автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Исследование влияния климатических условий и типа ГТУ на выбор структуры тепловых схем парогазовых ТЭЦ утилизационного типа

На правах рукописи

ДУДОЛИН АЛЕКСЕИ АНАТОЛЬЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ И ТИПА ГТУ НА ВЫБОР СТРУКТУРЫ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПАРОГАЗОВЫХ ТЭЦ УТИЛИЗАЦИОННОГО ТИПА

Специальность: 05.14.01 - «Энергетические системы и комплексы»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2004

Работа выполнена в Московском энергетическом институте (Техническом университете) на кафедре Тепловых электрических станций.

Научный руководитель:

кандидат технических наук доцент Буров Валерий Дмитриевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук

профессор Ефимов Николай Николаевич

кандидат технических наук

Макаревич Владимир Владиславович

Ведущая организация: ОАО «Инженерный центр ЕЭС» Филиал «Институт Теп-лоэлектропроект»

Защита состоится « 25 » ноября 2004 г. в _15_ час. _30_ мин.

Д 212.157.14 при Московском энергетическом институте (Техническом университете) по адресу: г. Москва, ул. Красноказарменная, 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 октября 200 4 г.

И.о. ученого секретаря диссертационного

в аудитории Б-205

на заседании диссертационного совета

Тупов Владимир Борисович

^ ^ ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

В силу климатических условий РФ в стране создана мощная система теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), обеспечивающая комбинированную выработку электроэнергии и отпуска тепла для крупных городов и предприятий, что позволило снизить расход топлива на 20 -30%. Однако, к текущему времени значительная часть оборудования ТЭЦ работает за пределами паркового ресурса с пониженной надежностью и эффективностью сжигания топлива не более 45%. Одним из современных и технологичных подходов к качественному изменению ситуации в энергетике является внедрение парогазовых технологий. В настоящее время наибольшие показатели тепловой экономичности удалось достичь в схемах ЛГУ с котлами-утилизаторами. В последние годы такие установки начинают применяются и на теплоэлектроцентралях (ПГУ-ТЭЦ). Однако, в силу сложившихся обстоятельств в России практически еще нет опыта работы с парогазовыми ТЭЦ. Недостаток опыта проектирования и разработок вызывает серьезные трудности при выборе типа и необходимого состава оборудования тепловой схемы для конкретных условий. На данный момент фактически отсутствуют рекомендации по выбору профиля тепловой схемы ПГУ-ТЭЦ утилизационного типа, которые бы учитывали климатические особенности регионов и характер изменения параметров ГТУ, а также влияние экономических условий. Из-за отсутствия комплексного подхода к проектированию ПГУ-ТЭЦ практически нет четких рекомендаций по выбору проектного режима основного оборудования, а также оптимального сочетания тепловой нагрузки, покрываемой от оборудования ПГУ-ТЭЦ и пиковыми источниками. Перечисленные обстоятельства подтверждают актуальность проведенных исследований.

Цель работы.

1. Разработка методических положений и обобщенных рекомендаций по выбору оптимального профиля ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами с учетом влияния климатических условий и типа ГТУ.

2. Исследование и анализ влияния климатических условий и характеристик ГТУ на работу основных элементов ПГУ-ТЭЦ и схем в целом.

3. Разработка рекомендаций по выбору температуры наружного воздуха для выполнения конструкторского расчета котла-утилизатора.

РОС. НАЦИОНАЛЬНА» ! БИБЛИОТЕКА {

4. Исследование и анализ показателей тепловой экономичности вариантов тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами в зависимости от неравномерности параметров ГТУ и продолжительности отопительного периода.

5. Исследование и оптимизация структуры отпуска тепла от ПГУ-ТЭЦ с КУ с учетом влияния характеристик ГТУ и климатических условий региона.

6. Оценка экономической эффективности предлагаемых технических решений.

Научная новизна работы.

1. Внесены дополнения в методические положения расчета энергетических показателей ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами, учитывающие влияния климатических условий и типа ГТУ.

2. Выявлены и проанализированы особенности работы основного оборудования ПГУ-ТЭЦ утилизационного типа. Выработаны рекомендации по выбору температуры наружного воздуха для проектирования котла-утилизатора.

3. Исследовано влияние климатических условий и степени неравномерности параметров ГТУ на энергетические показатели ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами. Даны рекомендации проектным организациям по выбору оптимального профиля тепловой схемы ПГУ-ТЭЦ и типа ГТУ в зависимости от климатических характеристик регионов.

4. Разработана методика оптимизации режима отпуска теплоты от оборудования парогазовой ТЭЦ. Получены оптимальные значения доли тепловой нагрузки покрываемой от энергоблока ПГУ.

5. Разработаны основные положения выбора оптимального варианта ПГУ-ТЭЦ по критериям экономической эффективности с учетом приведения всех сравниваемых вариантов к равному энергетическому эффекту.

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

Практическая ценность работы.

1. Полученные в работе результаты позволяют проводить комплексное исследование и анализ тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с КУ, их показателей тепловой экономичности и режимов работы основного оборудования, а также осуществлять выбор

профиля ПГУ-ТЭЦ, в зависимости от региона строительства и типа ГТУ. Результаты работы рекомендованы проектным и научно-исследовательским организациям.

2. Разработанные рекомендации по выбору температуры наружного воздуха для проектирования котла-утилизатора парогазовых ТЭЦ могут быть рекомендованы производителям котельного и газотурбинного оборудования.

3. Разработанные методические положения и результаты работы используются в учебном процессе при подготовке специалистов-энергетиков на кафедре Тепловых электрических станций МЭИ (ТУ).

Апробация работы и публикации.

Результаты работы докладывались на международной научной конференции «Инженерная экология - XXI век» (г. Москва, 2000 г.); Всероссийской конференции «Приоритетные направления развития энергетики на пороге XXI века и пути их решения» (г. Новочеркасск, 2000 г.); VI международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика" (г. Москва, 2000 г.); Международной научной конференции «X Бенардосовские чтения» (г. Иваново, 2001 г.); VII международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика" (г. Москва, 2001 г.); VIII международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика" (г. Москва, 2002 г.); Ill Всероссийской научно-практической конференции «Повышение эффективности теплоэнергетического оборудования» (г. Иваново, 2002 г.); IX международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика" (г. Москва, 2003 г.); Международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (г. Иваново, 2003 г.); Международной научной конференции «XI Бенардосовские чтения» (г. Иваново, 2003 г.); IV международной конференции «Повышение эффективности производства электроэнергии» (г. Новочеркасск, 2003 г.); 1-ой Московской международной конференции «Энергетика и энергосбережение» (г. Москва, 2004 г.); совместных научно-технических семинарах Департамента производства энергии фирмы Siemens в России и каф. ТЭС МЭИ (ТУ) (г. Москва, 2001 и 2002 гг.); научном семинаре кафедры ТЭС МЭИ (ТУ) в 2003 г.; заседании кафедры ТЭС МЭИ (ТУ) в 2004 г.

По результатам диссертации имеется 8 публикаций.

Структура и объем диссертации

Работа состоит из введения, пяти глав, выводов по работе, списка использованной литературы и приложений Содержание работы изложено на 190 страницах машинописного текста Список литературы содержит 87 наименований СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении рассмотрены перспективы применения парогазовых технологий в теплоэнергетике России Показана необходимость и актуальность проектирования новых парогазовых ТЭЦ с учетом климатических особенностей регионов и неравномерности характеристик ГТУ

В первой главе проведен анализ тепловых схем существующих и проектируемых ПГУ-ТЭЦ с КУ и обзор работ по методикам расчета и выбору оптимальной структуры тепловых схем парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами Выявлены основные факторы, влияющие на тепловую экономичность парогазовых ТЭЦ утилизационного типа По результатам анализа обоснована актуальность темы и сформулированы цели диссертационной работы

Вторая глава посвящена разработке методических положений учета влияния климатических условий при определении основных энергетических показателей тепловой экономичности ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами

На основе проведенного автором анализа выделены для исследования четыре варианта тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с КУ, представленных на рис 1, наиболее полно охватывающие весь спектр применения ПГУ данного типа и на которые чаще всего опираются в своих работах проектные и научно-исследовательские организации вариант 1 - ПГУ-ТЭЦ с КУ одного давления с пиковыми источниками тепла, вариант 2 - ПГУ-ТЭЦ с КУ одного давления без пиковых источников тепла, вариант 3 - ПГУ-ТЭЦ с КУ двух давлений с пиковыми источниками тепла, вариант 4 - ПГУ-ТЭЦ с КУ двух давлений без пиковых источников тепла Все указанные типы ПГУ-ТЭЦ различаются компоновкой котла-утилизатора, схемами подачи пара от КУ в паротурбинную установку и структурой отпуска тепла потребителю

Для вариантов тепловых схем ПГУ-ТЭЦ рассмотрены способы покрытия графика тепловой нагрузки В общем случае, в отличие от паротурбинных ТЭЦ, тепловая нагрузка парогазовой теплоэлектроцентрали может покрываться не только за счет отборов пара из проточной части ПТУ, но и за счет нагрева сетевой воды в водоводяном теплообменнике (ВВТО) и пиковом бойлере (ПБ) В этой связи применение классического понятия коэффициента теплофикации для ТЭЦ, как доля

тепла, отпущенного потребителю из отборов ПТУ, не отражает всю специфику работы ПГУ-ТЭЦ по покрытию графиков тепловой нагрузки.

Данный показатель наиболее полно отражает специфику работы ПГУ-ТЭЦ по двум термодинамическим циклам (Брайтона - Ренкина) и позволяет учесть все возможные технические решения по отпуску тепла от парогазовых ТЭЦ.

В методическую основу данных исследований были положены существующие методики расчета годовых показателей схем ПГУ-ТЭЦ с КУ. Для анализа работы энергоблоков в различных климатических условиях были выполнены необходимые преобразования и введен ряд коэффициентов, позволяющих оценивать влияние основных факторов при смене климатических условий:

- коэффициент, учитывающий разную продолжительность отопительного периода климатического региона:

где т0Т- продолжительность отопительного периода; т - число часов работы энергоблока.

- коэффициент учитывающий изменение характеристик ГТУ для рассматриваемых климатических условий:

где - изменение мощности ГТУ из-за климатических условий;

мощность ГТУ в автономном режиме; - температура наружного воздуха;

- высота над уровнем моря; - влажность.

Величина определяется согласно поправочным зависимостям, рас-

считанным или предоставляемым производителями газотурбинного оборудования, для исследуемых климатических регионов.

Полученные коэффициенты были использованы при определении годовой выработки электроэнергии и годовой выработки тепловой энергии

((^тпгу^для каждого из рассматриваемых вариантов ПГУ-ТЭЦ.

В современных экономических условиях решение об оптимальности варианта тепловой схемы необходимо принимать только в результате технико-экономической оптимизации, первым этапом которого является определение показателей тепловой экономичности. Критерием оптимизации по тепловой экономичности был выбран расход топлива по системе «энергоблок ПГУ-ТЭЦ

- замещающая ВК - замещающая КЭС», т.е. расход топлива при одинаковом отпуске тепла и электроэнергии всех сопоставляемых вариантов.

При этом все варианты схем выравнивались по этому критерию за счет выработки дополнительного тепла на замещающей котельной, а дополнительной электроэнергии - на замещающей КЭС:

В1 Д=ВпГУ,|+ВзАМ,1+ВзАМ,| > (4)

где Впгуд - расход топлива на энергоблоке ПГУ; в^ - расход топлива на замещающей водогрейной котельной; - расход топлива на замещающей КЭС.

Относительным эквивалентом реального расхода топлива может служить годовой коэффициент использования теплоты топлива в системе для исследуемого варианта:

КИТ™ - Э"Ш + С?Т,ПГУ|1 + АЭ^кэо + ДРт.зшвк! (5)

Ос.ПГУ,! + ^ Ос,мм кэс,1 + ^ О С,зам ВЮ

где Этт,. - годовая выработка электроэнергии варианта энергоблока ПГУ-ТЭЦ; Отжуд " годовая выработка тепловой энергии варианта энергоблока ПГУ-ТЭЦ; ДЭ^кэо - выработка электроэнергии на замещающей КЭС; - выработ-

ка тепловой энергии на замещающей котельной; - теплота подведенная с

топливом в ПГУ-ТЭЦ; - теплота топлива, подведенная к замещающей

котельной; Др^^ - теплота топлива, подведенная к замещающей КЭС;

Такой подход позволяет уйти от методов деления топлива по видам энергии, а тепловую эффективность вариантов схем оценивать по фактическим затратам топлива при обеспечении потребителя теплом и электроэнергией.

Оптимальным (с точки зрения тепловой экономичности) вариантом тепловой схемы будет считаться вариант, обеспечивающий минимум суммарного годового расхода топлива по системе.

Третья глава посвящена исследованию особенностей работы и проектирования основного оборудования ПГУ-ТЭЦ с КУ и тепловых схем в целом в зависимости от различных климатических условий и типов ГТУ.

Исследование влияния климатических условий было проведено для трех городов РФ: Екатеринбург; Москва; Ростов-на-Дону. Все названные города являются крупными мегаполисами с большой долей теплофикации и находятся в трех характерных климатических зонах, согласно климатическому районированию.

В большинстве случаев при проектировании ПГУ-ТЭЦ исходным элементом является газовая турбина, на основе которой происходит разработка схемы в целом. При этом параметры и характеристики конкретной ГТУ определяет производитель. При проектировании ПГУ разработчик имеет дело с уже готовым газотурбинным агрегатом, на базе которого необходимо создать установку, обладающую оптимальными для заданных условий показателями.

В представленной работе были рассмотрены варианты ПГУ-ТЭЦ с КУ на базе ГТУ: V64.3A (Сименс); ГТЭ-110 (НПО «Сатурн»); ГТЭ-160 (ОАО «ЛМЗ»). Выбор данных типов ГТУ был обусловлен различной степенью и характером неравномерности их параметров в зависимости от температуры наружного воздуха, а также качественным охватом как российских, так и зарубежных разработок в области газотурбиностроения для нужд энергетики.

Для ПГУ-ТЭЦ важной особенностью является зависимость характеристик ГТУ от многих факторов, основным из которых является температура наружного воздуха. Изменение основных характеристик ГТУ в течении года для некоторых типов ГТУ может составлять до 15 -20 %. Такое заметное различие в поведении параметров ГТУ, несомненно, повлияет на работу котла-утилизатора, который отвечает за генерацию пара требуемых параметров, а, следовательно, и на работу всего парогазового блока в целом. Помимо этого, на работу газотурбинных установок в разных климатических регионах накладываются их индивидуальные особенности: разный диапазон изменения температур наружного воздуха; продолжительность их стояния в течение года; атмосферные факторы (давление, влажность и др.), которые влияют на величину аэродинамического сопротивления и параметры ГТУ.

Одним из первых и необходимых этапов при исследовании работы котла-утилизатора является выбор температуры наружного воздуха для выполнения конструкторского расчета КУ. В силу значительного изменения параметров ГТУ и характеристик теплового потребителя в парогазовых схемах выбор базового режима не столь однозначен.

Для выбора расчетной температуры наружного воздуха проектирования котла-утилизатора были взяты в качестве базовых величин различные температуры из годового диапазона их изменения и сделаны серии расчетов по определению годовых показателей тепловой экономичности схем ПГУ-ТЭЦ. В

итоге было определено изменение годового КИТ для одноконтурных и двухконтурных схем ПГУ-ТЭЦ в зависимости от выбора температуры наружного воздуха для проектирования котла-утилизатора, приведенное на рис.2.

Установлено, что выбор температуры наружного воздуха для проектирования КУ определяется сочетанием характеристик ГТУ, климатическими условиями и требованиями теплового потребителя. В итоге было определено, что максимальные показатели коэффициента использования теплоты топлива в схемах ПГУ-ТЭЦ с КУ имеет место при режимах, где обеспечивается максимальный тепловой поток уходящих газов после ГТУ. Аналогичные исследования проведены для всех рассматриваемых регионов. В результате автором получены оптимальные температуры наружного воздуха для выполнения конструкторских расчетов КУ с учетом типа ГТУ и климатических условий, которые представлены в табл. 1.

Таблица 1.

Оптимальные температуры наружного воздуха для проектирования котлов-утилизаторов в зависимости от типа ГТУ и климатических условий регионов, °С

Регион ТипГТУ г. Екатеринбург г.Москва г.Ростов-на-Дону

У64.3Д -35 -28 -22

ГТЭ-110 30 30 30

ГТЭ-160 0 0 0

В парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами, в силу специфики работы, топливо подводится не в КУ, а в камеру сгорания газотурбинной установки. Вследствие этого, котел-утилизатор ЛГУ выполняет пассивную роль теплооб-менного устройства, осуществляющего утилизацию тепла с уходящими газами ГТУ. При этом коэффициент полезного действия котла-утилизатора без дожигания топлива зависит от характеристик газовой турбины и определяется

по балансу тепловых потоков из выражения: -1»

где: £?*у" теплота, поступающая с паром от КУ на ПТУ, • теплота, отпускаемая от КУ; 0^/- теплота уходящих газов КУ; бку" потери теплоты в окружающую среду; О^у- теплота уходящих газов ГТУ.

Важной особенностью схем ПГУ-ТЭЦ является необходимость проводить расчеты не только применительно к модулю «ГТУ-КУ», но и всей схемы в целом, так как сочетание параметров ГТУ и графика тепловой нагрузки определяют работу всего оборудования, влияют на степень охлаждения газов в КУ. Поэтому в работе были проведены соответствующие исследования для выбранных типов ГТУ по изменению КПД КУ в зависимости от температуры наружного воздуха с учетом структурных особенностей схемы. Результаты исследования влияние типа ГТУ на экономичность котла-утилизатора одного и двух давлений в схемах ПГУ-ТЭЦ приведены на рис.3.

Из рис.3 видно, что характер изменения КПД КУ в течении года зависит от типа ГТУ. Для режимов работы ГТУ, когда имеет место снижение температуры газов на выходе из ГТУ, происходит падение и КПД котла-утилизатора.

Различное поведение экономичности КУ объясняется сочетанием характеристик газовых турбин, вариантом схемного решения и графиком тепловой нагрузки. Для одноконтурных схем ПГУ-ТЭЦ тепловая нагрузка напрямую влияет на возможность охлаждения дымовых газов в КУ и определяется температурой обратной сетевой воды и ее количеством, циркулирующей через ВВТО. Для двухконтурных схем ПГУ-ТЭЦ глубина охлаждения в КУ также определяется величиной температуры питательной воды на входе в ГПК, которая получает-

ся в результате смешения потоков воды из конденсатора с температурой ^ и слива дренажей из сетевых подогревателей с температурой {№.

Сима ПГУ-ТЭЦ е КУ одного диленм Сима ПГУ-ТЭЦ с КУ пух давлений

-40 -30 -20 -10 0 10 20 30 40 -40 -¡10-20-10 0 1 0 20 М 40 Температура наружного воиум/С Температура наружного воиуха.'С

а) 6)

Рис.3. Влияние типа ГТУ на экономичность котла-утилизатора одного давления (а) и двух давлений (6) в схемах ПГУ-ТЭЦ._

Максимальное значение КПД КУ было выявлено для схем ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами одного давления на базе ГТУ V64.3A и ГТЭ-160. Это объясняется более глубокой утилизацией выхлопных газов ГТУ в данных вариантах тепловых схем за счет установки в хвостовой части газоводяного теплообменника. Котел-утилизатор одного давления для ГТЭ-110 так же характеризуется достаточно высокими значениями КГЩ КУ. Однако в зимний период времени с уменьшением температуры наружного воздуха его экономичность резко падает из-за сильного снижения температуры уходящих газов из ГТУ.

Экономичность работы котла-утилизатора сказывается, в первую очередь, на работе паротурбинной установки. Как следует из (6), чем меньше КПД котла-утилизатора при прочих равных условиях, тем меньшее количество тепла будет передано с паром паровой турбине. Данное обстоятельство определяет количество вырабатываемой в ПТУ электроэнергии при прохождении графика тепловой нагрузки. Установлена взаимосвязь между электрической мощностью ПТУ и параметрами уходящих газов из ГТУ. Исследования показали, что основное влияние на количество вырабатываемого тепла и электроэнергии оказывает температура газов на выходе из ГТУ. Причем, чем ниже температура конца турбины ГТУ, тем меньшее количество тепла отпускается от

КУ и возрастает соотношение электрических мощностей газотурбинной и паротурбинной частей (Мпу/Мпту)- Так для исследуемых типов газовых турбин были получены следующие диапазоны изменения величины Мпу/Мпту в течении года: V64.3A - от 5.0 до 1.9; ГТЭ-110 - от 15.1 до 2.1 и для ГТЭ-160 - от 6.5 до 2.2 (большее значение соответствует минимальной температуре наружного воздуха). Отсюда видно, что ПТУ в составе блока с ГТЭ-110, которая имеет годовой разброс по температуре уходящих газов более чем 90 °С, заметно проигрывает по электрической мощности ПТУ другим сопоставляемым вариантам при отрицательных температурах наружного воздуха.

Анализ каждого из основных элементов входящих в состав тепловых схем позволил выявить особенности их работы и влияние климатических условий на

показатели работы всей ПГУ-ТЭЦ в целом. По предложенной автором методике было определено изменение годовою коэффициента использования теплоты топлива ПГУ-ТЭЦ с учетом равного системного эффекта. Результаты исследования приведены на рис.4.

Из рис.4 видно, что климатические условия оказывают существенное влияние на экономичность схем. Разница в КИТ ПГУ -ТЭЦ с КУ между климатическими зонами составляет от 0,5 до 2,5% в зависимости от типа ГТУ и вида тепловой схемы.

Проведенные исследования позволили также установить влияние продолжительности отопительного периода на изменение КИТ при использовании ГТУ с разной степенью неравномерности их характеристик. Из представленных на рис 5 результатов сравнения подовых КИТ ПГУ-ТЭЦ на базе турбин У64 ЗА и ГТЭ-110 видно, что схемы ПГУ на базе газовых турбин с сильной неравномерностью характеристик

овым установкам, у которых обеспечиваются более стабильные и равномерные параметры уходящих газов ГТУ (У643Д) в течение года

Выполненные исследования показали, что для повышения эффективности работы ПГУ-ТЭЦ с КУ в регионах с суровыми климатическими условиями их необходимо проектировать на базе ГТУ с изменением температуры уходящих газов в течении года не более чем на 50 °С, и плавным увеличением величины теплового потока уходящих газов при уменьшении температуры наружного воздуха

В четвертой главе были проведены исследования по оптимизации режима отпуска теплоты от оборудования ПГУ-ТЭЦ с КУ в зависимости от типа ГТУ и климатических условий Разработаны номограммы годовых показателей работы вариантов ПГУ-ТЭЦ при различных режимах отпуска тепла и продолжительностях отопительного периода (рис 6) Номограмма строится индивидуально для каждого варианта тепловой схемы ПГУ-ТЭЦ на базе заданного типа ГТУ Их использование позволит значительно упростить оптимизацию оборудования в составе ТЭЦ за счет рационального распределения получаемой тепловой нагрузки между энергоблоком ПГУ-ТЭЦ и водогрейными котлами Помимо этого, данная номограмма может быть использована на стадии финансово - экономического анализа, когда в зависимости от конъюнктуры рынка цен на производимые продукты, можно опера-

(ГТЭ-110) заметно проигрывают по экономичности парога

тивно определять основные показатели работы энергообъекта, и использовать их при расчете сроков окупаемости.

Установлено, что в зависимости от типа ГТУ и климатических характеристик региона меняется оптимальное значение доли отпуска тепла от оборудования ПГУ-ТЭЦ. Исходя из критерия суммарного годового расхода топлива в системе, выявлены оптимальные значения этого коэффициента в зависимости от региона и типа ГТУ, которые меняются в диапазоне 0,27 -0,47.

Пятая глава посвящена оценке технико-экономической эффективности строительства новых ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами и выбору оптимального варианта тепловой схемы на основании критериев экономической эффективности.

Основной особенностью разработанного автором методического подхода является сопоставление прибыли и капитальных вложений в строительство вариантов ПГУ-ТЭЦ с обязательным приведением всех вариантов к равному энергетическому эффекту, в частности, путем ввода замещающей мощности. Одним из

способов выравнивания вариантов является покупка недостающей энергии у сторонних производителей.

Учет климатологии регионов строительства ПГУ-ТЭЦ заключается, в первую очередь, в специфике графиков тепловой нагрузки, продолжительности отопительного периода, а также характере изменения параметров ГТУ. Важной особенностью является выбор расчетной температуры КУ, а следовательно, и остального оборудования ПГУ-ТЭЦ. Указанные особенности приводят в конечном итоге к различию не только в тепловых характеристиках, но и в капитальных затратах ПГУ-ТЭЦ в зависимости от района строительства

Прибыль, получаемая от создания варианта ПГУ-ТЭЦ с учетом равного системного эффекта в рамках одного года, определяется как (руб./год):

П, = Р,пгу-И,пгу-И,.ЗАМ ' (7)

где р1ПП/ - стоимость реализованной энергии от варианта ПГУ-ТЭЦ (руб./год); Я,„гу - годовые издержки эксплуатации варианта ПГУ-ТЭЦ (руб./год);

-годовые издержки, связанные с привлечением замещающей мощности (руб/год).

При существующих средних тарифах на тепло и электроэнергию (1.10 руб./кВт и 500 руб./Гкал), а также цене на газ (900 руб./1000 нм3) для условий России, были определены основные интегральные показатели эффективности инвестиционных проектов по каждому варианту тепловой схемы в зависимости от типа ГТУ и климатических характеристик регионов РФ.

Анализ полученных результатов указывает на экономическую эффективность всех рассматриваемых вариантов строительства ПГУ-ТЭЦ с КУ. Сравнение результатов для разных климатических зон демонстрирует также и экономическую целесообразность учета климатических факторов. Так, при прочих равных условиях, сроки окупаемости отличаются от 4 до 10 % в зависимости от климатического региона. Установлено, что при существующем соотношении тарифов на тепло и электроэнергию и цен на газ, более выгодными с экономической точки зрении являются схемы ПГУ-ТЭЦ с КУ двух давлений и ПВК. Для этих вариантов в зависимости от типа ГТУ сроки окупаемости меняются от 54 до 69 мес. от начала строительства. Это является следствием, в основном, большего количества отпускаемой электроэнергии по сравнению с другими вариантами, что при имеющем место соотношении тарифов на тепло и электроэнергию вызывает более интенсивный рост потока наличности. В итоге, несмотря на большие капитальные вложения

и дополнительные затраты на основное оборудование, это приводит к лучшим показателям экономической эффективности данного варианта ПГУ-ТЭЦ.

Результаты расчета также показали, что несмотря на то, что ПГУ-ТЭЦ на базе У64.3Д является более эффективной по коэффициенту использования теплоты топлива (КИТ У64.3Д на 2-4% больше ГТЭ-110), однако высокая ее стоимость, по сравнению с ГТЭ-110, а также затраты на обслуживание и ремонт, приводит к тому, что вариант ПГУ-ТЭЦ с ГТЭ-110 с точки зрения интегральных экономических показателей оказывается наиболее привлекательным. При изменении соотношения тарифов на отпускаемую энергию и топливо в сторону увеличения стоимости природного газа экономические преимущества ГТУ этого типа будет снижаться.

ВЫВОДЫ

1. Внесены дополнения в методические положения расчета энергетических показателей ПГУ-ТЭЦ утилизационного типа, учитывающие влияния климатических условий и типа ГТУ. Введены поправочные коэффициенты, учитывающие влияние продолжительности отопительного периода регионов и изменение характеристик ГТУ в зависимости от климатических условий. Эти величины корректирует годовой коэффициент использования теплоты топлива от 0,5 до 3,4% в зависимости от типа ГТУ и климатического региона.

2. В качестве критерия сравнения вариантов ПГУ-ТЭЦ предложено использовать суммарный расход топлива в системе «ПГУ-ТЭЦ - замещающая КЭС -замещающая водогрейная котельная». Исходя из этого критерия установлено, что независимо от климатических условий наиболее оптимальной является схема ПГУ-ТЭЦ с котлом-утилизатором двух давлений, где коэффициент использования тепла топлива составляет от 71,0 до 76,6% в зависимости от типа ГТУ.

3. Показано, что применение классического понятия коэффициента теплофикации для ТЭЦ, как доля тепла, отпущенная потребителю из отборов ПТУ, не отражает всю специфику работы ПГУ-ТЭЦ по покрытию графиков тепловой нагрузки. В этой связи, автором введен новый коэффициент, учитывающий отпуск тепла как от газотурбинной, так и от паротурбинной частей ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами. Используя критерий суммарного расхода топлива в системе, были получены оптимальные значения этого коэффициента, которые меняются в диапазоне 0,27 -0,47, в зависимости от типа ГТУ и климатических характеристик региона.

4. Установлено, что для достижения максимального значения коэффициента использования тепла топлива котлы-утилизаторы, входящие в состав тепловых схем ПГУ-ТЭЦ, должны проектироваться с обязательным учетом характеристик ГТУ индивидуально для каждого климатического региона. Такой учет позволяет повысить среднегодовой коэффициент использования теплоты топлива схем ПГУ-ТЭЦ на 0,2 - 0,6 % (абс.) в зависимости от типа схемы ПГУ-ТЭЦ, характеристик ГТУ и климатических условий. Даны рекомендации по выбору температуры наружного воздуха для проектирования котла-утилизатора в зависимости от типа ГТУ и климатических условий.

5. Выявлено, что основное влияние на эффективность работы парогазовых ТЭЦ оказывает неравномерность характеристик ГТУ, и, в первую очередь, резкое падение температуры выхлопных газов, при уменьшении температуры наружного воздуха. Показано влияние климатических условий и типа ГТУ на тепловую экономичность котла-утилизатора и паротурбинную установку. Установлено, что разница в годовых коэффициентах использования тепла топлива между вариантами ПГУ-ТЭЦ на базе разных типов ГТУ составляет от 0,5 % до 4,7 % (абс). При этом эта разница возрастает с увеличением продолжительности отопительного периода.

6. Разработана методика построения номограммы годовых показателей работы вариантов парогазовых ТЭЦ при различной загрузки энергоблока по теплу и продолжительности отопительного периода. Показаны пути использования этих номограмм на стадии проектирования и проведения финансово-экономического анализа.

7. Выполнен финансово-экономический анализ вариантов ПГУ-ТЭЦ в зависимости от климатических условий и типов ГТУ. Установлено, что при существующем соотношении тарифов на тепло и электроэнергию и ценах на газ, более выгодными с экономической точки зрении являются схемы ПГУ-ТЭЦ с КУ двух давлений с ПВК. Для этих вариантов, в зависимости от типа ГТУ, сроки окупаемости меняются от 54 до 69 мес. от начала строительства.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях: 1) Исследование тепловых схем парогазовых ТЭЦ применительно к условиям России/ В.Д. Буров, С.В. Цанев, А.А. Дудолин, А.П. Дудко // Приоритетные направления развития энергетики на пороге XXI века и пути их решения. Материалы всероссийской конф. - г. Новочеркасск, 2000. -С.8-10.

»18893

2) Буров В.Д., Цанев С.В., Дудолин А.А. Исследование показателей экономичности различных схем парогазовых ТЭЦ // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докл. межд. науч. конф., 27-28 февраля 2001 г.-Москва, 2001.-Т.З-С.196-197.

3) Буров В.Д., Цанев С.В., Дудолин А.А. Влияние климатических условий на показатели тепловой экономичности вариантов парогазовых ТЭЦ // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докл. межд. науч. конф., 28 февраля -1 марта 2002 г.-Москва, 2002.-Т.З- С.191 -192.

4) Буров В.Д., Цанев С.В., Дудолин А.А. Влияние коэффициентов теплофикации на показатели экономичности парогазовых теплофикационных энергоблоков // III Всеросийская научно-практическая конференция «Повышение эффективности теплоэнергетического оборудования». Материалы конференции / Под. ред. Мошкарина А.В. - Иваново: Иван. гос. энерг.ун-т, 2002.- С.57-60.

5) Исследование показателей тепловой экономичности вариантов схем теплофикационного парогазового блока утилизационного типа на базе ГТУ V64.3A / В.Д. Буров, С.В. Цанев, А.А. Дудолин, М.А.Соколова, // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Девятая Международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов. Тез. докл.: В 3 т.-МЭИ, 2003. -т.З. С. 138-139.

6) Техперевооружение ТЭЦ с использованием парогазового блока утилизационного типа / А.А.Дудолин, М.А.Соколова, В.Д. Буров, С.В. Цанев // Состояние и перспективы развития электротехнологии. Тез. докл. межд. науч. конф., г.Иваново, 2003.-Т.1-С.167.

7) Буров В.Д., Дудолин А.А., Галас И.В. Оценка показателей тепловой экономичности парогазовых ТЭЦ утилизационного типа с учетом климатических условий // Повышение эффективности производства электроэнергии: Материалы IV Ме-ждунар.конф. - Новочеркасск: ЮРГТУ (НПИ), 2003. -С.31-33.

8) Буров В.Д., Дудолин А.А., Дудко А.П. Особенности определения годовых показателей тепловой экономичности парогазовых теплоэлектроцентралей // Повышение эффективности работы энергетических систем. Труды ИГЭУ.

Вып.б. - М.: Энергоатомиздат, 2003. - С. 2!

Подписано к печати ik ii'l Л -Печ. л. fkj)_Тираж КС

Типография МЭИ (ТУ), Красноказарменна:

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО СОЗДАНИЮ ПГУ-ТЭЦ С КУ И РАБОТ ПО ОПТИМИЗАЦИИ СТРУКТУРЫ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ.

1.1. Актуальность создания парогазовых энергоблоков с котлами-утилизаторами

1.2. Проблемы и особенности работы тепловых схем теплофикационных парогазовых энергоблоков с котлами-утилизаторами.

1.3. Опыт разработок и применения парогазовых теплофикационных энергоблоков.

1.4. Обзор работ по методикам расчета и оптимизации структуры схем ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами.

1.5. Постановка задачи и цели исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ УЧЕТА КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПРИ РАСЧЕТЕ СХЕМ ПГУ-ТЭЦ С КОТЛАМИ-УТИЛИЗАТОРАМИ

2.1. Исследуемые типы тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с КУ и обоснование их выбора.

2.2. Выбор климатических регионов и влияния их характеристик на график тепловых нагрузок ПГУ-ТЭЦ.

2.3. Способы покрытие графика тепловой нагрузки в схемах ПГУ-ТЭЦ утилизационного типа.

2.4. Определение показателей тепловой экономичности теплофикационных ПГУ утилизационного типа с учетом влияния климатических факторов.

2.5. Алгоритм расчета тепловых схем утилизационных ПГУ-ТЭЦ с учетом влияния климатических особенностей регионов.

2.6. Основы методические положения и алгоритм сравнения вариантов парогазовых ТЭЦ.

2.7. Описание программных продуктов.

2.8. Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА РАБОТУ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ СХЕМ ПГУ-ТЭЦ С КОТЛАМИ-УТИЛИЗАТОРАМИ.

3.1. Выбор типа ГТУ и анализ влияния климатических условий на их характеристики.

3.2. Влияние типа ГТУ на работу котла-утилизатора.

3.3. Исследование влияния климатических условий и типа ГТУ на выбор режима проектирования котла-утилизатора.

3.4. Анализ влияние климатических условий и типа ГТУ на работу паротурбинной установки.

3.5. Влияние климатических условий на показатели тепловой экономичности парогазовых ТЭЦ утилизационного типа.

3.6. Выводы по третьей главе.

ГЛАВА 4. ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМА ОТПУСКА ТЕПЛОТЫ ОТ ОБОРУДОВАНИЯ ПГУ-ТЭЦ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТИПА ГТУ И КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ.

4.1. Проблема оптимизации режима отпуска тепла ПГУ-ТЭЦ

4.2. Номограмма годовых показателей работы вариантов ПГУ

ТЭЦ при различных режимах отпуска тепла.

4.3. Основные методические положения построения номограммы годовых показателей работы вариантов ПГУ-ТЭЦ при различных режимах отпуска тепла.

4.4. Использование номограммы годовых показателей работы вариантов ПГУ-ТЭЦ.

4.5. Выводы по четвертой главе.

ГЛАВА 5. ОЦЕНКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ ПГУ-ТЭЦ С КОТЛАМИ-УТИЛИЗАТОРАМИ ПРИ УЧЕТЕ ВЛИЯНИЯ КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ И ТИПА ГТУ.

5.1. Особенности определения прибыли от строительства ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами по системному эффекту.

5.2. Оценка стоимости строительства вариантов ПГУ-ТЭЦ утилизационного типа.

5.3. Оценка экономической эффективности инвестиционного проекта.

5.4. Анализ чувствительности показателей экономической эффективности вариантов строительства ПГУ-ТЭЦ утилизационного типа.

5.5. Выводы по пятой главе.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ.

Ввиду особенности климатических условий, в которых находится значительная часть Российской Федерации, для отечественной энергетики всегда была актуальной задача теплофикации. Структура оборудования энергосистем России характеризуется тем, что доля установленной электрической мощности ТЭЦ составляет порядка 48 % общей мощности тепловых электростанций России сжигающих органическое топливо [1]. При этом, в настоящее время удельный вес природного газа в суммарном расходе топлива на электростанциях РФ составляет 62%, а на перспективу до 2020 года он возрастет до 65%.

Прогрессивность ТЭЦ заключалась не только в существенной экономии топлива, расходуемого на электро- и теплоснабжение, но и в заметном оздоровлении воздушного бассейна городов. Сооружение ТЭЦ вместо многочисленных мелких котельных, которые занимали значительное место в структуре источников теплоснабжения большого числа городов России, и работали в большинстве случаев на низкосортном топливе, загрязняя воздушную атмосферу этих городов, способствовало решению этих вопросов [2].

В новых экономических условиях, комбинированный способ производства электрической и тепловой энергии сохраняет свои преимущества перед раздельным. Однако, несмотря на достигнутые успехи в этом направлении, в настоящее время, проявился ряд негативных тенденций ее развития, к числу которых относятся следующие:

• физическое и моральное старение оборудования большого числа действующих ТЭЦ;

• замедление темпов снижения удельных расходов топлива;

• стабилизация доли выработки электроэнергии на тепловом потреблении;

• значительная продолжительность строительства ТЭЦ и освоения тепловой мощности турбоагрегатов.

Одним из современных и технологичных подходов к качественному изменению ситуации в отрасли, повышающих общий уровень эффективности производства электрической и тепловой энергии, является внедрение газотурбинных и парогазовых технологий. При этом из всех возможных вариантов использования ГТУ наибольшими технико-экономическими и экологическими показателями обладают схемы ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами.

Как показывают исследования, в режимах с максимальной тепловой нагрузкой коэффициент использования теплоты топлива примерно одинаковый как у паротурбинных, так и у парогазовых ТЭЦ [3]. Однако теплофикационная нагрузка сильно зависит от температуры наружного воздуха и заметно меняется в течении года. В этом случае, достаточно большой период времени паросиловым ТЭЦ приходится работать на частичной тепловой нагрузке и, как следствие, с невысоким КПД [4,5]. При этих же условиях парогазовые ТЭЦ в силу большей гибкости в регулировании электрических и тепловых нагрузок имеют более высокие показатели. Поэтому применение ПГУ-ТЭЦ позволяет повысить эффективность использования топлива в годовом разрезе [6,7].

Работа парогазовых установок с котлами-утилизаторами имеет некоторую специфику, которая обуславливается влиянием климатических факторов на график тепловых нагрузок потребителя и особенностью работы основного оборудования, входящего в состав ПТУ. В этой связи актуальной встает задача исследования эффективности работы различных вариантов ПГУ-ТЭЦ утилизационного типа при покрытии годового графика тепловой нагрузки с учетом влияния климатических условиях. Необходимо провести технико-экономическую оценку целесообразности реализации проекта, сравнить показатели финансовой эффективности различных вариантов тепловых схем, оптимально проработать режимы работы и структуру применительно к конкретным условиям: региону сооружения, его климатическим условиям, финансовой политике региона и т.д.

В силу этого, настоящая работа посвящена исследованию и анализу влияния климатических условий, типа ГТУ на выбор структуры тепловых схем парогазовых ТЭЦ утилизационного типа и выработке рекомендаций по проектированию с учетом данных особенностей.

Выполнение диссертационной работы позволило скорректировать основные методические положения расчета годовых показателей работы ПГУ в зависимости от климатических условий, выявить особенности работы отдельных элементов входящих в состав рассматриваемых схем, разработать алгоритм сопоставления рассматриваемых вариантов ПГУ-ТЭЦ на основании системной эффективности. Предложена методика построения номограмм годовых показателей работы ПГУ-ТЭЦ с КУ, позволяющая определять оптимальное значение отпуска тепла от парогазового энергоблока, а также использовать ее на стадиях финансово-экономического анализа. Проведена оценка и выполнен анализ экономической эффективности предложенных решений с учетом влияния тарифов.

Работа выполнена под руководством кандидата технических наук, доцента кафедры ТЭС МЭИ (ТУ), науч. рук. НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» МЭИ (ТУ) Бурова В.Д., которому автор выражает глубокую благодарность. Автор выражает благодарность профессору каф. ТЭС к.т.н. Цаневу C.B. за 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. Дудко А.П., к.т.н. Торжкова В.Е., к.т.н. Соколову М.А., к.т.н. Конакотина Б.В. за оказанную поддержку и содействие при проведении исследований и создании расчетных средств.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

По диссертационной работе можно сделать следующие выводы:

1. Внесены дополнения в методические положения расчета энергетических показателей ПГУ-ТЭЦ утилизационного типа учитывающие влияния климатических условий и типа ГТУ. Определены поправочные коэффициенты, учитывающие влияние продолжительности отопительного периода регионов и изменение характеристик ГТУ из-за смены климатических условий. Учет этих величин корректирует годовой коэффициент использования тепла топлива от 0,5 до 3,4% в зависимости от типа ГТУ и климатического региона.

2. В качестве критерия сравнения вариантов ПГУ-ТЭЦ предложено использовать суммарный расход топлива в системе «ПГУ-ТЭЦ - дополняющая КЭС -дополняющая водогрейная котельная». Исходя из этого критерия установлено, что независимо от климатических условий наиболее оптимальной является схема ПГУ-ТЭЦ с котлом-утилизатором двух давлений, где коэффициент использования тепла топлива составляет от 71,0 до 76,6% в зависимости от типа ГТУ.

3. Показано, что применение классического понятия коэффициента теплофикации для ТЭЦ, как доля тепла, отпущенная потребителю из отборов ПТУ, не отражает всю специфику работы ПГУ-ТЭЦ по покрытию графиков тепловой нагрузки. В этой связи, автором введен новый коэффициент, учитывающий отпуск тепла как от газотурбинной, так и от паротурбинной частей ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами. В зависимости от типа ГТУ и климатических характеристик района, исходя из критерия суммарного расхода топлива в системе, оптимальные значения этого коэффициента меняются в диапазоне 0,27-г-0,47.

4. Установлено, что для достижения максимального значения коэффициента использования тепла топлива котлы-утилизаторы, входящие в состав тепловых схем ПГУ-ТЭЦ, должны проектироваться с обязательным учетом характеристик ГТУ индивидуально для каждого климатического региона.

Такой учет позволяет повысить среднегодовой коэффициент использования тепла топлива схем ПГУ-ТЭЦ на 0,2 -г- 0,6 %, в зависимости от типа схемы ПГУ-ТЭЦ, характеристик ГТУ и климатических условий. Даны рекомендации по выбору режима проектирования котла-утилизатора в зависимости от типа ГТУ и климатических условий.

5. Выявлено, что основное влияние на эффективность работы схем оказывает неравномерность характеристик ГТУ, и, в первую очередь, резкое падение температуры выхлопных газов, при уменьшении температуры наружного воздуха. Показано влияние климатических условий и типа ГТУ на тепловую экономичность котла-утилизатора и паротурбинную установку. Установлено, что разница в годовых коэффициентах использования тепла топлива между вариантами ПГУ-ТЭЦ на базе разных типов ГТУ составляет от 0,5 % до 4,7 % (абс.). При этом, эта разница возрастает с увеличением продолжительности отопительного периода.

6. Разработана методика построения номограммы годовых показателей работы вариантов ПГУ-ТЭЦ при различных режимах отпуска тепла, с учетом продолжительностей отопительного периода. Показаны пути использования этих номограмм на стадии проектирования и проведения финансово экономического анализа.

7. Выполнен финансово-экономический анализ вариантов ПГУ-ТЭЦ в зависимости от климатических условий и типов ГТУ. Установлено, что при существующем соотношении тарифов на тепло и электроэнергию и ценах на газ, более выгодными с экономической точки зрении являются схемы ПГУ-ТЭЦ с КУ двух давлений. Для этих вариантов в зависимости от типа ГТУ сроки окупаемости меняются от 54 до 69 мес. от начала строительства.

1. Некрасов A.C., Воронина С.А. Состояние и перспективы развития теплоснабжения в России // Электрические станции. 2004. - №5. - С. 2-8.

2. Хрилев Л.С. Основные направления и эффективность развития теплофикации // Теплоэнергетика. 1998. - №4. - С. 2-11.

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

4. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоиздат, 1982.-360с.

5. Нормы технологического проектирования тепловых электростанций и тепловых сетей. М.: Энергия, 1974.

6. Цанев C.B., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций. M.: Изд-во МЭИ, 2002.- 584 с.

7. Длугосельский В.И., Барочин Б.Л. Парогазовые технологии в теплофикации // Тяжелое машиностроение. 1994. - №4. - С. 2-10.

8. Малафеев В.А. Теплофикация эффективный способ энергосбережения и защиты окружающей среды // Промышленная энергетика. - 1999. - №10. - С. 2-7.

9. Серебряников Н.И. Работа системы Мосэнерго в новых условиях // Теплоэнергетика. 1998. - №2. - С.2-9.

10. Ю.Воронин В.П., Романов A.A., Земцов A.C. Пути технического перевооружения электроэнергетики // Теплоэнергетика. 2003. - №9. - С. 2-6.

11. Основные положения «Энергетической стратегии России на период до 2020 г.» / А.Б. Яновский, А.М. Мастепанов, В.В. Бушуев и др. // Теплоэнергетика. 2002. -№1.-С. 2-8.

12. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации №1234-р от 28 августа 2003 года.

13. Парогазовые установки путь к повышению экономической эффективности и экологической чистоты теплоэнергетики / Теплоэнергетика. -1990. - №3. - с.2-8.

14. Н.Саламов A.A. Удельные капитальные затраты на сооружение ТЭС за рубежом / Теплоэнергетика. 1997. - №2. - с.76-79.

15. Андрющенко А.И. О показателях эффективности эксплуатации промышленных паротурбинных ТЭЦ // Промышленная энергетика. 2002. - №2. - С. 2-5.

16. Энергетические показатели парогазовых теплоэлектроцентралей с котлами-утилизаторами / Аракелян Э.К., Кудрявый В.В., Цанев C.B. и др. // Вестник МЭИ. 1996 - №1. - С. 23-28.

17. Принципы создания высокоэкономичных систем централизованного теплоснабжения городов / Андрющенко А.И., Николаев Ю.Е., Семенов Б.А. и др. // Промышленная энергетика. 2003 - №5. - С. 8-12.

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

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

20. Недотко В., Сергеев А. Опыт эксплуатации ПГУ-300Т на Южной ТЭЦ ОАО «Ленэнерго» // Газотурбинные технологии. 2003. №4. - С.6-10.

21. Опыт создания теплофикационного парогазового энергоблока ПГУ-450Т / Кос-тюк Р.И., Писковацков И.Н., Блинов А.Н. и др. // Теплоэнергетика. 1999. - №1. -С.10-15.

22. Кузнецов В. Северо-Западная ТЭЦ первенец нового поколения отечественных электростанций // Электрические станции. - 2001. - №2. - С.3-7.

23. Блинов А.Н. Пуск Северо-Западной ТЭЦ-прорыв нашей энергетики к новым технологиям // Вестник в энергетике. 2003. - №2. - С.48-52.

24. Титов О., Гущин А. Парогазовая электростанция «Москва-Сиги» // Газотурбинные технологии. 2003. №4. - С.38-40.

25. Состояние и перспективы развития парогазовых установок в энергетике России / Фаворский О.Н., Дпугосельский В.И., Петреня Ю.Н. и др. // Теплоэнергетика. -2003.-№2. -С. 9-15.

26. Романов В.Ф., Межибовский В.М. ГТД-110 от проекта к реальности // газотурбинные технологии. -2000. - №6. - С.8-12.

27. Новый газотурбинный двигатель мощностью 110 МВт для стационарных энергетических установок / Романов В.И., Рудометов С.В., Жирицкий О.Г. и др. // Теплоэнергетика. 1992. - №9. - с. 15-21.

28. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ / Дьяков А.Ф., Березинец П.А. Коспок Р.И. и др. // Электрические станции. -1996. №7. - С. 11-17.

29. Ольховский Г.Г. Разработки перспективных энергетических ГТУ // Теплоэнергетика. -1996. №4. - С.66-76.

30. Ложкин А.Н. Комбинированные паро-газовые энергоустановки и перспективы их использования в теплоэнергетике // Проблемы использования газа в теплосиловых установках: Сб. докл. под общ. ред. Н.И. Сазанова. М.: Госэнергоиздат, 1959.-С. 52-18.

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

32. Сазанов Б.В., Иванов Г.В. Расчет экономичности паротурбинных отопительных ТЭЦ // Теплоэнергетик. 1973. - №5. - С.79-83.

33. Стерман Л.С., Тишин С.Г., Печенкин С.П. Методика прогнозирования годовых энергетических показателей и расходов топлива для теплофикационных установок / Теплоэнергетика. 1993. - №12. - С.8-12.

34. Арсеньев Л.В., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинам и.-Л.: Машиностроение, Ленингр. отд-ние, 1982. 247с.

35. Соколов Е.Я., Мартынов В.А. Энергетические характеристики парогазовых теплофикационных установок / Теплоэнергетика. -1996. №4. - С.47-54.

36. Андрющенко А.И. Комбинированные системы теплоснабжения // Теплоэнергетика. 1997. №5. - С. 2-6.

37. Чернецкий Н.С. Выбор параметров пара для 111У с котлом-утилизатором // Теплоэнергетика. 1986. -№ 3. - С. 14-18.

38. Березинец П.А., Васильев М.К., Ольховский Г.Г. Бинарные 111 У на базе газотурбинной установки средней мощности // Теплоэнергетика. 1999. - № 1. - С. 15-21.

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

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

41. Тепловые схемы 111 У: Автоматизация конструирования и расчета / В.М. Боровков, С.А. Казаров, О.И. Демидов и др. // Электрические станции. 1994. - №7. -с.36-40.

42. Комисарчик Т.Н., Грибов В.Б., Гольдпггейн А.Д. Математическая модель парогазовой установки с котлом-утилизатором / Теплоэнергетика. 1991. - №12. -с.63-65.

43. Математические модели и программные средства для моделирования элементов и тепловых схем 111У / А.П. Иванов, A.B. Клевцов, A.B. Корягин и др. // Вестник МЭИ. -1997. №5. - с.5-9.

44. Математическое моделирование тепловых схем одноконтурных теплофикационных 111 У / А.Д. Цой, A.B. Клевцов, A.B. Корягин и др. // Промышленная энергетика. 1997. - №12. - с.25-31.

45. Математическое моделирование тепловых схем двухконтурных теплофикационных ПГУ / А.Д. Цой, A.B. Клевцов, A.B. Корягин и др. // Промышленная энергетика. 1998. - №3. - с.36-40.

46. Костюк Р.И. Разработка теплофикационных бинарных парогазовых установок и исследование технологии их эксплуатации (на примере ПГУ-450Т СевероЗападной ТЭЦ в Санкт-петербурге): Автореф. дисс. на соиск. уч.ст. канд.тех.наук. -М. 1998. -63с.

47. Повышение работы парогазовых ТЭЦ в зимнее время / Попырин JI.C., Смирнов И.А., Щеглов А.Г. и др. // Теплоэнергетика. 2000. - №12. - с.22-28.

48. Сравнительная оценка отечественных и зарубежных методов разделения расхода топлива и формирования тарифов на ТЭЦ / Хрилев Л.С., Малафеев В.А., Ха-раим А.А. и др. // Теплоэнергетика. 2003. - №4. - с.45-54.

49. Денисов В.И. Обоснование тарифов на электрическую тепловую энергию ТЭЦ, выводимых на Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) / Электрические станции. 1999. - №10. - С 18-27.

50. Методические основы определения энергетических показателей парогазовых теплоэлектроцентралей с котлами-утилизаторами / Буров В.Д., Цанев C.B., Дуд-ко А.П. и др.// Вестник МЭИ. -1999. №4. с.35-40.

51. Методы расчета основных энергетических показателей паротурбинных, газотурбинных и парогазовых теплофикационных установок. Е.Я. Соколов, В.А. Мартынов/ Под ред., В.М. Качалова. -М.: Из-во МЭИ, 1996 -102 с.

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

53. Каталог газотурбинного оборудования // Газотурбинные технологии. 2001. - 119 с.

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

55. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). Изд-во НПО ЦКТИ. Спб. 1998. 256с.

56. Торжков В.Е. Исследование и оптимизация характеристик парогазовых КЭС малой и средней мощности с одноконтурными котлами-утилизаторами: Авто-реф. дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. -М., 2002. 20 с.

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

58. Моделирование расчета энергетической эффективности промышленной ТЭЦ с турбинами типа "ПТ", "Р" и "Т". Иванов Г.В. /Под ред. Спиридонова А.Г.-М.: Изд-во МЭИ, 1990.-60 с.

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

60. Расчет энергетических показателей систем теплоснабжения промышленных предприятий. Ситас В.И./Под ред. Папушкина В.Н. -М: Изд-во МЭИ, 1990.-56 с.

61. 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.

62. Щегляев A.B. 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.

63. Щегляев A.B. 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.

64. Смирнов И.А., Хрилев JI.C. Эффективность и направления развития энергетики на природном газе // Энергетическая политика. 1996. - №6. - С. 12-16.

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

66. 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.

67. Попырин Л.С., Щеглов А.Г. Эффективные типы парогазовых и газотурбинных установок. "Электрические станции", № 7,1997.

68. Техперевооружение ТЭЦ с использованием парогазового блока утилизационного типа / Буров В.Д., Цанев С.В., Дудолин A.A. и др. // Состояние и перспективы развития электротехнологии: Тез. докл. межд. науч. конф., г.-Иваново, -2003.-Т.1-С.167.

69. Исследование вариантов реконструкции энергоблока 210 МВт с использованием ГТУ V94.2 фирмы Siemens / Я.Ю. Сигидов, М.А. Соколова, В.Е. Торжков и др. И

70. Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тез. докл. Восьмой Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов: В 3 т. M.: Изд-во МЭИ, 2002. - Т. 3. -С. 200-202.

71. Хойзинберг К., Виттко Э. Увеличение мощности паротурбинных электростанций на природном топливе за счет перехода на комбинированный цикл // Siemens Power Journal. -1996. С. 10-13.

72. More than 60% efficiency by combining advanced gas turbines and conventional steam power plants // ABB Review. 1997. - №3. - C. 3-15.

73. Тепловые схемы ТЭС и АЭС / В.М. Боровков, О.И. Демидов, С.А. Казаров и др.; Под ред., С.А. Казарова. СПб.: Энергоатомиздат, 1995 - 392 с.

74. Рыжов A.B. Эффективность и надежность работы блок-ТЭЦ на базе ГТУ в системах комплексного теплоснабжения: Автореф. дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. Саратов, 1998. - 16 с.

75. Результаты работы за первый квартал 2003 года. Отчет ОАО «Мосэнерго».- 20с.

76. Буров В.Д., Дудолин A.A. Исследование тепловых схем парогазовых ТЭЦ применительно к условиям России // Приоритетные направления развития энергетики на пороге XXI века и пути их решения. Материалы всероссийской конф.-г.-Новочеркасск, 2000. -С.8-10.

77. Буров В.Д., Цанев C.B., Дудолин A.A. Исследование показателей экономичности различных схем парогазовых ТЭЦ // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докл. межд. науч. конф., 27-28 февраля 2001 г. г.-Москва, 2001.-Т.З- С.196-197.

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

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