автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами трех давлений

На правах рукописи

СИГИДОВ ЯРОСЛАВ ЮРЬЕВИЧ

ОПТИМИЗАЦИЯ СТРУКТУРЫ И ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК С КОТЛАМИ-УТИЛИЗАТОРАМИ ТРЁХ ДАВЛЕНИЙ

Специальность: 05.14.01 - «Энергетические системы и комплексы»

Москва - 2006

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 Мошкарин Андрей Васильевич

кандидат технических наук Дудко Андрей Петрович

Ведущая организация: ОАО «Компания ЭМК-Инжиниринг»

Защита состоится« 11 » мая 2006 г. в 14 час. 00 мин. в аудитории Т-506 на заседании диссертационного совета 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, 14, Ученый Совет МЭИ (ТУ). Автореферат разослан « ю » апреля 2006 г.

И.о. ученого секретаря диссертационного совета Д 212.157.14 д.т.н., профессор

ЛООбА

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

В настоящее время доля природного газа в суммарном расходе топлива на электростанциях РФ составляет более 65 %. В соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2020 года, роль природного газа в электроэнергетике останется на столь же высоком уровне. В то же время, эффективность использования этого вида топлива чрезвычайно низка и составляет 34-36%. Рост стоимости природного газа и ограниченность его запасов приводит к необходимости его экономии.

Внедрение в теплоэнергетике газотурбинных и парогазовых технологий служит общемировой тенденцией и обеспечивает повышение эффективности тепловых электростанций и снижение их негативного воздействия на окружающую среду. Полномасштабное внедрение газотурбинных и парогазовых технологий в отечественную энергетику может качественно изменить положение отрасли и повысить общий уровень эффективности выработки электрической энергии при сжигании природного газа.

Объединение паротурбинной и газотурбинной установки осуществляют различными технологичными схемами, разным составом оборудования и при этом получают различные энергетические, экологические и экономические характеристики. Из всех возможных схем парогазовая установка с котлом-утилизатором (ПТУ с КУ) -наиболее эффективная и широко распространяемая в энергетике промышленно развитых стран. Увеличение количества контуров давления в докритических котлах-утилизаторах приводит к росту эффективности всей установки. III У с котлами-утилизаторами трёх давлений представляет собой предельный уровень эффективности производства электроэнергии на конденсационных электростанциях. На данный момент в России нет энергетических установок данного типа. Фактически отсутствуют четкие методики и рекомендации по выбору структуры и параметров тепловой схемы конденсационной парогазовой установки с котлами-утилизаторами трех давлений. Это обстоятельство определяет актуальность выполненного исследования.

Цель работы.

1. Провести анализ тепловых схем 111 У с КУ трёх давлений. Развить и допол-

нить основные методические положения р< c<(ffi€- мяцввых схем трёхконтурных

библиотек

3 С. Петербург

L о»

ПГУ. Провести оптимизацию структуры тепловой схемы;

2. Дополнить методические основы выбора оптимальных параметров парогазовой КЭС с трехконтурньши котлами-утилизаторами с точки зрения тепловой экономичности;

3. На основе разработанных методических подходов провести исследование и выполнить анализ степени влияния различных характеристик тепловой схемы на оптимальные начальные параметры пара паротурбинной части ПГУ;

4. Дополнить основные методические подходы технико-экономической оптимизации начальных параметров пара. Провести технико-экономическую оптимизацию полученных оптимальных решений с точки зрения тепловой экономичности.

5. Выработать обобщенные рекомендации по выбору структуры и параметров парогазовой установки с котлами-утилизаторами трёх давлений.

Научная новизна работы.

1. Внесены дополнения в методические основы и алгоритмы расчёта тепловых схем ПГУ с КУ трёх давлений. На основе методик и алгоритмов создан программный комплекс для расчета тепловых схем парогазовых установок с котлами-утилизаторами, позволяющий проводить оптимизацию ёе структуры и параметров.

2. Проведено исследование вариантов тепловых схем трёхконтурных ПГУ. В результате определена оптимальная структура тепловой схемы ПГУ с КУ трех давлений.

3. Разработаны методические основы выбора оптимальных начальных параметров пара парогазовой КЭС с трёхконтурными котлами-утилизаторами. Проведена оптимизация начальных параметров пара паротурбинной части ПГУ. Получены зависимости для нахождения оптимальных параметров пара и других характеристик тепловой схемы с точки зрения тепловой экономичности.

4. Выявлены характеристики тепловой схемы, оказывающие наибольшее влияние на тепловую экономичность ПГУ и выбор оптимальных параметров пара в паротурбинной часта.

5. Развиты и дополнены методические подходы оценки изменения капитальных затрат в строительство ПГУ с КУ от параметров пара в паротурбинной части. Прове-

дена технико-экономическая оптимизация начальных параметров пара.

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

Практическая ценность работы.

1. Полученные в работе результаты и выработанные рекомендации позволяют при разработке ПГУ-КЭС с КУ трёх давлений выбирать наиболее оптимальные параметры пара, генерируемого в КУ с учетом типа газотурбинного оборудования и особенностей тепловой схемы ПГУ-КЭС. Результаты работы могут быть рекомендованы заводам-производителям паротурбинного и котельного оборудования, а также проектным организациям;

2. 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 следующих конференциях и семинарах: 8-ой Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2002 г., Москва); Состояние и перспективы развития электротехнологии (2003 г., Иваново); 10-ой Меязд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2004 г.. Москва); Газотурбинные и комбинированные установки и двигатели XII Всероссийская Жежд. науч. конф. (2004 г., Москва); 11-ой Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2005 г., Москва); Состояние и перспективы развития электротехнологии (2003 г., Иваново); 12-ой Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2006 г., Москва), научный семинар кафедры ТЭС МЭИ (2005 г., Москва); заседании кафедры ТЭС МЭИ (2005 г., Москва).

По результатам диссертации имеется 10 публикаций.

Структура и объем диссертации.

Работа состоит из введения, четырех глав, выводов по работе, списка использованной литературы и приложений. Содержание работы изложено на 140 страницах машинописного текста. Список литературы содержит 81 наименование. Приложения изложены на 66 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении рассмотрены перспективы применения парогазовых технологий в теплоэнергетике России. Показана необходимость проектирования новых парогазовых КЭС с котлами-утилизаторами трёх давлений.

В первой главе проведен анализ тепловых схем и термодинамических циклов существующих и проектируемых ПТУ с трёхконтурными КУ. Установлено, что в мировой энергетике используются различные структурные схемы энергоблоков: на одну паровую турбину работают один, два, три и даже больше ГТУ с КУ. Разнообразны также и технологические схемы. Достаточно большой разброс и в начальных параметрах пара.

Выполнен обзор работ по методикам расчета и оптимизации тепловых схем парогазовых установок с котлами-утилизаторами. Анализ литературных данных показал, что в большинстве работ указывается необходимость и целесообразность оптимизации начальных параметров пара ПТУ с КУ, т.е. имеет место постановка задачи. В некоторых работах авторы проводят термодинамическую оптимизацию некоторых схем 111 У с КУ, но при этом ориентируются на конкретный тип ГТУ. В большинстве случаев рассматриваются схемы 111У с одноконтурными и двухконтурными КУ. Отсутствуют четкие рекомендации по выбору структуры и параметров 111У с КУ трех давлений, которые на сегодня являются самыми эффективными установками по производству электроэнергии в конденсационном режиме.

По результатам анализа обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы основные задачи исследования.

Вторая глава посвящена развитию и доработке методических положений расчёта тепловых схем ПГУ-КЭС с котлами-утилизаторами трёх давлений.

На основе проведенного автором анализа выделены для исследования три варианта тепловых схем ПГУ-КЭС с трёхконтурными КУ, представленных на рис.1.

Рассматриваемые тепловые схемы наиболее полно охватывают спектр ПГУ данного типа, на них чаще всего опираются в своих работах проектные и научно-исследовательские организации. Указанные типы ПГУ-КЭС отличаются друг от друга компоновкой котла-утилизатора, схемами подачи пара от КУ в паротурбинную установку.

Схема №3

Схема №2

Рис. 1. Принципиальные тепловые схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений: /7У - газотурбинная установка; ГТ - газовая турбина, К - компрессор, КС - камера сгорания, ЭГ - электрогенератор; КУ - котел-утилизатор; ПЕ - пароперегреватель, ИС -испаритель; ЭК - экономайзер, ГПК газовый подогреватель конденсата, ВД - высокое давление, СД - среднее давление, НД - низкое давление, ПН - питательный насос, РН - насос рециркуляции, Д - деаэратор; ПТУ - паротурбинная установка; ЧВД - часть высокого давления, ЧСД - часть среднего давления; ЧНД -часть низкого давления: К - конденсатор; ДТ - дымовая труба

Основная трудность расчета тепловой схемы 111 У с КУ трех давлений заключается в взаимосвязи ГТУ, КУ и ПТУ В современных трехконтурных котлах-утилизаторах количество поверхностей нагрева превышает десять. Поверхности теплообмена в рамках одного контура расположены непоследовательно. Решение системы уравнений тепловых балансов котла-утилизатора невозможно без деталь-

Рис.2. Алгоритм расчета ПГУ-КЭС с КУ

того расчета паровой турбины. В свою очередь для расчета ПТУ необходимы результаты теплового расчета КУ. Исходя из этого, рассчитать тепловую схему ПГУ с КУ трех давлений возможно только итерационным путем. Промежуточный перегрев пара в КУ служит дополнительной связью между КУ и ПТУ, наличие которой требует при расчете схемы проводить дополнительные внутренние итерации для нахождения температуры пара, направляемого на пром-перегрев. Исходя из этого, поставленная задача оптимизации тепловой схемы и параметров ПГУ с КУ трех давлений не может быть решена без использования соответствующего программного обеспечения для расчётов на ЭВМ. Для этого был разработан алгоритм расчёта ПГУ с КУ трёх давлений, который отражает сложный характер взаимосвязей между основным оборудованием ПГУ (рис.2).

На базе разработанного алгоритма создан программный комплекс «Расчёт парогазовой установки с котлом-утилизатором», который зарегистрирован в Роспатенте РФ. Программа позволяет проводить тепловой и конструкторский расчеты ПГУ с КУ одною, двух и трех давлений. Программа по-

эволяет проводить оптимизационные исследования структуры и параметров тепловой схемы ПТУ. Программа прошла тестирования, результаты которого показали достаточно хорошую сходимость с результатами расчетов тепловых схем ПТУ с КУ одного и двух давлений, выполненных при помощи сертифицированных программных комплексов фирмами-производителями энергетического оборудования и проектными институтами.

Оптимизация структуры тепловой схемы ПТУ с КУ трех давлений проводилась путем расчетов рассматриваемых схем при различных параметров пара в контурах КУ. Исследования велись на базе ГТУ с температурой газов на выходе 600 °С. Результаты расчётов представлены в табл. 1.

Таблица 1.

Результаты расчёта тепловых схем 111У с КУ трёх давлений_

Показатели Схема 1 Схема 2 Схема 3

Параметры пара в контурах КУ

Контур высокого давления

- давление, МПа 10 14 17 10 14 17 10 14 17

- температура, °С 570 570 570 570 570 570 570 570 570

Контур среднего давления

- давление, МПа 1,5 1,5 1,5 3 3 3 3 3 3

- температура, °С 212 219 222 570 570 570 570 570 570

Контур низкого давления

- давление, МПа 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

- температура, °С 192 192 191 255 262 264 262 273 280

Температура уходящих газов, С 89,9 88,7 87,9 91,7 90,9 90,3 96,5 97,2 97,4

Относительная мощность

паровой турбины, кВг/(кг дым.1 аз)

- брутто 192,6 195,1 196,5 195,9 199,0 200,6 198,5 201,9 203,3

- нетто 190,7 192,5 193,3 193,9 196,2 197,2 196,7 199,6 200,6

Конечная влажность в ПТУ (без сепаратора), % 12,5 14,0 14,9 11,5 12,8 13,5 6,5 6,5 6,4

Относительное изменение

КПД ПТУ, %' - брутто 1,332 2,049 1,741 3,350 4,167 3,079 4,839 5,575

- нетто - 0,956 1,379 1,694 2,909 3,416 3,190 4,683 5,225

По результатам расчетов рассматриваемых тепловых схем можно сделать сле-

дующие выводы.

1 Изменение КПД ПГУ-КЭС представлено относительно КПД Схемы №1 с давлением пара в контурах КУ ! 0/1,5/0,5 МПа соответственно

1. Последовательное расположение поверхностей нагрева в котле-утилизаторе, как в схеме №1, приводит к существенному захолаживанию потока пара в паровой турбине. В турбину из контура среднего давления КУ пар поступает с температурой существенно ниже, чем температура пара, совершившего работу в части высокого давления (ЧВД). То же самое наблюдается при смешении потоков пара перед ЧНД ПТУ. Это приводит к снижению вырабатываемой мощности и ухудшению технико-экономических показателей. Кроме того, реализация тепловой схемы №1 невозможна без применения сепаратора, так как конечная влажность пара на выходе из паровой турбины превышает допустимые 12% при давлении острого пара от 9,0 МПа и выше.

2. В схеме №2 совмещение части экономайзера высокого давления с экономайзером среднего давления в КУ позволяет сократить экономайзерную зону высокого давления, тем самым увеличить удельный расход пара среднего давления. Таким образом, в котле-утилизаторе Схемы №2 генерируется пар среднего и низкого давления с большим потенциалом, нежели в Схеме №1, что позволяет в паротурбинной установке выработать больше электроэнергии. Кроме того, практически отсутствует захолаживание пара в ПТУ из-за генерации в котле-утилизаторе пара среднего и низкого давления с более высокой температурой, нежели в схеме №1. Влажность пара на выходе из ПТУ превышает 12% при давлении в контуре высокого давления более 11-12 МПа. Таким образом, применение схемы №2 ограничивается, в первую очередь, принимаемым уровнем давления в первом контуре котла-утилизатора.

3. Схема №3 в структурно-технологическом плане представляется наиболее сложной по сравнению с двумя предыдущими вариантами, но и самой эффективной с точки зрения тепловой экономичности. КПД по выработке электроэнергии в Схеме №3 по сравнению со схемой №1 при одинаковых давлениях пара на выходе из КУ превышает 4,8% (отн.). Наличие промежуточного перегревателя решает проблему влажности на последних ступенях ПТУ. В широких диапазонах изменения давлений в контурах КУ влажность на хвосте ПТУ не превышает 8%.

На основе полученных результатов дальнейшая оптимизация параметров пара в паротурбинной части ПГУ проводится на базе Схемы №3.

Третья глава посвящена оптимизации параметров и исследованию влияния характеристик тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трёх давлений на показатели тепловой экономичности.

Наибольший КПД ПГУ с КУ достигается при максимально возможной полезной работе утилизационной (паровой) части при неизменной газовой. Основными параметрами, определяющими тепловую экономичность парового цикла, являются начальные параметры пара (давление, температура). Их оптимальные значения зависят главным образом от температуры выхлопных газов турбины, температурных напоров в поверхностях КУ и конечной влажности пара на выходе из ПТУ.

В оптимизируемой тепловой схеме ПГУ наличие промежуточного перегрева пара обеспечивает конечную влажность при изменении давления пара в первом контуре (контур высокого давления) КУ от 6 до 20 МПа не выше 7%. Таким образом, оптимизацию параметров пара в утилизационной части ПГУ с КУ трех давлений целесообразно проводить при независимом изменении начальной температуры пара и начального давления. Начальная температура пара определяется температурой газов на выходе из ГТУ и принимаемым температурным напором на горячем конце перегревателя высокого давления.

Критерием оптимизации служит коэффициент полезного действия ПГУ нетто по выработке электроэнергии. При росте давления в контурах КУ растёт энергопотребление насосного оборудования паротурбинной части ПГУ, что оказывает непосредственное влияние на КПД нетто парогазовой установки.

_э н _ N^jу + N^у -Ncx

Qkc (1)

где: Nai - мощность, затрачиваемая на собственные нужды ПГУ; QK( - теплота топлива, сжигаемого в камерах сгорания ГТУ, МВт; Ay,v, Nju v - электрическая мощность соответственно газотурбинной и паротурбинной установки, МВт.

Из анализа тепловой схемы можно сделать вывод, что изменение характеристик пара в паротурбинной части не влечет за собой изменений газотурбинной части

II! У. Следовательно, параметры пара в котле-утилизаторе следует оптимизировать по отношению к величине отпускаемой электрической мощности ПТУ. Иными словами, максимальная тепловая экономичность ПГУ-КЭС с КУ на базе определенной ГТУ будет соответствовать максимальной мощности паровой турбины в составе ПГУ за вычетом энергопотребления всего насосного оборудования паротурбинной части.

Наличие оптимальных начальных параметров пара ПГУ с котлами-утилизаторами определяет зависимость расхода генерируемого пара и срабатываемого теплоперепада. При этом для широкого диапазона начальных параметров пара в контурах зависимости указанных величин имеют противоположно направленный характер. Такой качественный анализ позволил сделать вывод о том, что функциональная зависимость мощности ПТУ от начальных параметров пара имеет оптимум в контурах КУ.

При помощи многовариантных расчетов с использованием разработанного программного комплекса было проведено исследование характера и интенсивности изменения мощности ПТУ в зависимости от параметров генерируемого в КУ пара. Расчеты проводились для абстрактной газотурбинной установки на 1 кг дымовых газов. В качестве примера представлены на рис. Зрезультаты расчетов тепловой схемы ПГУ с трёхконтурным КУ для ГТУ с температурой газов на выходе 550 °С. Аналогичные зависимости получены для диапазона значений температур за ГТУ 550-650 °С, проанализировав которые можно сделать следующие выводы:

1. Дня каждого принятого значения давления в первом контуре котла-утилизатора существуют оптимальные значения давлений в контуре среднего и низкого давления. С ростом давления в контуре высокого давления возрастают оптимальные значения давлений во втором и третьем контурах КУ;

2. Рост давления в первом контуре КУ при оптимальных дазления в двух последующих контурах приводит к росту тепловой экономичности установки. Скорость прирос га тепловой эффективности трёхконтурной ПГУ с ростом давления в первом контуре замедляется, что объясняется противоположно направленным влиянием на мощность ПТУ теплоперепада и генерируемого КУ расхода пара. Общий прирост тепловой экономичности с ростом давления в первом контуре при за-

2,0%

1,5% •

-2,0%

-2,5%

?сД -1,0 Эта

"Оптимальное соотношение давлений в контурах КУ ~

0,1

0,2

0,3

0,4

—г—

0,5

0,6

Давление в испарительном контуре низкого давления котла-утилизатора, МПа

Рис.3 Изменение мощности ПГУ от давлений в контурах котла-утилизатора (график построен при температуре за ГТУ-550 С, относительно мощности ПТУ при давлениях в контурах КУ 9,0/1,0/0,1 МПа).

данных условиях не превышает 2,5-3,5% (отн.). Причем, для ГТУ с более высокотемпературным выхлопом (при неизменных недогревах в поверхностях нагрева) прирост тепловой экономичности с ростом давления более значительный, так как с

ростом температуры острого пара, потери с влажностью снижаются (при прочих равных условиях).

Выполнены исследования влияния отдельных характеристик тепловой схемы на изменение тепловой экономичности ПГУ при выборе оптимального давления. Установлено, что основными факторами, оказывающие влияние на интенсивность изменения мощности ПТУ, является температура газов на выхлопе ГТУ и давление в конденсаторе. Зависимости оптимальных параметров пара в контурах и относительное изменение мощности паротурбинной установки от указанных характеристик представлены на рис.4 и 5 соответственно.

Относительнов изменение мощности ПТУ от давления в контуре ВД при различных температурах ¿азов на выходе из ГТУ

Температур« за ГТУ °С Изменение оптимального давления в контурах СДиНДот давления $ контуре ВД и температуры на выходе из ГТУ

Относительное изменение мощности ПТУ от давления в контуре ВД и давления в конденсаторе

3 17 3 4 в в 7 • в 10 11

Давление • конденсаторе, кПа

Изменение оптимального давления в контурах СДиНДот давления в контуре ВД и давления в конденсаторе ПТУ

О 5 ^

11 13 14 П 18 21

Температура за ГТ/ "С

Рис.4. Зависимости оптимальных параметров пара в контурах и относительное изменение мощности паротурбинной установки от температуры газов за ГТУ.___

Давление в контуре ВД, МПа

Рис.5. Зависимости оптимальных параметров пара в контурах и относительное изменение мощности паротурбинной установки от давления в конденсаторе.__

Изменение температурного напора на входе в пароперегреватель КУ, определяющего температуру острого пара, сказывается на тепловой экономичности уста-

новки менее значительно (2,5-3,0% отн.). Незначительное влияние на общую экономичность IIIУ и выбор оптимальных параметров оказывает совершенство проточной части ПТУ. Оптимизационные расчеты выполнены для внутренних относительных КПД отсеков ПТУ соответствующих активным и реактивным ступеням в ЦВД и ЦСД. Переход от активных ступеней к реактивным дает прирост к тепловой экономичности на 2,0-2,5% (от).

Установлено, что основным ограничением при выборе оптимальных параметров пара в паротурбинной части ПТУ является температура дымовых газов на выходе из КУ. Риск возникновения низкотемпературной коррозии заставляет поднимать давления в контуре низкого и в некоторых случаях среднего давления выше оптимального. Причем для ГТУ с более высокотемпературным выхлопом со снижением недогрева, улучшением эффективности проточной части ПТУ или снижением давления в конденсаторе влияние этого ограничения усиливается.

Проведена аппроксимация результатов расчета и получены функциональные зависимости, по которым, можно не проводя сложный расчет тепловой схемы, определить оптимальные параметры пара в контурах трехконтурного котла-утилизатора в зависимости от характеристик ГТУ и принятых параметров тепловой схемы.

- оптимальное давление в испарительном контуре пара среднего давления:

„ _ - 0.0042 ■ ГКТ +0 097- втт + 0,87 ■ +0,43• р'Г + 2.75

Рсд 127 I ;

- оптимальное давление в испарительном контуре пара низкого давления:

р™ =0,25■ехр{-0.032-Т^м +0.062+0 24 рнв+0.28-р"^)-0 032 (3)

- удельный расход пара, генерируемый контуром высокого давления (кг/(кг дым.газ.):

акщ -083-+041--озв-р^ +0.19■ Рт (4)

- удельный расход пара, генерируемый контуром среднего давления (кг/(кг дым.газ.):

Иксп = -о 57 Г£Т - 0 • 36 ■ +050- -046- р'Г (5)

- удельный расход пара, генерируемый контуром низкого давления, (кг/(кг дым.газ.):

1кид = -О 43-Т'$"1 - 0.27■ +0 84-PZ"-0 12-рТ (6)

- удельная мощность паротурбинной установки (кВт/(кг дым.газ.) за вычетом удельной мощности насосного оборудования паротурбинной части ПГУ

V _ 0-77-Т£Г -0.084-0П£ВД +0,079-р'щ"-0,60-р'Г +8 06 ' 0.04 1 '

где: rj"=0.032-T„-18.98 @7m = 0.034-@mm-1 36

Р'в/Г -0 23-рвл-3 01 рТ =271.55-р,-1.45

ДЛЯ (3) &7Z =152- Ы&пп', +7 41)-5.54 р^ =21 47 + 5 49- Ln(pK -0.015)

Полученные результаты исследования и аппроксимации применены для анализа и оптимизации параметров тепловой схемы ПГУ на базе конкретных ГТУ различных фирм. Полученные оптимальные давления в контурах, а также показатели работы ПГУ (мощность, расходы пара) полностью совпадают с выводами и результатами, полученными при исследовании схемы на базе абстрактной турбины на 1 кг дымовых газов. Погрешность в определении давления по аппроксимационным зависимостям не превышает 3 %.

Четвертая глава посвящена технико-экономической оптимизации параметров пара в трехконтурном котле-утилизаторе.

Изменение начальных параметров пара приводит, в первую очередь, к изменению капитальных вложений в котел-утилизатор и паротурбинную установку. Стоимость газотурбинной установки и ее вспомогательного оборудования при изменении параметров пара в утилизационной части ПГУ не изменяется. Затраты на проектные изыскания, строительные работы и ряд других затрат остаются неизменными или изменяются незначительно. Исходя из этого, технико-экономическую оптимизацию начальных параметров целесообразно проводить методом базового варианта (базовой точки). Оценка изменения стоимости паротурбинной установки в зависимости от начальных параметров пара проводится при помощи параметрического метода, который позволяет оценить чистую массу, материальную состав-

ляющею, трудоемкость изготовления и стоимости ПТУ в целом. При определении изменения стоимости турбины основными характеристиками, влияющими на ее уровень, являются: единичная мощность (массовый расход пара), начальная температура и давление пара. Изменение стоимости КУ от параметров пара и мощности I ГУ с достаточной степенью точности можно оценить по величине изменения площади поверхностей нагрева, при этом изменение площади прямо пропорционально изменению массы КУ. Зная удельную стоимость массы КУ и оценив изменение общей площади, можно определить изменение стоимости котла от параметров генерируемого в КУ пара. Для перевода стоимости ПТУ к ценам 2005 года использовались коэффициенты КО-ИНВЕСТ.

Анализ полученных результатов технико-экономической оптимизации указывает на то, что рост давления в первом контуре трехконтурного КУ 111 У имеет оптимум. Для условий центрального региона РФ, экономический оптимум давления в первом контуре трехконтурной парогазовой установки, например на базе ГТУ типа V94.3A, лежит в диапазоне 16-18 МПа. Но тариф, установившийся на данный момент для центральной части России, в размере 54 коп за кВт-ч не позволяет инвестору вернуть вложенные средства. Рост стоимости кВт-ч, отпускаемый электростанцией, до 120 коп ./(кВт-ч) позволит проекту окупиться, но в то же время оптимум давления в первом контуре сместится в сторону меньших значений и составит 14-16 МПа.

ВЫВОДЫ

1. Внесены дополнения в методические основы и алгоритмы расчёта тепловой схемы ПТУ с КУ трёх давлений. На основе методик и алгоритмов создан программный комплекс для расчета тепловых схем парогазовых установок с котлами-утилизаторами, позволяющий проводить оптимизацию структуры и параметров тепловой схемы ПТУ.

2. В результате анализа различных тепловых схем действующих и проектируемых трехконтурных ПГУ выделены три варианта схем. При помощи разработанной программного комплекса проведено исследование показателей тепловой экономичности. В результате определена оптимальная структура тепловой схемы ПГУ с КУ трех давлений.

3. Дополнены и развиты методические основы выбора оптимальных начальных параметров пара парогазовой КЭС с трёхконтурными котлами-утилизаторами. Определен критерий и условия возникновения частных оптимумов давления в контурах котла-утилизатора. Проведена комплексная оптимизация начальных параметров пара в утилизационной части ПТУ с КУ трех давлений на 1 кг дымовых газов для диапазона температур за ГТУ 550-650 °С. Установлено, что на исследуемом диапазоне температур рост давления в первом контуре при оптимальных давлениях во втором и третьем контурах КУ приводит к росту тепловой экономичности ПТУ.

4. Проведено исследование влияния температуры дымовых газов за ГТУ, недогрева на горячем конце перегревателя высокого давления и промежуточного пароперегревателя, внутреннего относительного КПД паровой турбины и давления в конденсаторе на выбор оптимальных начальных параметров установки. Установлено, что основными факторами, оказывающие влияние на интенсивность изменения мощности ПТУ, а, следовательно, на тепловую экономичность ПГУ, является температура газов на выхлопе ГТУ и давление в конденсаторе. Изменение температуры газов за ГТУ с 550 °С до 650 °С приводит к росту мощность ПТУ, отпускаемой потребителю, на 35-40% (отн.), рост давления в конденсаторе с 1 до 10 кПа приводит к снижению мощности на 16-20% (отн.).

5. На основе разработанных методических подходов проведены многовариантные расчеты тепловой схемы. Получены зависимости для нахождения оптимальных начальных параметров пара и других характеристик тепловой схемы трехконтурной ПГУ-КЭС с точки зрения тепловой экономичности.

6. Развиты и дополнены методические подходы оценки изменения капитальных затрат в строительство ПГУ с КУ от параметров пара в паротурбинной части. Проведена технико-экономическая оптимизация ПГУ-КЭС на базе различных ГТУ. В результате установлено, что существует экономический оптимум начального давлена пара. Для усло-

вий Центрального региона РФ в ценах конца 2005 года оптимальное давление в контуре высокого давления котла-утилизатора парогазовой установки на базе V94.3A при тарифе на отпускаемую электроэнергию 54,4 коп./кВт'Ч составит 16-18 МВт, при этом оптимальные давления во втором и третьем контурах будут соответствовать значениям 2,7-3,0 и 0,30-0,33 МПа соответственно. С ростом тарифа за кВт-ч до 120 коп. оптимум сдвигается в область более низких значений давления, 14-16 МВт, 2,4-2,7 и 0,27-0,30 МПа соответственно.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях: Исследование вариантов реконструкции энергоблока 210 МВт с использованием ГТУ V94.2 фирмы Siemens. Я.Ю. Сигидов, В.Д. Буров, C.B. Цанев и др. // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докл. Межд. науч. конф. 28 февраля - 1 марта 2002 г.-Москва, 2002.-Т.З - С.200-202. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д., Торжков В.Е. Анализ тепловых схем и параметров парогазовой КЭС с котлами-утилизаторами трёх давлений // Газотурбинные и комбинированные установки и двигатели. Тез. докл. XII Всероссийской Межд. науч. конф. 24 - 26 ноября 2004 г.-Москва, 2004,- С.35-36. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д., Цанев C.B., Оптимизация параметров парогазовой КЭС с котлом-утилизатором двух давлений // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докл. Межд. науч. конф. 1-2 марта 2005 г.Москва, 2004.-Т.З - С. 167-168.

Сигидов Я.Ю., Буров В.Д., Цанев C.B., Оптимизация параметров парогазовой КЭС с котлом-утилизатором трёх давлений // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докл. Межд. науч. конф. 1 - 2 марта 2005 г.Москва, 2004.-Т.З - С. 169.

Сигидов Я.Ю., Буров В.Д., Оптимизация параметров и структуры тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трёх давлений// Состояние и перспективы развития электротехнологии. Тез. докл. Межд. науч. конф. 1-3 июня 2005 г.-Иваново, 2005.-Т.1 - С.127.

щ- 6 57 9^^

6. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д., Рыбаков Б.А., Исследование показателей экономичности парогазовой КЭС на базе ГТУ типа 89СТ/20 // Состояние и перспективы развития электротехнологии. Тез. докл. Межд. науч. конф. 1-3 июня 2005 г.-Иваново, 2005.-Т.1 - С. 135.

7. Программа для ЭВМ «Расчёт парогазовой установки с котлом-утилизатором» / Я.Ю. Сигидов, В.Д. Буров. Свидетельство №2005610639. М.: Роспатент, 2005 г.

8. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д., Оптимизация параметров ПГУ-КЭС с котла-ми утилизаторами трёх давлений // Повышение эффективности тепломеханического оборудования. Сборник докл. IV Российская науч. конф. 1819 ноября 2005 г.-Иваново, 2005,- С. 7-10.

9. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д., Зависимости определения оптимальных начальных параметров пара ПТУ с КУ трёх давлений // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докл. Межд. науч. конф. 2-3 марта 2006 г.Москва, 2006.-Т.З - С.198-199.

10. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д. Анализ и оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных ПТУ с котлами-утилизаторами трёх давлений // Энергосбережение и водоподготовка. - 2006. - №1 (39). - С.31-36.

Подписано к печати

Печ, л. _Тираж _Заказ

Типография МЭИ (ТУ), Красноказарменная, 13.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ. ф ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ ПО ОПТИМИЗАЦИИ СТРУКТУРЫ И ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ-% КЭССКУ.

1.1. Актуальность развития энергетики на базе парогазовых технологий.

1.2. Термодинамические основы парогазовых циклов.

1.3. Обзор существующих тепловых схем парогазовых установок с котлом-утилизатором трёх давлений.

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

1.5. Постановка задачи и цели исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАСЧЁТА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ-КЭС С КОТЛАМИ-УТИЛИЗАТОРАМИ ТРЁХ ДАВЛЕНИЙ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ • ЭКОНОМИЧНОСТИ.

2.1. Варианты тепловых схем ПГУ-КЭС с котлами-утилизаторами трёх давлений.

2.2. Основные положения методики расчётов схем и определения ^ показателей тепловой экономичности ПГУ-КЭС с КУ трёх давлений.

2.2.1. Расчёт газотурбинной установки.

2.2.2. Расчёт котла-утилизатора.

2.2.3. Расчёт паротурбинной установки.

2.2.4. Определение показателей тепловой экономичности ПГУ с котлами-утилизаторами.

2.2.5. Особенности определения показателей тепловой экономичности ПГУ-КЭС с КУ с учетом затрат электроэнергии на собственные нужды.

2.2.6. Алгоритм расчёта тепловой схемы ПГУ с КУ трёх давлений.

Ф 2.3. Описание программного продукта.

2.3.1. Ввод исходных данных.

2.3.2. Вывод результатов расчетов.

2.4. Определение показателей тепловой экономичности и выбор оптимальной структуры тепловой схемы трехконтурной ПГУ.

2.5. Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПГУ-КЭС С ТРЁХКОНТУРНЫМИ КОТЛАМИ-УТИЛИЗАТОРАМИ.

3.1. Методика оптимизации начальных параметров пара ПГУ-КЭС с КУ трёх давлений. Критерий оптимизации.

3.2. Условия расчета. Ограничения и допущения.

3.3. Оптимизация начальных параметров ПГУ-КЭС с трёхконтурными котлами-утилизаторами.

3.3.1. Давления в контурах котла-утилизатора.

3.3.2. Температура перегретого пара на выходе из котла-утилизатора.

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

3.4.1. Влияние выбора температурного напора на горячем конце перегревателя высокого давления на оптимальные начальные параметры пара.

3.4.2. Влияние температуры дымовых газов на входе в котел-утилизатор на оптимальные начальные параметры пара.

3.4.3. Влияние выбора давления в конденсаторе паротурбинной установки на оптимальные начальные параметры пара.

3.4.4. Влияние внутреннего относительного КПД ПТУ на оптимальные начальные параметры пара.

3.5. Зависимости оптимальных параметров пара.

3.6. Оптимизация начальных параметров ПГУ-КЭС с трехконтурными КУ на базе различных типов ГТУ.

3.6.1. Характеристика ГТУ.

3.6.2. Оптимизация начальных параметров пара ПГУ на базе рассматриваемых ГТУ.

3.7. Выводы по главе 3.

ГЛАВА 4. ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ НАЧАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПАРА ПГУ-КЭС С КОТЛАМИ-УТИЛИЗАТОРАМИ ТРЁХ ДАВЛЕНИЙ НА БАЗЕ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ ГТУ.

4.1. Основные положения методики определения экономической эффективности.

4.2. Оценка стоимости строительства различных вариантов ПГУ-КЭС с КУ трёх давлений.

4.2.1. Оценка стоимости газотурбинной установки.

4.2.2. Оценка стоимости котла-утилизатора.

4.2.3. Оценка стоимости паротурбинной установки.

4.2.4. Оценка изменения капитальных вложений в строительство трехконтурной ПГУ-КЭС от начальных параметров пара.

4.3. Экономическая эффективность увеличения начального давления пара в трехконтурной ПГУ-КЭС.

4.4. Вывод по главе 4.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ.

В настоящее время сохраняются неблагоприятные тенденции в работе энергосистем и сетей, служащие результатом совместного действия целого ряда факторов, среди которых можно выделить следующие [72]: высокая (более 50 %) степень износа основных фондов; ввод в действие новых производственных мощностей во всех отраслях ТЭК сократился за девяностые годы от 2 до 6 раз; практика продления ресурса оборудования закладывает будущее отставание в эффективности производства. Наблюдается высокая аварийность оборудования, обусловленная низкой производственной дисциплиной персонала, недостатками управления, а также старением основных фондов. В связи с этим возрастает возможность возникновения аварийных ситуаций в энергетическом секторе; сохраняющийся дефицит инвестиционных ресурсов и их нерациональное использование. В электроэнергетике не создано условий для необходимого инвестиционного задела, в результате чего отрасль становится тормозом начавшегося экономического роста; несоответствие производственного потенциала мировому научно-техническому уровню. В стране практически отсутствуют современные парогазовые установки, установки по очистке дымовых газов, крайне мало используются возобновляемые источники энергии; отсутствие рыночной инфраструктуры и цивилизованного энергетического рынка. Не обеспечивается необходимая прозрачность хозяйственной деятельности субъектов естественных монополий, что негативно сказывается на качестве государственного регулирования их деятельности и на развитии конкуренции; наблюдается тенденция к дальнейшему повышению доли нефти и газа в структуре российского экспорта, вместе с тем недостаточно используется потенциал экспорта других энергоресурсов, в частности электроэнергии. Это свидетельствует о продолжающемся сужении экспортной специализации страны и отражает отсталую структуру всей экономики России; ■ отсутствие развитого и стабильного законодательства, учитывающего в полной мере специфику функционирования энергетических предприятий.

Практическое отсутствие внедрения передовых разработок энергетических технологий привело к существенному отставанию нашей энергетики от энергетики развитых стран. Кроме того, Россия из энергоизбыточной страны превращается в энергодефицитную. Начавшийся в России экономически рост неизбежно повлечет за собой увеличение спроса на электроэнергию, что еще больше усугубляет существующую проблему. Сегодняшнее состояние энергетики можно проиллюстрировать (рис.В.1) на примере когда-то одной из самых мощных и энергоизбыточных энергосистем страны - Мосэнерго, которая испытывает существенный дефицит электрических мощностей (рис.В.1), увеличивающий с каждым годом [25].

Рис.В.1. Динамика производства и потребления электроэнергии а Московском регионе.

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

Таким образом, сформировались условия, требующие расширения старых или строительства новых электростанций с высокими энергетическими и экологическими показателями. Многие проблемы российской теплоэнергетики могут быть решены в случае ускоренного и крупномасштабного внедрения новых для нашей страны, технически прогрессивных технологий [36-37].

Из многих факторов, влияющих на масштабы и направления применения какой либо технологии, при производстве электроэнергии, наиболее важным является топливный. В настоящее время доля природного газа в суммарном расходе топлива на электростанциях РФ составляет более 60 %. На перспективу до 2020 года (рис.В.2) основой электроэнергетики останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 65-68 %. При прогнозируемых уровнях электропотребления и намечаемом развитии генерирующих мощностей потребность электроэнергетики в газовом топливе возрастет с 186 в 2005 г. до 242 млн. т усл. топл. в 2020 г [26]. В тоже время

Газ

Мазут ш Уголь и пр.

2000

2005

208

26

124!

228

26

150

2010

2015

242

2020 годы

Рис.В.2. Потребность в топливе на ТЭС России на период до 2020 г. эффективность использования этого вида топлива чрезвычайно низка, вследствие физического износа энергогенерирующего оборудования и устаревшей технологий производства электроэнергии.

Анализ мировой энергетики показывает, что развитие теплоэнергетики на базе газотурбинных и парогазовых технологий служит общемировой тенденцией [34] и обеспечивает повышение эффективности тепловых электростанций и снижение их негативного воздействия на окружающую среду. Полномасштабное внедрение газотурбинных и парогазовых технологий в отечественную энергетику может служит одним из способов осуществить качественные изменения в отрасли и повысить общий уровень эффективности выработки электрической энергии.

Данная работа посвящена исследованию и оптимизации характеристик парогазовых установок конденсационного типа большой мощности с трехконтур-ными котлами-утилизаторами. Это единственный тип энергетических установок способных вырабатывать электроэнергию с эффективностью до 60%.

Основная часть работы посвящена оптимизации структуры тепловой схемы трехконтурной парогазовой установки и выбору оптимальных начальных параметров пара в утилизационной части ПГУ. Проанализировано влияние различных параметров тепловой схемы ПГУ на оптимальные параметры пара. Проведена оценка экономической эффективности предложенных оптимизационных решений на базе современных газотурбинных установках.

Работа выполнена под руководством кандидата технических наук, доцента кафедры ТЭС МЭИ (ТУ), научного руководителя НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» МЭИ (ТУ) Бурова Валерия Дмитриевича, которому автор выражает глубокую благодарность.

Автор выражает благодарность и признательность профессору кафедры ТЭС МЭИ (ТУ), кандидату технических наук Цаневу Стефану Вичеву за ценные замечания, советы и консультации при выполнении диссертационной работы. Автор благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» за помощь и ценные замечания при написании работы, а так же сотрудников кафедры ТЭС МЭИ (ТУ) за ряд сделанных важных и полезных рекомендаций.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

По диссертационной работе можно сделать следующие выводы

1. Внесены дополнения в методические основы и алгоритмы расчёта тепловой схемы ПГУ с КУ трёх давлений. На основе методик и алгоритмов создан программный комплекс для расчета тепловых схем парогазовых установок с котлами-утилизаторами, позволяющий проводить оптимизацию структуры и параметров тепловой схемы ПГУ.

2. В результате анализа различных тепловых схем действующих и проектируемых трехконтурных ПГУ выделены три варианта схем. При помощи разработанной программного комплекса проведено исследование показателей тепловой экономичности. В результате определена оптимальная структура тепловой схемы ПГУ с КУ трех давлений.

3. Дополнены и развиты методические основы выбора оптимальных начальных параметров пара парогазовой КЭС с трёхконтурными котлами-утилизаторами. Определен критерий и условия возникновения частных оптимумов давления в контурах котла-утилизатора. Проведена комплексная оптимизация начальных параметров пара в утилизационной части ПГУ с КУ трех давлений на 1 кг дымовых газов для диапазона температур за ГТУ 550-650 °С. Установлено, что на исследуемом диапазоне температур рост давления в первом контуре при оптимальных давлениях во втором и третьем контурах КУ приводит к росту тепловой экономичности ПГУ.

4. Проведено исследование влияния температуры дымовых газов за ГТУ, недогрева на горячем конце перегревателя высокого давления и промежуточного пароперегревателя, внутреннего относительного КПД паровой турбины и давления в конденсаторе на выбор оптимальных начальных параметров установки. Установлено, что основными факторами, оказывающие влияние на интенсивность изменения мощности ПТУ, а, следовательно, на тепловую экономичность ПГУ, является температура газов на выхлопе ГТУ и давление в конденсаторе. Изменение температуры газов за ГТУ с 550 °С до 650 °С приводит к росту мощность ПТУ, отпускаемой потребителю, на 35-40% (отн.), рост давления в конденсаторе с 1 до 10 кПа приводит к снижению мощности на 16-20% (отн.).

5. На основе разработанных методических подходов проведены многовариантные расчеты тепловой схемы. Получены зависимости для нахождения оптимальных начальных параметров пара и других характеристик тепловой схемы трехконтурной ПГУ-КЭС с точки зрения тепловой экономичности.

6. Развиты и дополнены методические подходы оценки изменения капитальных затрат в строительство ПГУ с КУ от параметров пара в паротурбинной части. Проведена технико-экономическая оптимизация ПГУ-КЭС на базе различных ГТУ. В результате установлено, что существует экономический оптимум начального давлена пара. Для условий Центрального региона РФ в ценах конца 2005 года оптимальное давление в контуре высокого давления котла-утилизатора парогазовой установки на базе V94.3A при тарифе на отпускаемую электроэнергию 54,4 коп./кВт-ч составит 16-18 МВт, при этом оптимальные давления во втором и третьем контурах будут соответствовать значениям 2,7-3,0 и 0,30-0,33 МПа соответственно. С ростом тарифа за кВт-ч до 120 коп. оптимум сдвигается в область более низких значений давления, 14-16 МВт, 2,4-2,7 и 0,27-0,30 МПа соответственно.

1. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблица теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776-98 М.: Издательство МЭИ. 1999. - 168 с.

2. Андрющенко А.И., Змачинский А.В., Понятов В.А. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС. М.: Высшая школа, 1974. - 280с.

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

4. Арсеньев Л.В., Рисс В., Черников В.А. Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами. Санкт-Петербург: Изд-во СПбГТУ, 1996.- 124с.

5. Арсеньев Л.В., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1982.-247 с.

6. Аэродинамический расчет котельных агрегатов (нормативный метод). М.: Энергия, 1977 г.

7. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций.- Санкт-Петербург: Изд-во СПбГТУ, 1997. 295с.

8. Березинец П.А., Васильев М.К., Костин Ю.А. Анализ схем бинарных ПГУ на базе перспективной ГТУ// Теплоэнергетика, 2001. №5. - С. 18-31.

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

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

11. Газотурбинные установки. Конструкции и расчёт: Справочное пособие/ Под общ.ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тыришкина. Л.: Машиностроение, 1978.-232с.

12. Гидравлический расчет котельных агрегатов (нормативный метод). М.: Энергия, 1977 г.

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

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

15. Дыбан Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики (обзор). Часть II. Энергетические газотурбинные установки// Промышленная теплотехника, 1994. №2

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

17. Дыбан Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для стационарной и муниципальной электроэнергетики. Часть I. Энергетические газотурбинные установки // Промышленная теплоэнергетика, 1994. №1. - С. 66-83.

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

19. Зысин В.А. Комбинированные парогазовые установки и циклы. M.-JI.: Госэнергоиздат, 1962.- 186с.

20. Индексы цен в строительстве. Межрегиональный информационно-аналитический бюллетень. Выпуск 53 / КО-ИНВЕСТ М., 2005 - 138 с.

21. Инструкция по определению себестоимости паровых конденсационных турбин по их техническим характеристикам: Утв. Мин. энергетического машиностроения РСФСР 13.02.84. Ленингр., 1985. - 62 с.

22. Канаев А.А., Корнеев М.И. парогазовые установки. Конструкции и расчёты. Л.: Машиностроение, 1974. - 240с.

23. Каталог газотурбинного оборудования / Газотурбинные технологии. Специализированный информационно-аналитический журнал. М., 2004. -176 с.

24. Каталог газотурбинного оборудования / Газотурбинные технологии. Специализированный информационно-аналитический журнал. М., 2005. -208 с.

25. Кучеров Ю.Н., Волков Э.П. Стратегическое направление 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.

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

27. Лейзерович А.Ш. Одновальные парогазовые установки // Теплоэнергетика. -2000.-№12.-С. 67-73.

28. Манушин Э.А., Михальцев В.Е., Чернобровки А.П. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок. М.: Машиностроение. 1977.

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

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

31. Мошкарин А.В., Мельников Ю.В. Оптимизация давлений в трёхконтурной утилизационной ПГУ // Повышение эффективности тепло-механического оборудования. Сборник докл. IV Российская науч. конф. 18-19 ноября 2005 г.-Иваново, 2005.-С. 7-10.

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

33. Ольховский Г.Г. Газовые турбины и парогазовые установки за рубежом // Теплоэнергетика. 1999. -№1. - С. 71-81.

34. Ольховский Г.Г. Газовые турбины и парогазовые установки за рубежом// Теплоэнергетика, 1988. №11. - С.70-75.

35. Ольховский Г.Г. Развитие теплоэнергетических технологий. Газотурбинные и парогазовые установки // Развитие теплоэнергетики (Сб. научн. ст.). М.: АООТ «ВТИ». 1996. С. 59-64.

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

37. Осипов В.Н. Термодинамическая оптимизация схем и параметров бинарных парогазовых установок: Дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. Саратов, 2001.254 с.

38. ПГУ-400 МВт «Щекино» технико-экономическое обоснование строительства: Общая пояснительная записка (Том 1) / РАО «ЕЭС России» ОАО «Институт Теплоэлектропроект». 26N6D-GMS1. М. 2003 г.

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

40. Программа для ЭВМ «Расчёт парогазовой установки с котлом-утилизатором» / Я.Ю. Сигидов, В.Д. Буров. Свидетельство №2005610639. М.: Роспатент, 2005 г.

41. Расчёты показателей тепловых схем и элементов парогазовых и газотурбинных установок электростанций / Цанев С.В., Буров В.Д., Дорофеев С.Н. и др.; Под ред. Чижова В.В. М.: Изд-во МЭИ, 2000. - 72 с.

42. Регламент формирования Инвестиционной программы Холдинга по объектам генерации на 2006 2010 гг. Утв. Зам. Председ. Првления ОАО РАО «ЕЭС России» Уринсон Я.М. от 30 декабря 2005 г.

43. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства воздуха и продуктов сгорания топлив: Справочник. 2-е изд., перераб. - М.: Энергоатом издат, 1984. -104 с.

44. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства газов: Справочник. 4-е изд., перераб. - М.: Энергоатом издат, 1987. - 288 с.

45. Ридле К., Дренкхан В., Клюзенер П., Пик И. Чистые технологии использования органического топлива привлекательная возможность для электростанций будущего. // Энергохозяйство за рубежом. - 2005. - №1. С. 22-29.

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

47. Сапрыкин Г.С., Шестобитов И.В., Ярмак Л.Н. Экономически наивыгоднейшее газовое сопротивление в котле-утилизаторе бинарных ПГУ// Парогазовые энергетические установки: Сб. науч. сообщ. — Саратов, 1968. -С.48-60.

48. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д. Анализ и оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных ПГУ с котлами-утилизаторами трёх давлений // Энергосбережение и водоподготовка. 2006. -№1 (39). - С.31-36.

49. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д. Зависимости определения оптимальных начальных параметров пара ПГУ с КУ трёх давлений // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докл. Межд. науч. конф. 2-3 марта 2006 г.Москва, 2006.-Т.З С.198-199.

50. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д., Оптимизация параметров и структуры тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трёх давлений// Состояние и перспективы развитияэлектротехнологии. Тез. докл. Межд. науч. конф. 1-3 июня 2005 г.Иваново, 2005.-Т.1 С. 127.

51. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д., Оптимизация параметров ПГУ-КЭС с котла-ми утилизаторами трёх давлений // Повышение эффективности тепломеханического оборудования. Сборник докл. IV Российская науч. конф. 18-19 ноября 2005 г.-Иваново, 2005.- С. 7-10.

52. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д., Рыбаков Б.А., Исследование показателей экономичности парогазовой КЭС на базе ГТУ типа 89СТ/20 // Состояние и перспективы развития электротехнологии. Тез. докл. Межд. науч. конф. 13 июня 2005 г.-Иваново, 2005.-Т.1 С. 135.

53. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д., Цанев С.В., Оптимизация параметров парогазовой КЭС с котлом-утилизатором двух давлений // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докл. Межд. науч. конф. 1 2 марта 2005 г.Москва, 2004.-Т.З - С.167-168.

54. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д., Цанев С.В., Оптимизация параметров парогазовой КЭС с котлом-утилизатором трёх давлений // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тез. докл. Межд. науч. конф. 1 2 марта 2005 г.Москва, 2004.-Т.З - С. 169.

55. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). М.: НПО ЦКТИ, 1998.

56. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / В.Д. Буров, Е.В. Дорохов, Д.П. Елизаров и др.; под ред. В.М. Лавыгина, А.С. Седлов, С.В. Ца-нева. М.: Изд-во МЭИ, 2005. - 454 с.

57. Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы: Справочник / М.С. Ал-хутов, А.А. Амосов, Т.Ф. Басова и др.; под ред. А.В. Клименко и В.М. Зорина. 3-е изд., перераб. - М.: Изд-во МЭИ, 1999. - 528 с.

58. Технико-экономические основы выбора параметров конденсационных электрических станций / С.Я. Белинский, В.Я. Гишвельд, A.M. Князев и др.; под ред. Л.С. Стермана. М.: Изд-во «Высшая школа», 1970. - 280 с.

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

60. Торжков В.Е. Исследование и оптимизация характеристик парогазовых КЭС малой и средней мощности с одноконтурными котлами-утилизаторами: Дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. М., 2002. 214 с.

61. Трояновский Б.М. Парогазовые установки с паровыми турбинами трёх давлений// Теплоэнергетика, 1995. №1. - С.75-80.

62. Турбины тепловых и атомных электрических станций / А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний; Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. М.: Изд-во МЭИ, 2001. - 488 с.

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

64. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.И. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций. М.: Изд-во МЭИ, 2002 584 с.

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

66. Щегляев А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн.1. 6-ое изд., перераб., доп. и под-гот. к печати Б.М. Троянвским. - М.: Энергоатомиздат, 1993. - 384с.

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

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

69. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Утв. распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 г. № 1234-р.-М., 2003.- 118 с.

70. Gas Turbine World. Where Technology turns Into Power and Profit / 2002 January-February. Vol.32.

71. Gas Turbine World. Where Technology turns Into Power and Profit / 2004-05. Vol.24.75. http://www.cmi.be/76. http://www.gepower.corn/77. http://www.ne.com/78. http://www.np-ats.ru79. http://www.siemens.com/

72. Journal of the Gas Turbine Society of Japan. -2003. -№3. -C. 27-32.

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

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

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