автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Комплексное исследование ПГУ пылеугольных ТЭЦ с газовыми сетевыми подогревателями

На правах рукописи

ГРИГОРЬЕВА Оксана Константиновна

КОМПЛЕКСНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПГУ ПЫЛЕУГОЛЬНЫХ ТЭЦ С ГАЗОВЫМИ СЕТЕВЫМИ ПОДОГРЕВАТЕЛЯМИ

Специальность 05.14.01 - энергетические системы и комплексы

АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Новосибирск - 2006

Работа выполнена в Новосибирском государственном техническом университете.

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Ноздренко Геннадий Васильевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Секретарев Юрий Анатольевич доктор технических наук Томилов Виталий Георгиевич

Ведущая организация:

ЗАО «СибКОТЭС», г. Новосибирск

Защита диссертации состоится «21» апреля 2006 года в 12 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д 212.173.02 при Новосибирском государственном техническом университете по адресу: 630092, Новосибирск, пр. К.Маркса, 20

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Новосибирского государственного технического университета

Автореферат разослан « /6» марта 2006 г.

Учёный секретарь

диссертационного совета Д 212.173.02

кандидат технических наук, доцент

Шаров Ю.И.

¿иоо&А

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Опыт развития мировой энергетики показывает, что повышение тепловой экономичности энергоблоков ТЭЦ возможно путем применения парогазовых технологий.

Соединение в одном теплофикационном энергоблоке газотурбинных и паротурбинных установок, работающих по высоко- и низкотемпературным циклам, позволяет повысить эффективность использования топлива и обеспечить рост КПД при работе ПТУ ТЭЦ в конденсационном режиме до 45...50%, т.е. до уровня, недостижимого для других тепловых двигателей.

Парогазовый энергоблок ТЭЦ улучшает и экологические характеристики, т.к. снижение удельных выбросов оксидов азота и серы по сравнению с традиционной ТЭЦ может достигать 50%.

При создании ill "У ТЭЦ и реконструкции ТЭЦ по парогазовой технологии в основном используются следующие схемы: со сбросом газов газотурбинных установок (1 ТУ) в котел-утилизатор (бинарная ПТУ), в топку и конвективную шахту (ПТУ с Hill - низконапорным парогенератором), в газоводяной подогреватель (ГВП) с вытеснением часта: системы регенерации (ЛГУ с ГВП), со сбросом газов в газовый сетевой подогреватель (ГСП) с вытеснением части сетевой установки (ПТУ с ГСП).

Комплексные исследования бинарных ПГУ, ПГУ с НПГ и 111'У с ГВП были выполнены ВТИ (Ольховский Г Г., Березинец П.А.), МЭИ (Буров В.Д., Цанев C.B.), СГТУ (Андрющенко А.И., Дубинин А.Б.), Дженерал электрик, ABB, Сименс и др., а ПГУ с ГСП - еще только нарабатываются.

Очевидна также необходимость более широкого вовлечения твердого топлива в энергобаланс ТЭЦ при использовании парогазовых технологий. При этом обеспечивается экономия природного газа (в пересчете на условное топливо) до 35% за счет его вытеснения твердым топливом.

Поэтому проведение комплексных исследований ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП (111 -ТЭЦ с ГСП) является актуальным.

Целью диссертации является разработка методических подходов, математической модели и методов для комплексного исследования III "У пылеуголь-ных ТЭЦ с газовыми сетевыми подогревателями.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты:

1. Методический подход к сопоставлению эффективности 111У пылеуголь-ных ТЭЦ с ГСП с традиционными ТЭЦ, который заключается в установлении на основе схемно-параметрической оптимизации зависимостей между расходно-термодинамическими параметрами и технико-экономической эффективностью ПГ-ТЭЦ с ГСП и определении в результате системного анализа рациональных областей использования ПГ-ТЭЦ с ГСП.

2. Методика математического моделирования 111 У пылеугольных ТЭЦ с ГСП и разработанная на её основе математическая модель функционирования ПГ-ТЭЦ с ГСП при комплексном учете обеспечения графиков нагрузки, надежности энергоснабжения, возможных режимов работы, инфраструктуры (экологической, социальной, производственной) при неопределенности исходной информации.

3. Результаты комплексного исследования ПГ-ТЭЦ с ГСП и установленные основные закономерности влияния системных факторов на схемно-параметрические оптимальные решения, энергетическую и технико-экономическую эффективность ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП. Методы исследования: методология системных исследований в энергетике, математическое и компьютерное моделирование ТЭЦ, методы эксергети-ческого анализа и технико-экономической оптимизации в условиях неопределённости исходной информации.

Практическая значимость и использование результатов работы. Разработанная методика, методический подход, математическая модель, алгоритмы и программа расчета позволяют получать оптимальные схемно-параметрические решения по ПГ-ТЭЦ с ГСП. Рассчитанные технико-

экономические показатели ПГ-ТЭЦ с ГСП могут служить информационной базой для обоснования рациональных областей использования ПГ-ТЭЦ с ГСП как при реконструкции традиционных ТЭЦ, так и при разработке и созданию 111 У пылеугольных ТЭЦ с ГСП.

Результаты работы использованы в проектной организации ОАО «Но-ТЭП» при разработке программы реконструкции традиционных ТЭЦ в ПГ-ТЭЦ, в научной лаборатории теплоэнергетики Hi ТУ при технико-экономических исследованиях парогазовой технологии по схеме сбросов газов в сетевую установку, в учебном процессе - по специальностям 140100 — «Теплоэнергетика», 140101 - «Тепловые электрические станции» (при дипломном проектировании).

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обосновывается использованием методики технико-экономических и эксергетических системных исследований, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, теплопередачи, теории надёжности. Математические модели и компьютерное моделирование ПГ-ТЭЦ базируются на методах, апробированных и хорошо себя зарекомендовавших на решении ряда других задач подобного класса. При отработке моделей проведены сравнительные тестово-расчётные компьютерные эксперименты, выполнено сравнение рассчитанных параметров теплофикационных энергоблоков с реальными параметрами.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на семинарах: Проблемной лаборатории НГТУ (Новосибирск, 2002, 2003 гг.); на международных конференциях: KORUS-2003, -2005; наука и технологии (Новосибирск, 2003,2005 г.), Радиоэлектроника, электротехника, энергетика (Москва, 2003 г.), ЗАО «СибКОТЭС» (Новосибирск, 2005), ИТ СО РАН (Новосибирск, 2006 г.)

Публикации. Основные положения и результаты диссертации опубликованы в 8 печатных изданиях: из них 6 - научных статей, 2 - тезисы и конференции.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы и приложения. Основной текст изложен на 120 страницах, содержит 53 рисунка, 7 таблиц.

Во введении дана краткая характеристика диссертации.

В первой главе обосновывается актуальность проблемы разработки и создания ПГ-ТЭЦ, актуальность проведения комплексных исследований, предпосылки для использования парогазовой технологии в составе пылеугольных ТЭЦ с ГСП, анализируется технологическая готовность энергооборудования для использования его в данной схеме. Отмечено, что наибольший вклад в развитие теоретических основ ПТУ внесли Андрющенко А.И., Зысин В.А., Канаев A.A., Ольховский Г.Г. и др.

На основании проведенного анализа были сформулированы цели и задачи исследования.

Во второй главе изложена методика комплексных исследований ПТУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП.

Разработанный методический подход к сопоставлению эффективности ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП с традиционными пылеугольными ТЭЦ заключается в установлении на основе схемно-параметрической оптимизации зависимостей между расходно-термодинамическими параметрами и технико-экономической эффективностью ПГ-ТЭЦ с ГСП и определении в результате системного анализа рациональных областей использования ПГ-ТЭЦ с ГСП.

Важно отметить, что реализация указанного методического подхода невозможна без использования достаточно эффективной математической модели парогазового энергоблока с ГСП.

Значительный опыт математического моделирования и оптимизации энергоблоков отражен в работах Попырина JI.C., Левенталя Г.Б., Шубенко-Шубина Л.А., Клера A.M. и др.

Для построения эффективной математической модели теплофикационного парогазового энергоблока с ГСП применяется методики агрегатирования и декомпозиции. Агрегатирование - уменьшение размерности схемы путем заме-

ны группы одинаковых параллельно работающих и равномерно загруженных элементов на один элемент расчетной схемы. Суть декомпозиции - в разделении схемы энергоблока на несколько частей, связи между которыми немногочисленны и построении для каждой части своей математической модели с последующей увязкой математических моделей между собой.

Основополагающей является эксергетическая методология, в которую значимый вклад внесли работы Эванса Р., Трайбуса М., Андрющенко А.И., Бродянского В.М. и др. Эксергетическая методология использует эксергетиче-ский потенциал (величину максимально возможной работы разных энергоносителей, которая характеризует термохимические и термодинамические процессы превращения энергии, заканчивающиеся при наступлении термодинамического равновесия системы) для анализов процессов превращения энергии на различных участках энергоблока. Эксер-гетический потенциал позволяет оценить работоспособность энергоносителей в любой части энергоблока и на основе эксер-гетических балансов определить показатели термодинамической эффективности, как отдельных частей, так и в целом энергоблока. Настоящая диссертация опирается на эти работы и является естественным их развитием.

Рис. 1. Схема теплофикационного парогазового энергоблока с ГСП: Ы, Ет - потребители электро- и теплоэксергии; 1...6

- функциональные части (1 - парогазогенерирующее оборудование; 2 - часть высокого давления турбины; 3 - часть низкого давления и газовая турбина; 4

- электрическая часть; 5 - система регенерации и система технического водоснабжения; 6 - система отпуска теплоэксергии); Вп, Вг - расходы пыле-угольного топлива и природного газа

Энергоблок представляется в виде шести взаимосвязанных функционирующих частей (рис. 1). Эксергии, производимой каждой частью, ставятся в соответствие затраты, включающие в себя не только затраты собственно функционирующей части, но и переносимые с подводимой эксергией £ . Эк-

о

сергия I] Е* с затратами 3, "продается" /-й частью, эксергия ^ Ехь с соот-

JdV(i) keV(i)

ветствующими затратами "покупается" /-й функционирующей частью. Эксергетические КПД функционирующих частей определялись как

л,=2Х/1Х а)

где для 1-й, 3-й, 6-й частей ПГУ с ГСП, отличающихся нетрадиционным составом оборудования,

2Х=^П2+Я1Пз+£ГЗ; IX = (5„ + Вг)Еул. + E2l +E3i + Esi + £41; (2)

=£3п4+++£3Г6+Х^З = £1пЗ+£>3; (3)

IX =£т^6=^6+^6 +E«; (4)

индексы п, г относятся к паровой и газотурбинной ступеням ПГУ; Еул- химическая эксергия условного топлива.

Эксергетические КПД по отпуску электроэнергии и теплоэксергии рассчитывались как

Т14 N = h /К = Л^аПаП^5^ i (5)

Лет = ХоА6 = riiTi2n3r|4Ti6ssew, (6)

где е5 - структурный коэффициент эксергетических связей, учитывающий взаимосвязи между функционирующими частями энергоблока, а также внешние системные связи; zN - эксергетический коэффициент внутрициклового возврата потерь теплоты в турбоагрегате.

Мощность ГТУ определялась в зависимости от режима работы, температуры окружающего воздуха (Г.), тепловой нагрузки ПГУ с ГСП по выражению:

где - максимальная теплофикационная нагрузка паровой турбины; Гг - температура газов перед ГТУ; Ту^- температура уходящих газов на выходе из ГСП; сг - степень повышения давления; к - показатель адиабаты; - КПД

компрессора и газовой турбины; аг- относительная нагрузка горячего водоснабжения.

ПТУ с ГСП имеет внутрицикловой и общесистемный эффект, т.к. (по сравнению с пылеугольной традиционной ТЭЦ с учетом замещающей КЭС) позволяет:

• повысить КПД (за счет комбинированного цикла);

• получить дополнительную выработку электроэнергии на паре вытесненного нижнего теплофикационного отбора (из-за применения в схеме

• снизить (при одинаковом отпуске электро- и теплоэнергии) экологическую нагрузку в ареале функционирования (за счет использования в ГТУ природного газа);

• уменьшить резервную мощность в энергокомпании (за счет повышения коэффициента готовности, обусловленного применением комбинированной схемы).

С учетом этого системная экономия условного топлива оценивалась как

ГСП);

1 ~ КТЭЦ1 1

V, КПГУ

/

ч

1,.кэс -<Ps

<Ps И-тэц 1

ПТУ

'ЬНР1^

,ПГУ

„ТЭЦ _ПГУ

Цпгу Л Л

где ri - эксергетический КПД; N, Е- электрическая мощность и теплоэнергетическая производительность; к - коэффициент готовности; <ps - вероятность стационарного режима; режимный коэффициент; ц - удельные выбросы вредных веществ; верхние и нижние индексы относятся к типам установок: традиционной ТЭЦ, ПТУ, КЭС ФОРЕМ, ГТУ, резервным энергоблокам (RN) и котельным (ЛАГ); транспорту электроэнергии с ФОРЭМ.

Разработанная математическая модель обеспечивает достаточно точное описание реальных процессов, как в рамках функционирующих частей, так и по информационным связям. Модель включает зависимости между входными и выходными расходно-термодинамическими параметрами, а также зависимости между этими параметрами и конструктивными характеристиками элементов, проверку параметров по всем видам ограничений, проверку допустимости расчетных значений (неотрицательность расходов, перепадов давлений, энергетических и материальных потоков и др.).

Математическая модель ориентирована на технико-экономический расчет ПТУ с ГСП, при котором для каждого варианта выполняются с совместной увязкой: тепловые и балансовые расчеты котла, турбины, регенеративных и сетевых подогревателей, конденсатора, газовой турбины, компрессора, основных трубопроводов, технических систем (топливоподачи, пылеприготовления, тяго-дутьевой, отпуска теплоты, технического водоснабжения, золошлакоудаления, очистки и эвакуации дымовых газов); расчет мощности собственных нужд; определения расходов топлива на котел, камеры сгорания.

В качестве показателя технико-экономической эффективности ПТУ с ГСП принято вероятностное значение удельного дисконтированного интегрального дохода

Щ2=М[ц2]-У^, (9)

где £), - математическое ожидание и дисперсия ц2; V - коэффициент,

характеризующий расчетный уровень достоверности определения т\г,

Лг-1(Ц*" + Ц£Яг)/13, (Ю)

где Цу, Це - плата за отпущенную электроэнергию (Л0 и теплоэксергию (Ет) в данном г-м году; интегральные затраты

3 = (Вп + 5г)Цт + 1Кг^М1 + 2:25, (11)

(1 + £) +1

где Цт - стоимость топлива; Кг - капиталовложения в г-е оборудование; Е -ставка дисконта; тр - расчетный срок службы основного оборудования; 1.2$ -затраты в замещаемые энергоблок и котельную, в обеспечение заданной надежности энергоснабжения с учетом графика нагрузки, коэффициента готовности и режимных особенностей, в системы сокращения вредных выбросов, в экологическую инфраструктуру, в энергоснабжение дальних потребителей, в производственную и социально-бытовую инфраструктуры, на содержание штатного, ремонтного и эксплутадионного персонала.

Математическая постановка задачи технико-экономической оптимизации представлена следующим образом:

(12)

при условиях

Н{Х,У) = 0,

Р(Х,У)£ 0, (13)

Х'<,ХйХ",

где Н, ^ - нелинейные вектор-функции ограничений в форме равенств (уравнения энергетического и расходного балансов, теплопередачи и др.) и в форме неравенств; X*, X** - векторы наименьших и наибольших значений независимых параметров, в качестве которых рассматриваются начальные и конечные пара-

метры пара, параметры промперегрева, питательной воды, коэффициент теплофикации, степень повышения давления и начальная температура газов ГТУ, конструктивные параметры ГСП. К функционально зависимым параметрам V, в частности, относятся расходы рабочих сред, температурные напоры, передаваемые тепловые потоки, концентрации загрязняющих веществ, конструктив-но-компоновочиые параметры элементов оборудования, массостоимостные характеристики и т.д.

В третьей главе проводятся оптимизационные исследования теплофикационных парогазовых энергоблоков с ГСП. Рассчитываются термодинамические и расходные параметры с учетом влияния таких системных факторов, как мощность энергокомпаний, температура окружающего воздуха региона функционирования, фоновая концентрация промышленного ареала, разуплотнение графика электрической нагрузки. Определяются оптимальные конструктивные характеристики газового сетевого подогревателя.

В качестве объектов исследования технологии ПГ-ТЭЦ с ГСП рассматривались энергоблоки на базе турбин Т-50.. .250 МВт и ПТ-50.. .80 МВт.

Из рис. 2 видно, что для Т-турбин без промперегрева и для ПТ-турбин оптимальным начальным давлением (ро) является стандартное давление пара. Введение промперегрева (рпп, /пп) приводит для Т-180..Т-250 к отклонению начального давления от стандартного, температура промперегрева- 550...565°С. Начальная оптимальная температура пара (?0) для Т-турбин во всем диапазоне мощностей может приниматься на уровне 520°С. Это обусловлено влиянием комбинированного цикла 111 У, ко-

■Ро.МПа 20 15 «о, "С 530 515

<ПБ,°С

250 200

/ "о \ .-V ¥

\ V >m 0 пп

N \

1П

П т и

}

— 4

tm,°C

560 545

530

Рпп,МПа 4

3

2

50 100 150 200 Мггу, МВт Рис 2 Оптимальные параметры паротурбинной ступени в составе ГТГУ с ГСП

Aírry. МВт 140

80 60 40 20

s' >

,1 У У

у J

4 'jf ■3

У

О г

■4

0,475

0,425 0,400 0,375

V -в

s» s ■ri ✓5 -

гтН 4 г— — N

'2

/

50 100 150 200 Мну, МВт Рис. 3 Расчетная мощность ГТУ в составе ПГУ с ГСП: 1,2 - с оптимальными параметрами; 3,4 - со стандартными параметрами; Д - о = 8,2, /г - 900°С; □ - о = 14,1, /г = 1055°С; О - а = 12,3, tr = 1170°С; • -а = 14,7, /г = 1210°С; Ж - а = 7,8, tr = 900°С; А _ а = 15,6, tr = 1320"С.

100 150 200 Мггу.МВТ Рис.4. КПД по отпуску электроэнергии ПГУ с ГСП в сравнении с КПД традиционного энергоблока с Т- и ПТ- турбинами: 1,2 - для традиционных энергоблоков; 3,4 - со стандартными параметрами; 5,6 - с оптимальными параметрами.

гда процесс утилизации уходящих из ГТУ газов является более сильным фактором, чем процесс повышения начальной температуры пара.

Оптимальные параметры ГТУ в составе ПГУ с ГСП и Т- и ПТ-турбинами - 20, 1227°С (что является верхней границей при оптимизации), оптимальная мощность ГТУ - 40... 140 МВт (рис. 3). Увеличение степени повышения давления до 20 обусловливает тенденцию снижения температуры газов после газовой турбины (на входе в ГСП), что уменьшает потери эксергии от неравновесного процесса теплообмена в ГСП.

Повышение температуры газов с одновременным увеличением степени повышения давления позволяют обеспечить КПД ГТУ на уровне 0,453, что способствует увеличению КПД ПГУ с ГСП (рис. 4). Оптимизация параметров ПГУ с ГСП дает увеличение КПД на 3,5... 10% по сравнению с ПГУ с ГСП стандартных параметров. Введение промперегрева позволяет получить КПД оптимальной ПГУ с ГСП на уровне 0,5.

Начальная температура пара и температура промперегрева для ПГУ с ГСП на базе Т-110, Т-180 практически не изменяются при изменении темпера-

13

Ро,МПа

15 10

'оЛтп. "С 550 500

'пв,°С 200

150

/

/V /

\ /

* ч >

Рпп

'гаь

т -11С лт~ 180

to' 7-

/>пп.МПа 3,5 3,0 2,5

ЛГггу.МВт

-40

-20

Рис. 6. КПД Т)4лг ПГУ с ГСП по отпуску электроэнергии (сплошные линии) и расчетная мощность ГТУ ступени Мту (пунктер)

О +10

Рис. 5. Оптимальные параметры паротурбинной ступени ПГУ с ГСП на базе Т-110 (сплошные линии) и Т-180(пунктир)

туры окружающего воздуха (íB3, рис. 5). Для Т-110 в составе ПГУ с ГСП остаются неизменными начальное давление пара и температура питательной воды (<пв)-

Вместе с тем при снижении температуры окружающего воздуха мощность газотурбинной ступени увеличивается (рис. 6), что в конечном итоге приводит к росту КПД ПГУ с ГСП по отпуску электроэнергии. Из этого следует, что при выборе основного оборудования ПГУ с ГСП на базе Т-110 для регионов с различными климатическими условиями необходимо подбирать только ГТУ-ступень соответствующей мощности.

ПГУ с ГСП на базе Т-110 могут иметь одинаковые параметры при функционировании в энергокомпаниях практически различных установленных мощностей. ПГУ с ГСП на базе Т-180 с неизменными параметрами могут функционировать в энергокомпаниях мощностью до 3,5 ГВт. Для более мощных энергокомпаний начальное давление для Т-180 можно принимать на закритиче-ском уровне при температуре 520°С, с промперегревом до 565°С при давлении промперегреваЗ,5 МПа.

Ро.МПа 20

15 10

<пв,°С 200 150

/ /

—' у > /

/V

/

-Рпп I

in \ 1 И 1С I j Т-180

Г -I-

<пв < —

Лш.МПа

3,5

3

Го, inn, °с 550

500

<*ГР,М 0,035 0,03

V -2

\

\

-3

\ •4

«fren, м 10 5

50

150

250

350 #пгу, МВт

20 30 40 Цт, дол/т.у.т. Рис 7 Оптимальные параметры паротурбинной ступени ПГУ с ГСП на базе Т-110 (сплошные линии) и Т-180 (пунктир)

Рис 8 Параметры ГСП в зависимости от мощности ПГУ - энергоблока: 1,2 -drr для ГСП в составе ПГУ с Т- и ПТ-турбинами; 3,4 - dren для ПГУ с Т- и ПТ-турбинами.

При разуплотнении рафика нагрузки ПГУ с ГСП на базе Т-110 и Т-180 практически не изменяют свой профиль. КПД по отпуску электроэнергии для Т-110 практически не меняется, а для Т-180 снижается из-за снижения начальных параметров и параметров промперегрева.

При увеличении цены топлива профиль (Цт) ПГУ с Т-110 не меняется (рис. 7) и эксергетический КПД практически остается постоянным, для варианта ПГУ с Т-180 (в связи с промперегревом) профиль энергоблока будет изменяться.

Повышение фоновой концентрации вредных веществ в атмосфере обусловливает рост начальной температуры пара, температур промперегрева и питательной воды. При этом давление пара практически не изменяется.

Оптимальные параметры ГСП определялись для режима работы ПГУ-энергоблока при расчетной (нормативной) температуре окружающего воздуха. Для ПГУ с Т-турбинами (во всем диапазоне рассматриваемых мощностей) диаметр трубок (drp) может быть принят на уровне 0,030...0,033 м (рис. 8). Диаметр ГСП (dren) определяется мощностью газотурбинной ступени (расходом

Fren, TucV 6

4

2

КГСП: млн.дол 2,0

1,5 1,0 0,5

1- V -

V Jt- -5

А. тг

Л ■6 •

i

-з

-4

£гсп, МВт

12

50 150 250 350 Ыцгу, МВт Рис.9. Fren, Eren, Кгсп в функции от мощность ПГУ с Т- и ПТ-турбинами: 1,2 - поверхность теплообмена Fren; 3,4 - капиталовложения Лтсп в ГСП; 5,6 - эксергетиче-ская нагрузка ГСП Eren при работе; д - Т-50; □ -Т-110; О -Т-175; V-T-180; О-Т-250; Ш - ПТ-50; • - ПТ-80.

Чг 2 1,8 1,6 1,4

и

.4

. С |2 и £

J. —• Шшт •

— ■ — —. «Е к

50

100

150

200 ЭДггу, МВт Рис. 10. Технико - экономическая эффективность энергоблоков ПГ-ТЭЦ по сравнению с традиционной ТЭЦ: 1Д - без оплаты и 3,4 - с учетом оплаты в экологию для Т- и ПТ-энергоблоков соответственно; традиционные энергоблоки (сплощная линия); со стандартными параметрами (пунктир); с оптимальными параметрами (штрих-пунктирная линия)

газов через ГСП) и изменяется в пределах 7,9...12,0 м для Т-турбин без пром-перегрева и от 10 до 13,6 м для Т-турбин с промперегревом. Для ГСП в составе ПГУ с ПТ-турбинами диаметр трубок изменяется от 0,031 до 0,039 м, а диаметр ГСП - от 5 до 5,7 м. Как видно из рис. 9, капиталовложения в ГСП составляют в основном 1.. .2 млн. дол.

В четвертой главе оценены коммерческие показатели ПГУ с ГСП стандартного оборудования. ПГУ со сбросом газов в сетевую установку проанализирована с учетом вероятностного критерия эффективности (удельного дохода). Энергоблоки с ГСП эффективнее традиционных в среднем на 11% (рис. 10). На это оказывает влияние такие факторы как системная экономия топлива, эксер-гетическая эффективность ПГУ с ГСП. Энергоблоки с ПТ- турбинами имеют большую эффективность (практически на 20%) по сравнению с Т-турбинами. Это обусловлено тем, что традиционные ПТ-энергоблоки эффективнее тради-

16

ционных Т-энергоблоков, что в первую очередь связано с наличием П-отбора, отпускающего технологический пар с более высокой теплоэксергией.

При увеличении мощности энергокомпании функция цели остается практически неизменной, что характеризует устойчивость оптимальных решений.

При разуплотнении графика электрической нагрузки технико-экономическая эффективность уменьшается в 1,16 раза, что показывает, что данная технология более эффективна для регионов с плотными графиками нагрузок.

При увеличении цены топлива в 2,5 раза функция цели уменьшается на

24%.

Увеличение фоновой концентрации уменьшает технико-экономическую эффективность на 17% для Т-110 и на 23% для Т-180.

При оценке инвестиций в традиционный энергоблок и энергоблок 111 У с ГСП со стандартными параметрами на базе турбин Т-180 и Т-110 использованы результаты ранее выполненных расчетов по анализу функционирования ТЭЦ. Стоимость отпущенной электроэнергии и теплоэксергии оценена на основе ос-редненных тарифов для всех групп потребителей в долларах США и составляет 0,025 $/кВт-ч электроэнергии и 0,035 $/кВт ч теплоэксергии; стоимость газа 29 дол./т.у.т., угля - 25 дол./т.у.т.. Ставка дисконтирования принята на уровне 15%.

На рис. 11 представлен чистый дисконтированный доход (ЧДД) при строительстве ПГ-ТЭЦ с ГСП на базе турбин Т-110 (рис. 11, а) и Т-180 (рис. 11, 6) при следующих условиях реализации проекта: строительство осуществляется в течение 5 лет, начиная с 3 года в эксплуатацию вводится первый энергоблок, затем ежегодно оставшиеся энергоблоки; на начальной стадии реализации проекта в полном объеме используется заемный капитал.

По показателю относительной эффективности, который определяется как отношение чистых потоков платежей ПГ-ТЭЦ и ПТ-ТЭЦ, вариант ПГУ с ГСП на базе Т-180 эффективнее на 51 % традиционного энергоблока, а на базе Т-110

1 2 3

III

i t i

* я x

i § i

ф Ф Ф

JT T-" T-"

^ O) O)

§ 876,0 млн. дол,

со g

4 5 6 7 8 9 10

годы реализации проекта

а)

и о ч

I

§ ч

6 7 8 годы реализации проекта

б)

Рис 11. Чистый дисконтированный доход

- на 63%. Срок окупаемости для ПГУ с Т-180 составляет около 3,5 лет, а для ПГУсТ-110-5 лег.

Основные результаты работы

1. Разработан методический подход к сопоставлению эффективности ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП с традиционными ТЭЦ, который заключается в установлении на основе схемно-параметрической оптимизации зависимостей между расходно-термодинамическими параметрами и технико-экономической эффективностью ПГ-ТЭЦ с ГСП и определении в результате системного анализа рациональных областей использования ПГ-ТЭЦ с ГСП.

2. Разработана методика математического моделирования ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП и разработанная на её основе математическая модель функционирования ПГ-ТЭЦ с ГСП при комплексном учете обеспечения

графиков нагрузки, надежности энергоснабжения, возможных режимов работы, инфраструктуры (экологической, социальной, производственной) при неопределенности исходной информации.

3. Выполнены комплексные исследования ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП мощностью 66...392 МВт с Т- и ПТ-турбинами 50...250 МВт. Показано, что для оптимальных ПГУ с турбинами без промперегрева начальные давления и температура составляют 12,8 МПа, 520°С, а с промперегревом - 17. ..23,5 МПа, 520/(550...560)°С/°С, температура питательной воды 160 °С, 200...220 °С, соответственно. Степень повышения давления и температура газов перед газовой турбиной - 20, 1227°С. Коэффициент теплофикации - 0,56.. .0,66. При этом КПД по отпуску электроэнергии ПГУ с ГСП - 0,45...0,50. Показано что эксергетическая производительность (как сумма электроэнергии и теплоэксергии) на 50...67% больше для ПГУ с Т-турбинами и на 23...25% для ПГУ с ПТ-турбинами по сравнению с традиционными паротурбинными энергоблоками. Оптимальные параметры (диаметр трубок и диаметр корпуса) ГСП составляют 0,030...0,039 м, 5,0... 13,6 м.

4. Парогазовый энергоблок с ГСП на базе турбин Т-50...250 МВТ и ПТ-50...80 МВт технико-экономически эффективнее традиционных ТЭЦ в среднем на 11%.

5. Вложение инвестиций в ПГУ с ГСП на 50...60% эффективнее, чем в традиционные энергоблоки. Срок окупаемости ПГУ с ГСП на базе Т-турбины составляет около 3,5...5 лет.

Совокупность полученных результатов составляет научную основу системных исследований ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП.

Личный вклад. Постановка задачи, комплексные исследования, разработка схемно-параметрических решений, проведение компьютерных экспериментов, анализ результатов и разработка рекомендаций по выбору схем и параметров ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП выполнены автором.

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах:

1. Григорьева O.K. Актуальность реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ по парогазовому циклу //Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тез. Докл. Девятой Междунар. Науч.-техн. Конф. Студентов и аспирантов, 2003 - Т. Ш. - С. 136.

2. Григорьева O.K. Определение технических характеристик газового сетевого подогревателя ПТУ // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: Сборник научных трудов/Под ред. акад. РАН В.Е. Накоря-кова. Вып. 8. - Новосибирск: НГТУ, 2004 - С.144-149.

3. Григорьева O.K. Экономия топлива в системе энергоснабжения потребителей от ПГ-ТЭЦ по сравнению с традиционной ТЭЦ // Теплоэнергетика: Сборник научных трудов / Под ред. акад. РАН В.Е. Нако-рякова. Вып. 7. - Новосибирск: НГТУ, 2003 - С.94-99.

4. Григорьева O.K. Эффективность парогазовых установок // Наука. Техника. Инновации. Региональная научная конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: Тезисы докладов в 6-ти частях. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. Часть 6. - С.74-75.

5. Ноздренко Г. В., Григорьева O.K. Технико-экономические показатели ПГ -ТЭЦ со сбросом газов в сетевую установку// Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: Сборник научных трудов/ Под ред. акад. РАН В.Е. Накорякова. Вып. 9. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. -С.60...63.

6. Щинников П.А., Серант Ф.А., Ловцов А.А., Зыкова Н.Г., Коваленко П.Ю., Вихман О.А., Бородихин И.В., Григорьева O.K., Егорова Е.М., Тэрбшц Ц. Повышение эффективности энергоблоков ТЭЦ // Пол-зуновский вестник - 2004. №1. - С.210-214.

7. A.P.Kaloshin, О.К Grigoiyeva, O.V.Borush, A.R.Kvrivishvili, P.A.Shinnikov, G.V. Nozdrenko Power generating units high thermal efficiency of power station// KORUS-2005: Proceedings of the 9ft Russian - Korea international symposium on Science and Technology, Novosibirsk, 2005.

- Р.336-338 (Энергоблоки тепловых электрических станций высокой тепловой экономичности).

8. Pavel Schinnikov, Gennady Nozdrenko, Feliks Serant, Anatoly Lovtsov, Natalia Zykova, Pavel Kovalenko, Oleg Vikhman, Ignat Borodikhin, Oksana Grigoryeva, Ekaterina Egorova and Tsatsral Terbish Improvement of efficiency of steam-turbine power-generating unit of coal-dust combined heat and power stations H KORUS-2002: Proceedings of the 7th Korea-Russian international symposium on Science and Technology, Ulsan, 2002. - Vol. Ш. -P. 151-156 (Повышение эффективности паротурбинных пылеугольных энергоблоков ТЭЦ).

Подписано в печать/^.03.06 г. Формат 84x60x1/16 Бумага офсетная. Тираж 100 экз. Печ. л. 1,5. Заказ № ¿86

Отпечатано в типографии Новосибирского государственного технического университета 630092, г. Новосибирск, пр. К. Маркса, 20

í

f

f

V

f, f

I

I {

í t

I

f

¿ÔOG/V

»"6422

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ПРЕДПОСЫЛКИ ПАРОГАЗОВОЙ РЕКОНСТРУКЦИИ

ПЫЛЕУГОЛЬНЫХ ТЭЦ.

1.1. Актуальность использования парогазовой технологии для пылеугольных ТЭЦ.

1.2. Технологическая готовность парогазовой технологии.

1.3. Анализ выполненных исследований схем и параметров ПГУ.

1.4. Выводы и задачи исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Показатели эксергетической эффективности ПГ-ТЭЦ.

2.1.1. Системный эксергетический подход.

2.1.2. Принципиальная структурная схема вычислительного комплекса.

2.1.3. Определение технико-экономических показателей ГТУ в составе энергоблока с ГСП.

2.1.4. Определение технических характеристик ГСП ПГУ.

2.2. Определение системной экономии топлива при приведении вариантов ТЭЦ к одинаковому эксергетическому эффекту.

2.3. Учет надежностных и режимных показателей.

2.4. Вероятностный критерий технико-экономической оптимизации.

2.5. Ограничения на применяемые методики расчетов.

2.6. Выводы.

ГЛАВА 3. ОПТИМИЗАЦИОННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ С ГСП.

3.1. Исходные условия.

3.2. Анализ термодинамических и расходных параметров.

3.3. Влияние системных факторов.

3.3.1. Влияние температуры окружающего воздуха (региона функционирования) на параметры ПГУ с ГСП.

3.3.2. Влияние единичной мощности энергокомпаний.

3.3.3. Влияние на оптимальные параметры разуплотнения графика нагрузки

3.3.4. Оптимальные параметры ПГУ с ГСП при изменении цены топлива.

3.3.5. Оптимальные параметры ПГУ с ГСП при изменении фоновой загазованности

3.4. Оптимальные параметры ГСП.

3.5. Выводы.

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОШМИЧЕСКИХ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПГ-ТЭЦ С ГСП.

4.1. Технико-экономическая эффективность теплофикационных энергоблоков ПГ-ТЭЦ с ГСП.

4.2. Влияние системных факторов на эффективность ПГ-ТЭЦ с ГСП.

4.3. Оценка эффективности инвестиций.

4.4. Выводы.

Опыт развития мировой энергетики показывает, что повышение тепловой экономичности энергоблоков ТЭЦ возможно путем применения парогазовых технологий.

Соединение в одном теплофикационном энергоблоке газотурбинных и паротурбинных установок, работающих по высоко- и низкотемпературным циклам, позволяет повысить эффективность использования топлива и обеспечить рост КПД при работе ПТУ ТЭЦ в конденсационном режиме до 45.50%, т.е. до уровня, недостижимого для других тепловых двигателей.

Парогазовый энергоблок ТЭЦ улучшает и экологические характеристики, т.к. снижение удельных выбросов оксидов азота и серы по сравнению с традиционной ТЭЦ может достигать 50%.

При создании ПТУ ТЭЦ и реконструкции ТЭЦ по парогазовой технологии в основном используются следующие схемы: со сбросом газов газотурбинных установок (ГТУ) в котел-утилизатор (бинарная Ш У), в топку и конвективную шахту (ПГУ с HI И - низконапорным парогенератором), в газоводяной подогреватель (ГВП) с вытеснением части системы регенерации (ПГУ с ГВП), со сбросом газов в газовый сетевой подогреватель (ГСП) с вытеснением части сетевой установки (ПГУ с ГСП).

Комплексные исследования бинарных ПГУ, ПГУ с Hill и ПГУ с ГВП были выполнены ВТИ (Ольховский Г.Г., Березинец П.А.), МЭИ (Буров В.Д., Цанев С.В.), СГТУ (Андрющенко А.И., Дубинин А.Б.), Дженерал электрик, ABB, Сименс и др., а ПГУ с ГСП - еще только нарабатываются.

Очевидна также необходимость более широкого вовлечения твердого топлива в энергобаланс ТЭЦ при использовании парогазовых технологий. При этом обеспечивается экономия природного газа (в пересчете на условное топливо) до 35% за счет его вытеснения твердым топливом.

Поэтому проведение комплексных исследований ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП (ПГ-ТЭЦ с ГСП) является актуальным.

Целью диссертации является разработка методических подходов, математической модели и методов для комплексного исследования ПГУ пыле-угольных ТЭЦ с газовыми сетевыми подогревателями.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты:

1. Методический подход к сопоставлению эффективности ПГУ пылеуголь-ных ТЭЦ с ГСП с традиционными ТЭЦ, который заключается в установлении на основе схемно-параметрической оптимизации зависимостей между расходно-термодинамическими параметрами и технико-экономической эффективностью ПГ-ТЭЦ с ГСП и определении в результате системного анализа рациональных областей использования ПГ-ТЭЦ с ГСП.

2. Методика математического моделирования ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП и разработанная на её основе математическая модель функционирования ПГ-ТЭЦ с ГСП при комплексном учете обеспечения графиков нагрузки, надежности энергоснабжения, возможных режимов работы, инфраструктуры (экологической, социальной, производственной) при неопределенности исходной информации.

3. Результаты комплексного исследования ПГ-ТЭЦ с ГСП и установленные основные закономерности влияния системных факторов на схемно-параметрические оптимальные решения, энергетическую и технико-экономическую эффективность ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП. Методы исследования: методология системных исследований в энергетике, математическое и компьютерное моделирование ТЭЦ, методы эксергети-ческого анализа и технико-экономической оптимизации в условиях неопределённости исходной информации.

Практическая значимость и использование результатов работы. Разработанная методика, методический подход, математическая модель, алгоритмы и программа расчета позволяют получать оптимальные схемно-параметрические решения по ПГ-ТЭЦ с ГСП. Рассчитанные техникоэкономические показатели ПГ-ТЭЦ с ГСП могут служить информационной базой для обоснования рациональных областей использования ПГ-ТЭЦ с ГСП как при реконструкции традиционных ТЭЦ, так и при разработке и созданию ПТУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП.

Результаты работы использованы в проектной организации ОАО «Но-ТЭП» при разработке программы реконструкции традиционных ТЭЦ в ПГ-ТЭЦ, в научной лаборатории теплоэнергетики НГТУ при технико-экономических исследованиях парогазовой технологии по схеме сбросов газов в сетевую установку, в учебном процессе - по специальностям 140100 - «Теплоэнергетика», 140101 - «Тепловые электрические станции» (при дипломном проектировании).

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обосновывается использованием методики технико-экономических и эксергетических системных исследований, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, теплопередачи, теории надёжности. Математические модели и компьютерное моделирование ПГ-ТЭЦ базируются на методах, апробированных и хорошо себя зарекомендовавших на решении ряда других задач подобного класса. При отработке моделей проведены сравнительные тестово-расчётные компьютерные эксперименты, выполнено сравнение рассчитанных параметров теплофикационных энергоблоков с реальными параметрами.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на семинарах: Проблемной лаборатории НГТУ (Новосибирск, 2002, 2003 гг.); на международных конференциях: KORUS-2003, -2005; наука и технологии (Новосибирск, 2003, 2005 г.), Радиоэлектроника, электротехника, энергетика (Москва, 2003 г.), ЗАО «СибКОТЭС» (Новосибирск, 2005).

Публикации. Основные положения и результаты диссертации опубликованы в 8 печатных изданиях: из них 6 - научных статей, 2 - тезисы и конференции.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы и приложения. Основной текст изложен на 120 страницах, содержит 53 рисунка, 7 таблиц.

4.4. Выводы

1. ПГ-ТЭЦ с ГСП на базе турбин Т-50.250 МВТ и ПТ-50.80 МВт эффективнее ПТ-ТЭЦ в среднем на 11%.

2. Применение стандартного оборудования в составе ПГ-ТЭЦ с ГСП позволяют снизить удельные капиталовложения в блок на 6% по сравнению с традиционными энергоблоками ПТ-ТЭЦ, а при оптимизации - на 12%.

3. Удельные затраты на отпускаемую электроэнергию снижаются на 39% для Т-турбин и на 14% для ПТ-турбин, оптимизация параметров уменьшает эти показатели еще на 16% и на 13% соответственно. Удельные затраты ПГ-ТЭЦ на отпускаемое тепло со стандартными Т-турбинами увеличиваются на 50%, при оптимизации это увеличение составляет 19%. Удельные затраты на отпускаемое тепло ПТ-турбин, не меняются по сравнению с блоками ПТ-ТЭЦ, а при оптимизации снижаются на 19%. Наиболее эффективная ПГ-ТЭЦ с ГСП будет на базе турбины Т-180.

4. При увеличении мощности энергокомпаний обеспечивается рост функции цели (около 4%) за счет сокращения аварийного резерва.

5. При разуплотнении графика электрической нагрузки функция цели уменьшается в 1,16 раза.

6. При изменении экологической обстановки в ареале функционирования (при увеличении фоновых концентраций вредных веществ в приземном слое атмосферы от 0,4 до 0,8 ПДК) и при изменении стоимости топлива (от 20 до 50 $/т.у.т.) технико-экономическая эффективность (функция цели) уменьшается в среднем на 23%, а срок окупаемости возрастает в несколько раз.

7. Вложение инвестиций в ПГУ — энергоблок с ГСП эффективнее на 50%, чем в традиционный энергоблок. Срок окупаемости ПГУ с ГСП на базе турбины Т-180 составляет около 3 лет.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Разработан методический подход к сопоставлению эффективности ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП с традиционными ТЭЦ, который заключается в установлении на основе схемно-параметрической оптимизации зависимостей между расходно-термодинамическими параметрами и технико-экономической эффективностью ПГ-ТЭЦ с ГСП и определении в результате системного анализа рациональных областей использования ПГ-ТЭЦ с ГСП.

2. Разработана методика математического моделирования ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП и разработанная на её основе математическая модель функционирования ПГ-ТЭЦ с ГСП при комплексном учете обеспечения графиков нагрузки, надежности энергоснабжения, возможных режимов работы, инфраструктуры (экологической, социальной, производственной) при неопределенности исходной информации.

3. Выполнены комплексные исследования теплофикационных ПГУ с ГСП 66.392 МВт с Т- и ПТ-турбинами 50.250 МВт. Показано, что для оптимальных ПГУ с турбинами без промперегрева начальные давления и температура составляют 12,8 МПа, 520°С, а с промперегревом - 17.23,5 МПа, 520/(550.560)°С/°С, температура питательной воды 160°С, 200.220 °С, соответственно. Степень повышения давления и температура газов перед газовой турбиной - 20, 1227°С. Коэффициент теплофикации - 0,56.0,66. При этом КПД по отпуску электроэнергии ПГУ с ГСП - 0,45. .0,50.

4. Оптимальная эксергетическая эффективность ПГУ с ПТ-турбинами на 2.7% выше, чем с Т-турбинами. Эксергетическая производительность (как сумма электроэнергии и теплоэксергии) на 50.67% больше для ПГУ с Т-турбинами и на 23.25% для ПГУ с ПТ-турбинами по сравнению с традиционными паротурбинными энергоблоками. При этом оптимальный расход условного топлива ГТУ составляет соответственно 29.32% и 15. 16% от суммарного расхода топлива ПГУ с ГСП.

5. КПД парогазогенерирующей части оптимальной ПГУ с Т-турбинами — 0,66.0,70 (без промперегрева), 0,72.0,75 (с промперегревом).

6. Изменение системных факторов (таких, как температура окружающего воздуха, единичная установленная мощность энергокомпаний, разуплотнение графика электрической нагрузки) практически не изменяет оптимального профиля ПГУ с ГСП. Для районов с ценой топлива менее 35 дол/т.у.т оптимальный профиль ПГУ также не изменяется, а при более дорогом топливе для ПГУ с Т-180 давление пара становиться закритическим. При увеличении фоновой загазованности в 2 раза растут на 6. 12% температуры (начальной и питательной воды) паротурбинной ступени ПГУ.

7. Оптимальные параметры (диаметр трубок и диаметр корпуса) ГСП парогазовых энергоблоков 66.392 МВт с Т- и ПТ-турбинами 50.250 МВТ составляют 0,030.0,039 м, 5,0. 13,6 м.

8. Парогазовый энергоблок с ГСП на базе турбин Т-50. .250 МВТ и ПТ-50. .80 МВт эффективнее ПТ-ТЭЦ в среднем на 11%.

9. Применение стандартного оборудования в составе ПГ-ТЭЦ с ГСП позволяют снизить удельные капиталовложения в блок на 6% по сравнению с традиционными энергоблоками ПТ-ТЭЦ, а при оптимизации - на 12%.

10. Удельные затраты на отпускаемую электроэнергию снижаются на 39% для Т-турбин и на 14% для ПТ-турбин, оптимизация параметров уменьшает эти показатели еще на 16% и на 13% соответственно. Удельные затраты ПГ-ТЭЦ на отпускаемое тепло со стандартными Т-турбинами увеличиваются на 50%, при оптимизации это увеличение составляет 19%. Удельные затраты на отпускаемое тепло ПТ-турбин, не меняются по сравнению с блоками ПТ-ТЭЦ, а при оптимизации снижаются на 19%.

11. Наиболее эффективная ПГ-ТЭЦ с ГСП будет на базе турбины Т-180.

12. При увеличении мощности энергокомпаний обеспечивается рост функции цели (около 4%) за счет сокращения аварийного резерва.

13. При разуплотнении графика электрической нагрузки функция цели уменьшается в 1,16 раза.

14. При изменении экологической обстановки в ареале функционирования (при увеличении фоновых концентраций вредных веществ в приземном слое атмосферы от 0,4 до 0,8 ПДК) и при изменении стоимости топлива (от 20 до 50 $/т.у.т.) технико-экономическая эффективность (функция цели) уменьшается в среднем на 23%, а срок окупаемости возрастает в несколько раз.

15. Вложение инвестиций в ПГУ - энергоблок с ГСП эффективнее на 50%, чем в традиционный энергоблок. Срок окупаемости ПГУ с ГСП на базе турбины Т-180 составляет около 3 лет.

1. Аксимов Н.К., Березинец П.А., Васильев М.К. и др. Теплофикационная парогазовая установка мощностью 130 МВт // Теплоэнергетика—1992— №9.-С. 22-27.

2. Андреев Д. А. Эффективность газотурбинных и парогазовых ТЭЦ малой мощности: Автореф. дис. к.т.н. Саратов, 1999. - 19 с.

3. Андрющенко А.И. Методика системных термодинамических исследований в теплоэнергетике. Саратов. Изд-во СГТУ, 1996. - 97 с.

4. Андрющенко А.И. О термодинамической эффективности сложных циклов ГТУ в парогазовых установках // Теплоэнергетика. 1998. - № 3. -С. 68 - 72.

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

6. Андрющенко А.И. Термодинамические расчеты оптимальных параметров тепловых электростанций. М.: ВШ, 1963. - 230 с.

7. Андрющенко А.И, Дубинин А.Б. Эксергетические основы выбора циклов теплоэнергетических установок // Теплоэнергетика- 1960. №9. -С. 60-62.

8. Андрющенко А.И., Лапшов В.Н. Парогазовые установки электростанций- М. JL: «Энергия», 1965. - 248 с.

9. Баринберг Т.Д., Длугосельский В.И Теплофикационные турбины мощностью 115 МВт в составе ПГУ-170 // Теплоэнергетика- 1998 №1. -С. 16-19.

10. Безлепкен В.П., Гольдштейн АД. О схемах надстройки паротурбинных установок газовыми турбинами // Теплоэнергетика 2000. - №5. - С. 56 — 58.

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

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

13. Березинец П.А., Ольховский Г.Г. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий // Теплоэнергетика.- 2001. № 6. - С. 11 - 20.

14. Бродянский В.М., Верхивкер Г.П., Карчеев Я.Я. и др. Эксергетические расчеты технических систем. Киев: Наукова Думка, 1991. - 360 с.

15. Бродянский В.М., Фратшер В., Михалек К. Эксергетический метод и его приложение. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 288 с.

16. Брумель Х.-Г. Направления и эффективность реконструкции тепловых электростанций // Теплоэнергетика-1999. № 11. - С. 78 - 80.

17. Буров В.Д., Конакотин Б.В. Цанев С.В. Особенности применения парогазовой технологии на угольных электростанциях // Энергосбережение и водоподготовка 1998. - №1. - С. 37 - 43.

18. Буров В.Д., Зензин А.В., Макаревич В.В. Сравнение воздействия на окружающую среду различных типов КЭС малой мощности. Матер, конф. «Экология энергетики 2000».- М.: Изд-во МЭИ, 2000. - С. 289 -293.

19. Бусленко Н.П. Моделирование сложных систем. М.: Наука, 1978. -400 с.

20. Бухаркин Е.Н. Повышение эффективности теплофикационных ГТУ // Теплоэнергетика-1999 -№ 5. С. 54 - 58.

21. Бушуев В.В., Троицкий А.А. Энергетическая стратегия России и экономика страны // Теплоэнергетика 2004. - №1. - С. 21 - 27.

22. Верхивкер Г.П., Кравченко В.П., Лагута С.М. К вопросу повышения КПД парогазовых установок // Теплоэнергетика 2002 - №10. -С. 60 -64.

23. Гинсбург Г.В., Коновалов Г.М., Ломоносов В.А. Работы фирмы ОРГРЭС по подготовке к внедрению парогазовых технологий в производстве электрической и тепловой энергии // Электр. станции.-1998.-№5- С. 13— 20.

24. Голъдберг А.С., Котлер В.Р. Модернизация стареющих тепловых электростанций в США с использованием ПГУ // Электр, станции 1996. -№2.-С. 56-62.

25. Григорьева O.K. Актуальность реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ по парогазовому циклу // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тез. Докл. Девятой Междунар. Науч.-техн. Конф. Студентов и аспирантов, 2003 Т. III. - С. 136.

26. Григорьева O.K. Определение технических характеристик газового сетевого подогревателя ПГУ // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: Сборник научных трудов / Под ред. акад. РАН В.Е. Накорякова. Вып. 8. Новосибирск: НГТУ, 2004 - С. 144 - 149.

27. Григорьева O.K. Экономия топлива в системе энергоснабжения потребителей от ПГ-ТЭЦ по сравнению с традиционной ТЭЦ // Теплоэнергетика: Сборник научных трудов / Под ред. акад. РАН В.Е. Накорякова. Вып. 7. Новосибирск: НГТУ, 2003.- С. 94 - 99.

28. Григорьева O.K. Эффективность парогазовых установок // Наука. Техника. Инновации. Региональная научная конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: Тезисы докладов в 6-ти частях. — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. Часть 6. С. 74 - 75.

29. Длугоселъский В.И., Гильде Е.Э. Теплофикационные ПГУ с газовыми турбинами мощностью 2,5-25 МВт // Теплоэнергетика- 1997 №12. -С. 2 - 5.

30. Длугоселъский В.И., Земцов А.С. Эффективность использования в теплофикации газотурбинных и парогазовых технологий // Теплоэнергетика.-2000.-№ 12.-С. 3-6.

31. Долин КВ., Иванов А.Б. Развитие ТЭЦ-27: паровой энергоблок или ПГУ // Электр, станции.- 2002. №10. - С. 7 - 12.

32. Дубинин А.Б., Андрющенко А.И, Осипов В.Н. Эксергетический метод исследований как основа совершенствования теплоэнергетических установок // Энергетика и электротехника // Вестник СГТУ — 2004 №3(4). — С. 31-44.

33. Дьяков А.Ф., Нечаев В.Р., Ольховский Г.Г. Техническое перевооружение действующих ТЭЦ // Теплоэнергетика 1996 - №7 - С. 24 — 29.

34. Дьяков А.Ф., Попырин Л.С., Фаворский О.Н. Перспективные направления применения газотурбинных и парогазовых установок в России // Теплоэнергетика- 1997.- №2 .- С. 59 65.

35. Дыбан Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики. Часть I. Энергетические газотурбинные установки // Промышленная теплотехника 1994. - №1.- С. 66 -83.

36. Дыбан Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики (обзор). Часть II. Парогазовые энергетические установки // Промышленная теплотехника 1994 - №2. -С. 72 - 92.

37. Зарубин JI.A., Симма Ф.Я., Горбачинский С.И. и др. Парогазовая установка ПГУ-350 НПО «Турбоатом» // Теплоэнергетика 1992.- №9 - С. 9 -14.

38. Земцов А.С., Брыскин А.С, Зыков Н.А. и др. Проект Калининградской ТЭЦ-2 с двумя парогазовыми энергоблоками ПГУ-450 // Электр, станции.- 2000. -№12. С. 48 - 53.

39. Зысин В.А. Комбинированные парогазовые установки и циклы. — М. — JL: Гос. энергетическое изд-во, 1962. 186 с.

40. Канаев А.А., Корнеев М.К Парогазовые установки. Конструкции и расчеты. — JL: Машиностроение, 1974. 240 с.

41. Карпович А.И., Терещенко О.В., Бык Ф.Л. Оценка эффективности инвестиционных проектов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996. — 31 с.

42. Ковалев В.В, Волкова О.Н. Анализ хозяйственной деятельности предприятия: Учебник. М.: ТК Велби, Изд-во Проспект, 2004. - 424 с.

43. Коган П.В. Влияние на экономичность теплофикационных турбин для ПГУ давления отбора пара на пиковую ступень подогрева сетевой воды //Теплоэнергетика 2001.- №9. - С. 68 - 71.

44. Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями: Монография/ П.А. Щинников, Г.В. Ноздренко, В.Г. Томилов и др. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. - 528 с.

45. Кононов Д.Ю. Зависимость требуемой динамики тарифов от темпов и условий развития электроэнергетики // Теплоэнергетика 2004 - №1 — С. 44-47.

46. Костюк Р.И. Разработка теплофикационных бинарных парогазовых установок и исследование технологии их эксплуатации (на примере ПГУ-450Т Северно-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге): Автореф. дис. . канд. техн. наук. М., 1998. - 63 с.

47. Костюк РЖ, Писковацков КН., Блинов А.Н., Колесник В.И. Опыт создания теплофикационного парогазового энергоблока ПГУ-450Т СевероЗападной ТЭЦ// Теплоэнергетика.- 1999-№1- С. 10 14.

48. Костюк Р.И., Писковацков КН., Чугин А.В. и др. Некоторые особенности режимов эксплуатации головного энергоблока ПГУ-450Т // Теплоэнергетика- 2002 №9. - С. 6 - 11.

49. Кузнецов В. Северо-Западная ТЭЦ первенец нового поколения отечественных электростанций // Электр, станции - 2001. - №2. - С.З - 6.

50. Лапшов В.Н. Термодинамический анализ некоторых схем регенеративного подогрева питательной воды парогазовых установок // Изв. вузов «Энергетика».- 1965. -№12. С. 33 - 40.

51. Ларионов B.C. Технико-экономические расчеты и обоснования в электроэнергетике. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996. - 30 с.

52. Лейзерович А.Ш. Одновальные парогазовые установки // Теплоэнергетика.- 2000. -№12. С. 69 - 73.

53. Макаров А.А., Мелентъев Л.А. Методы исследования и оптимизации энергетического хозяйства. Новосибирск, 1973. - 274 с.

54. Масленников В.М., Батенин В.М., Штеренберг В.Я. и др. Модернизация существующих паротурбинных установок путем газотурбинных надстроек с частичным окислением природного газа // Теплоэнергетика-2000.-№3.-С. 39-46.

55. Мелентъев Л.А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики. М., 1976. - 336 с.

56. Мелентъев Л.А. Системные исследования в энергетике. Элементы теории, направления развития. // М:, 1983. 455 с.

57. Меренков А.П. О развитии математического моделирования в системных энергетических исследованиях // Изв. АН. Энергетика и транспорт-1985.-№6.-С. 58-64.

58. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (Вторая редакция). Под ред. В.В.Коссов, В.Н.Лившиц, А.Г.Шахназаров - М.: Экономика, 2000. - 422 с.

59. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования / А.Г. Шахназаров, Г.Г. Азгальдов, Н.Г. Алешинская и др. М., 1994. - 80 с.

60. Ноздренко Г.В. Эксергетический анализ теплоэнергетических установок. Новосибирск: НЭТИ, 1985. - 56 с.

61. Ноздренко Г.В. Эффективность применения в энергетике КАТЭКа экологически перспективных энерготехнологических блоков электростанций с новыми технологиями использования угля. Новосибирск: НЭТИ, 1992.-249 с.

62. Ноздренко Г.В., Зыков В.В. Надежность теплооборудования ТЭС. / Учебное пособие. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996. - 72 с.

63. Образцов С.В., Эдельман В.И. Электроэнергетика России в 1998 году. Основные итоги. // Электрические станции 1999. — №5. - С. 2 - 9.

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

65. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России // Теплоэнергетика 1999 - № 1. - С. 2 - 9.

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

67. Ольховский Г.Г. Масштабы и особенности применения газотурбинных и парогазовых установок за рубежом // Теплоэнергетика 2002 - №9.-С.72-77.

68. Ольховский Г.Г. Совершенствование технологий комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ России // Энергетик — 2004 № 8. - С. 2 - 4.

69. Ольховский Г.Г. Показатели готовности ГТУ и ПГУ, работающих в базовом режиме // Теплоэнергетика.- 1999 №7 - С. 70 - 75.

70. Ольховский Г.Г. Разработка перспективных ГТУ в США // Теплоэнергетика 1996 - №6. - С. 23 - 28.

71. Осипов В.Н. Термодинамическая оптимизация схем и параметров бинарных парогазовых установок: Автореф. дис. .канд. техн. наук. Саратов, 2001. -16 с.

72. Перспективы и проблемы использования ГТУ и ПГУ в российской энергетике // Теплоэнергетика 2002 - №9 - С. 2 - 5.

73. Полищук B.JJ., Ефимов В.С Пути создания перспективных мощных ГТУ нового поколения усложненной тепловой схемы и высокоэффективных ПГУ на их основе // Теплоэнергетика 1996 - №6 - С. 23 - 27.

74. Попырин Л.С., Волков Г.А., Дильман МД. Повышение эффективности функционирования парогазовых ТЭЦ в зимнее время // Теплоэнергетика.- 2000.- №12.- С. 22 28.

75. Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок М.: Энергия, 1978. - 416 с.

76. Попырин Л.С. Оптимизация параметров оборудования энергетических установок // Изв. АН. Энергетика и транспорт.- 1985 №5. - С. 60 -71.

77. Попырин Л.С, Штромберг Ю.Ю., Дильман МД. Надежность парогазовых установок // Теплоэнергетика 1999 - №7- С. 50-53.

78. Попырин Л.С., Щеглов А.Г. Эффективные типы парогазовых установок для ТЭС // Электрические станции 1997 - №7 - С. 8 - 17.

79. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (с типовыми примерами). Утв. Приказом РАО «ЕЭС России» № 54. - 325 с.

80. Растригин Л.А. Случайный поиск в задачах оптимизации многопараметрических систем. Рига, 1965. - 190 с.

81. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: «Энергия», 1976.-448 с.

82. Серебряников Н.И., Осыка А.С., Тажиев Э.И. и др. Газотурбинные и парогазовые установки // Электр, станции-1997 Спец. выпуск - С. 5359.

83. Смирнов И.А., Хрилев JI.C. Определение эффективности ввода газотурбинных агрегатов на площадках действующих ТЭЦ котельных // Теплоэнергетика.-2000-№12. .-С. 16-21.

84. Соколов А.А., Ларин Е.А. Системная топливная эффективность отопительных ПГУ в системах теплоснабжения // Энергетика и электротехника // Вестник СГТУ.- 2004.- №3(4). С. 103 - 108.

85. Степанов B.C. Анализ энергетического совершенства технологических процессов. Новосибирск, 1984. - 273 с.

86. Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы: Справ. / Под ред. А.В. Клименко и В.М. Зорина. М.: Изд-во МЭИ, 199. 3-е изд. - Т. 1. -527 с.

87. Типовой алгоритм расчета технико-экономических показателей мощных отопительных ТЭЦ М., 1983. - Т. 2. - 167 с.

88. Томилов В.Г., Пугач Ю.Л. и др. Эффективность пылеугольных ТЭЦ с новыми экологообеспечивающими технологиями Новосибирск: Наука, 1999.-97 с.

89. Томилов В.Г., Щинников П.А., Ноздренко Г.В. и др. Обоснование направлений развития пылеугольных ТЭЦ с новыми ресурсосберегающими технологиями. Новосибирск: Наука, 2000. - 147 с.

90. Трояновский Б.М. Парогазовые установки с паровыми турбинами трех давлений // Теплоэнергетика 1995 - №2 - С. 75 - 80.

91. Трухний А.А. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Часть 1. Объект и методика проведения исследования // Теплоэнергетика 1999 - №1 - С. 27 - 32.

92. Трухний А.А. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Часть 2. // Теплоэнергетика 1999. - №7 - С. 29 -36.

93. Фаворский О.И., Асланян Г.С. и др. Проблемы, стоящие перед энергетическим сектором страны // Теплоэнергетика 2004 - №1 - С. 28 - 32.

94. Хлебалин Ю.М. Пути повышения экономичности и конкурентноспособности паротурбинных ТЭЦ // Энергетика и электротехника // Вестник СГТУ.- 2004.- №3(4). С. 115 - 120.

95. Читашвжи Г.П. Расчет показателей тепловой экономичности и удельных расходов топлива на газотурбинных блок-ТЭЦ // Теплоэнергетика — 1996.-№6.-С. 14-17.

96. Шаргут Я., Петела Р. Эксергия. М.: Энергия, 1968. - 279 с.

97. Шаргут Я.Я. Распределение затрат на производство тепла и электроэнергии на ТЭЦ. // Теплоэнергетика 1994 - №12. - С. 62 - 66.

98. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Ловцов А.А. Эффективность реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ в парогазовые путем газотурбинной надстройки и исследование показателей их функционирования. Новосибирск: Наука, 2002. - 96 с.

99. Щинников П.А., Серант Ф.А., Ловцов А.А., Зыкова Н.Г., Коваленко П.Ю., Вихман О.А., Бородихин КВ., Григорьева O.K., Егорова Е.М., Тэр-бищ Ц. Повышение эффективности энергоблоков ТЭЦ // Ползуновский вестник.- 2004.-№1. С. 210 - 214.

100. Эксергетические расчеты технических систем / Справочное пособие. Бродянский В.М., Верхивкер Г.П., Карчев Я.Я. и др.: Под ред. До-линского А.А., Бродянского В.М. -Киев: Наукова Думка, 1991. - 360 с.

101. Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. // Прил. к об-ществ.-дел. журн. "Энергетическая политика".- М.: ГУ ИЭС, 2003.-136 с.

102. Aizawa Z, Carberg W. Optimization of an Advanced Combined Cycle and its Application to the Yokohama Thermal Power Station №7 and №8 Groups // ASME Paper. 92 GT - 351.

103. Gas turbine power plants // Power 1994. - Vol. 138 - № 6. - P. 17 - 31.

104. Shields С., Thomson N. Keadby the first 9F combined cycle power plant // Mod. Power Syst. - Sept., 1993. - P. 41 - 47.

105. Smith D. J. Advanced gas turbine provide high efficiency and low emissions // Power Eng. Int. 1994. - Vol.98.- № 3. - P. 23-27.

106. Stambler I. Hardware being readied for prototype testing in Advanced Turbine Systems // Gas Turbine World.- 1998.-№1 2. - P. 36 - 41.