Свейнекэмп Р. Газотурбинные и парогазовые установки для производства электроэнергии // Мировая электроэнергетика. 1996. № 2. с. 13-18.

13. Джиовондо К. Э. Освоение перспективной газотурбинной установки // Мировая электроэнергетика. 1998. № 2. с. 34-36.

14. Свейнекэмп Р. Газотурбинные и парогазовые установки для производства электроэнергии // Мировая электроэнергетика. 1999. № 1-2. с. 16-23.

15. Ольховский Г. Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом //Теплоэнергетика. 1996. № 1. С. 71-80.

16. Соколов Е.Я. Развитие теплофикации в России // Теплоэнергетика. 1993. №. С. 2-7

17. Развитие теплофикации в рыночных условиях с учетом формирования электрического и топливно-энергетического балансов страны. / Хрилев Л. С., Воробьев М.С., Кутовой Г.П., Рафиков Л.П. //Теплоэнергетика. 1994. № 12. С. 2-9.

18. Новая энергетическая политика России. М:. Энергоатомиздат, 1995.

19. Использование ГТУ в системах централизованного теплоснабжения / Варварский В.С., Длугосельский В.И., Грибов В.Б., Барочин Б.Л. //Теплоэнергетика. 1990. № 1. с. 63-66.

20. Длугосельский В. И., Барочин Б.Л. Парогазовые технологии в теплофикации. // Тяжелое машиностроение. 1994. №4. с. 2-9.

21. Направления реконструкции теплофикационных электростанций /Вол М. А., Смирнов И. А., Хрилев Л. С., Старостенко В. И., Устинов В. М. // Теплоэнергетика. 1992. № 12. е.

22. Полищук В.Л. Вопросы развития энергетического энергетического газотурбостроения и создания перспективных газотурбинных систем нового поколения // Теплоэнергетика. 1993. № 12. с. 42-48.

23. Ольховский Г. Г. Применение газовых турбин в энергетике России // Мировая электроэнергетика. 1995. № 2. С. 18-22.

24. Перспективы применения ГТУ в теплоэнергетике // Теплоэнергетика. 1992. № 9. С. 2 9.

25. Орлов В. Н., Фишбейн Б. Д. Результаты испытаний газотурбинных конвертированных двигателей авиационного типа НК-36СТ и НК-37 // Теплоэнергетика. 1996. № 4. С. 23-26.

26. Ольховский Г. Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России // Теплоэнергетика. 1999. № 1. с. 2+9.

27. Копсов А. Я. Некоторые аспекты применения газотурбинных технологий в энергетике России // Газотурбинные технологии. 2000. № 1. с. 2+4.

28. Лестер С. Предупреждение коррозии котлов- утилизаторов. // Мировая электроэнергетика. 1997. № 1. С. 36-38.

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

30. Серебряников Н.И., Сандлер Н.М., Васютинский В. Ю. Энергетическая программа развития Московского региона до 2010 г. // Электрические станции. 1997. Специальный номер. С. 19-26.

31. Серебряников Н. И. Работа системы МОСЭНЕРГО в новых условиях//Теплоэнергетика. 1998. №2. С.

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

33. Пуск ПГУ-ТЭЦ в г. Электростали // Электрические станции. 1999. №8. с. 71-73.

34. Газотурбинные и парогазовые установки / Серебряников Н. И., Осыка А. С., Тажиев Э. И. и др. // Электрические станции. 1997. Специальный номер. С. 53-59.

35. Цанев C.B., Буров В. Д., Дорофеев С. Н., Выбор оптимальной схемы отпуска теплоты на ГТУ-ТЭЦ // В кн. Тезисы докладов международной научно-технической конференции "VIII Бенардосовские чтения". Иваново. 1997.

36. Выбор оптимальных решений регулирования отпуска теплоты на газотурбинных ТЭЦ. / С. В. Цанев , В.Д. Буров , С. Н. Дорофеев и др. // Вестник МЭИ, 1998. №1. с.19^23.

37. Дорофеев С. Н. Исследование и оптимизация применения газотурбинных ТЭЦ в энергетике: Автореф. дис. к-та техн. наук. //М„ 1998., 20 с.

38. Рыжов А. В. Эффективность и надежность работы блок-ТЭЦ на базе ГТУ в системах комплексного снабжения. Автореф. дис. к-та техн. наук. // Саратов, 1998., 20 с.

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

40. Андреев Д. А. Эффективность газотурбинных и парогазовых ТЭЦ малой мощности. Автореф. дис. к-та техн. наук. // Саратов, 1999., 19 с.

41. Замоторин Р. В. Эффективность и надежность работы блок-ТЭЦ на базе ГТУ в системах комплексного снабжения. Автореф. дис. к-та техн. наук. // Саратов, 2000., 20 с.

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

43. Энергетические показатели высокоманевренных парогазовых теплоэлектроцентралей с дожиганием топлива / Горюнов И. Т., Цанев С. В., Буров В. Д., Долин Р. Ю.// Электрические станции. 1997. №2. с. 12-И 5

44. Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых установок. / Цанев C.B., Буров В. Д., Дорофеев С. Н. и др.// М.: Изд-во МЭИ, 2000., 72 с.

45. Е. Я. Соколов, В. А. Мартынов. Методы расчета основных энергетических показателей паротурбинных, газотурбинных и парогазовых теплофикационных установок. М.: Издательство МЭИ, 1997.

46. Качан А. Д., Смирнов В.А., Баркат Кхиер, Hyp Ахмад. Условия повышения термодинамической эффективности утилизационных ГТУ// Теплоэнергетика. 1992. № 12. С. 38-48.

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

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

49. Андрющенко А. И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок. М.: Высшая школа, 1977

50. Бродянский В. М. Эксергетический метод термодинамического анализа. М.: Энергия, 1973.

51. Пустовалов Ю.В. К дискуссии о методах распределения затрат на ТЭЦ // Теплоэнергетика. 1992. № 9. С. 48-55.

52. РД 34.08.552-95. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. М.: СПО ОРГРЭС. 1995. 124 с.

53. Работа ТЭЦ в объединенных энергосистемах. М.: Энергия. 1976.216 с.

54. Соколов Е.Я., Мартынов В.А. Энергетические характеристики газотурбинных теплофикационных установок // Теплоэнергетика. 1994. № 12. с. 11-16.

55. Оценка влияния степени утилизации выхлопных газов ГТУ на энергетические показатели газотурбинных ТЭЦ / Цанев C.B., Буров В. Д., Дорофеев С. Н, Ногин В. И. // Труды ИГЭУ. Иваново. 1997. С. 43-46.

56. Ковылянский Я.А., Громов Б.Н. Основные направления развития теплоснабжения в России // Теплоэнергетика. 1992. № 11. С. 8-15.

57. Кучеров Ю.Н., Руденко Ю.Н. Электроэнергетика России: оценка ситуации и предложения // Известия РАН. Энергетика. 1993. № 6. С. 6-12.

58. Серебряников Н.И. Мосэнерго на пороге XXI века // Электрические станции. 1997. Специальный номер. С. 4-7.

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

60. Проценко В. П. К обоснованию новой концепции централизованного теплоснабжения // Энергосбережение и водоподготовка. 1999. № 1. с. 4+20.

61. 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.

62. Когенерационные установки с газовыми двигателями внутреннего сгорания / Цанев С. В., Буров В. Д., Макаревич В. В. и др. // Вестник МЭИ. 2000. № 1. с. 19*22

63. Никитин А. А. Децентрализованные источники энергии на основе поршневых двигателей производства «Вяртсила ИСД Корпорейшн» // Нефтегазовая вертикаль. 2000. № 9. с. 120*122.

64. Экономичность использования ГТУ-ТЭЦ при модернизации оборудования / Цой А. Д., Иванов А. П., Клевцов А. В. и др.// Вестник МЭИ. 2000. № 4. с. 40*42.

65. Вопросы выбора оптимального типа газотурбинных установок в составе ГТУ-ТЭЦ . / Ногин В.И., Тажиев Э. И., Цанев C.B. и др. // Энергосбережение и водоподготовка № 2, 1997 с.8-11.

66. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования, офиц. изд. М. 1994. 80 с.

67. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике ( с типовыми примерами). Утв. распоряжением РАО «ЕЭС России» от 4.02.97 г.

68. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов, офиц. изд. М. Экономика. 2000. 421 с.

69. Теплоэнергетика и теплотехника: общие вопросы. Справочник Под общ. ред. А. В. Клименко и В. М. Зорина. М. Изд-во МЭИ. 1999. 528 с.

70. Крутиков П. А., Смолкин Ю. В. Технико-экономический подход к проектированию энергоустановок в условиях перехода к рыночным экономическим отношениям. // Тяжелое машиностроение. 1997. № 9. с. 4*6.

71. Использование приведенных энергетических показателей газотурбинных ТЭЦ при оптимизации их тепловых схем / С. В. Цанев, В. Д. Буров, С. Н. Дорофеев, П. Ф. Куликов // Энергосбережение и водоподготовка. -1999 -№ 1 -с. 73-81

72. Анализ схем утилизации теплоты уходящих газов за ГТ-100-750 и ГТЭ-150 на ГРЭС № 3 МОСЭНЕРГО. / Салов В. Ю„ Чухин И. М., Осыка А. С., Ремезов А. Н.// Труды ИГЭУ, выпуск 1. Иваново. 1997. с. 47-51.

73. Снижение вредных выбросов и повышение экономичности ГТЭ-150 путем использования уходящих газов в котле-утилизаторе. / Великороссов В. В., Соколов В. Г., Салов Ю. В., Чухин И. М. // МНП Конференция «Экология энергетики -2000». МЭИ. 2000. с. 124-127.

74. 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

75. Применение диаграммы режимов работы ГТУ-ТЭЦ на стадии их проектирования и эксплуатации /П. Ф. Куликов, С. В. Цанев,

76. B. Д. Буров, С. Н. Дорофеев // Международная научно-техническая конференция "IX Бенардосовские чтения" : Тез. докл. -Иваново. -1999. -с. 135.

77. Построение и применение диаграммы режимов работы ГТУ-ТЭЦ на стадии их проектирования и эксплуатации / П.Ф. Куликов, В.Д. Буров, С. Н. Дорофеев, С. В. Цанев // Проблемы энергетики. 2000. №9-10. С.

78. Тепловые схемы ТЭС и АЭС / В. М. Боровков, О. И. Демидов,

79. C. А. Казаров и др. СПб.: Энергоатомиздат. Санкт-Петербургское отделение. 1995. 392 с.

80. Боровков В. М., Барамохина А. В. Перевод отопительных и промышленных котельных в режим работы ТЭЦ на базепарогазовой технологии. Научно-техн. Ведомости СПбГТУ. 1998. №4. с. 69-75

81. Особов В. А., Особое И. В. Инвестиционная привлекательность проектов газотурбинных и парогазовых энергетических установок// Газотурбинные установки. 2000. № 1. с. 5+10

82. Роберт Тауд. Тенденции развития в энергетике. // Газотурбинные технологии. 1999. № 3. с. 22+26.