автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Повышение эффективности систем теплоснабжения путем замены паротурбинного оборудования ТЭЦ на газотурбинные и парогазовые установки

На правах рукописи

005001533

Вдовенко Иван Анатольевич

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПУТЕМ ЗАМЕНЫ ПАРОТУРБИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ НА ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ

УСТАНОВКИ

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы

1 О НОЯ 2011

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Саратов 2011

005001533

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Саратовский государственный технический университет»

Научный руководитель: доктор технических наук

Николаев Юрий Евгеньевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Кудинов Анатолий Александрович

кандидат технических наук, доцент Доронин Михаил Сергеевич

Ведущая организация:

ОАО «ВНИПИэнергопром» (г. Москва)

Защита состоится « 22 » ноября 2011 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 212.242.07 при Саратовском государственном техническом университете по адресу: 410054, г. Саратов, ул. Политехническая, 77, корп.1, ауд. 159

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке Саратовского государственного технического университета

Автореферат разослан « 20 » октября 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Ларин Е.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В качестве важнейших задач текущего момента развития энергетики страны является надежное, качественное и экологически безопасное энергоснабжение потребителей на основе внедрения новых прогрессивных видов техники и технологий, эффективного функционирования и развития энергетической системы. Особое место в решении этих задач отводится дальнейшему совершенствованию источников и систем электро- и теплоснабжения.

Существующие системы энергоснабжения городов, базирующиеся на крупных паротурбинных ТЭЦ, постепенно деградируют в результате увеличения количества физически и морально изношенного оборудования, замедления темпов технического перевооружения станций и сетей с использованием передовых технологий, что вызывает снижение надежности энергоснабжения, приводит к увеличению затрат в ремонтное обслуживание и, как следствие, к росту тарифов на энергоносители. В сложившихся условиях необходимо находить рациональные и эффективные решения по организации энергоснабжения потребителей путем реконструкции и модернизации источников и систем энергоснабжения с использованием передовых технологий, обеспечивающих минимизацию финансовых ресурсов, повышение энергетической и экономической эффективности. В первую очередь необходима реконструкция физически изношенных ТЭЦ, построенных в 30-50-х годах прошлого века с начальными параметрами пара 3,5-9,0 МПа заменой паротурбинного оборудования на газотурбинные и парогазовые установки, а при высокой степени централизации теплоснабжения возможна передача части тепловой нагрузки на строящиеся малые ТЭЦ с газопоршневыми и газотурбинными двигателями. В связи с этим исследование эффективности различных вариантов технического перевооружения действующих ТЭЦ является актуальным.

Работа выполнена в рамках научного направления Проблемной научно-исследовательской лаборатории теплоэнергетических установок электростанций и систем энергоснабжения СГТУ в соответствии с межвузовской научно-технической программой основного научного направления развития науки и техники Российской Федерации «Топливо и энергетика», федеральной программой фундаментальных исследований по направлению «Физико-технические проблемы энергетики» (раздел «Фундаментальные проблемы энергосбережения и эффективного использования топлива».

Объектом исследования являются источники комбинированного электро- и теплоснабжения, передовые технологии их усовершенствования, обеспечивающие прирост экономической эффективности.

Целью исследования является повышение тепловой и экономической

эффективности городских ТЭЦ с физически изношенным паротурбинным оборудованием путем внедрения газотурбинных и парогазовых технологий.

В соответствии с целью определены основные задачи исследования:

1. Разработка алгоритма расчета характеристик и показателей эффективности вариантов замены изношенного паротурбинного оборудования (ПТУ) ТЭЦ на газотурбинные (ГТУ) и парогазовые установки (ПГУ).

2. Оценка экономической эффективности комбинированной схемы энергоснабжения с различными источниками в условиях нового строительства по сравнению с раздельной при использовании природного газа и твердого топлива.

3. Определение экономических показателей вариантов замены ПТУ на ГТУ и ПГУ.

4. Разработка методики определения доли малых ТЭЦ по балансу выработки и потребления электрической энергии в городе.

5. Определение показателей эффективности передачи части тепловой нагрузки от районных ТЭЦ на малые ТЭЦ с газопоршневыми двигателями.

Научная новизна диссертации заключается в следующем:

1. Получены соотношения расхода топлива, электрической и тепловой мощности, массовых выбросов вредных компонентов и экономии топлива при различных вариантах замены изношенного паротурбинного оборудования городских ТЭЦ на газотурбинные и парогазовые установки.

2. Разработан алгоритм расчета характеристик и показателей эффективности реконструкции городских ТЭЦ.

3. Выполнена оценка экономической эффективности комбинированной схемы энергоснабжения потребителей при использовании на ТЭЦ газотурбинных, газопоршневых и парогазовых установок в условиях нового строительства по сравнению с раздельной и применении в последней природного газа и твердого топлива.

4. Разработана методика определения доли малых ТЭЦ по балансу выработки и потребления электрической энергии в городе.

5. Разработаны рекомендации по совершенствованию городских источников тепло- и электроснабжения.

Практическая ценность результатов работы заключается в использовании методических положений для выбора рационального варианта реконструкции городских ТЭЦ путем замены изношенного паротурбинного оборудования на газотурбинные и парогазовые установки, передачи части тепловой нагрузки городской ТЭЦ на малые ТЭЦ. Результаты исследования использованы в учебном процессе кафедры теплоэнергетики СГТУ при чтении курса «Источники и системы теплоснабжения», организации научно-исследовательской работы аспирантов и студентов, в дипломном проектировании.

Внедрение методических разработок, рекомендаций в проектную практику позволит повысить эффективность источников систем энергоснабжения, поможет выбрать наиболее эффективные направления их преобразования.

На защиту выносятся:

- методические положения расчета эффективности технического перевооружения ТЭЦ с использованием газотурбинных и парогазовых технологий в системе энергоснабжения;

- алгоритм расчета характеристик и показателей эффективности замены физически изношенного оборудования ТЭЦ;

- результаты расчетно-теоретических исследований по определению эффективности комбинированной схемы энергоснабжения, вариантов замены оборудования паротурбинных ТЭЦ.

Достоверность результатов и выводов обеспечивается использованием методологии системных исследований в энергетике, фундаментальных законов технической термодинамики, теплопередачи и теории надежности систем энергетики, применением широко апробированных методик расчета энергетических установок, апробацией полученных результатов и их хорошей сходимостью с подобными результатами других авторов.

Апробация работы. Материалы, вошедшие в диссертацию, докладывались и обсуждались на научных конференциях и семинарах Саратовского государственного технического университета в 2007-2011 гг. (г. Саратов), конференции молодых ученых «Молодые ученые - науке и производству» (Саратов, 2007), Международной научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения» (Саратов, 2008, 2009.), Международной научной конференции «Математические методы в технике и технологиях» (Саратов, 2008, 2011), Третьей Всероссийской научно-практической конференции «Ресурсо-энергосбережение и эколого-энергетическая безопасность промышленных городов» (Волжский, 2010).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 9 печатных работах, из них 3 статьи в изданиях, рекомендуемых ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и списка использованной литературы. Общий объем 133 страницы, содержит 33 рисунка и 24 таблицы. Список литературы включает 136 наименований, в том числе 16 иностранных и 6 электронных адресов сайтов Интернета.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, определены объект, цели и задачи исследования. Сформулированы научная новизна и практическая ценность результатов работы. Указаны положения, выносимые на защиту. Перечислены конференции, где

проходила апробация материалов, вошедших в диссертацию. Указано общее количество публикаций по данной работе, в том числе в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, а также приведены структура и объем работы.

В первой главе «Основные проблемы систем теплоснабжения городов» рассмотрены выбор направления исследования, современное состояние и пути совершенствования комбинированных источников тепло-и электроснабжения, проведен анализ тепловых и электрических нагрузок, графиков потребления тепловой и электрической энергии, выполнен обзор литературы по обоснованию схем, параметров, режимов работы и оценке эффективности ТЭЦ.

Вопросы эффективного использования топливно-энергетических ресурсов для целей теплоснабжения всегда находились в центре внимания теплоэнергетиков. Значительный вклад в развитие теплофикации и централизованного теплоснабжения внесли акад. Л.А. Мелентьев, проф. Е.Я. Соколов, С.Ф. Копьев, А.И. Андрющенко, Г.Б. Левенталь, JI.C. Хрилев, Р.З. Аминов, Ю.М. Хлебалин, Д.Т. Аршакян, A.M. Клер, Г.В. Ноздренко и др., трудами которых в XX веке создана теоретическая база для проектирования комбинированных установок и систем. Анализ выполненных работ по проблеме повышения эффективности ТЭЦ в системе энергоснабжения выявил необходимость проведения дополнительных исследований по определению эффективности вариантов реконструкции источников теплоты с изношенным паротурбинным оборудованием, оценкой их технико-экономических показателей с учетом ограничивающих условий на количество сжигаемого топлива, величины электрической мощности, вредным выбросам.

Во второй главе «Методические основы исследования эффективности источников и систем теплоснабжения» представлены показатели для определения энергетической и технико-экономической эффективности ТЭЦ с учетом режимов работы станции, надежности систем тепло- и электроснабжения, а также защиты окружающей среды. Замена изношенного паротурбинного оборудования на газотурбинные и парогазовые установки, имеющие отличные соотношения электрической и тепловой мощности, будет оказывать влияние на выработку электроэнергии и отпуск теплоты комбинированным способом. Принимая во внимание особенности функционирования действующих ТЭЦ, необходима разработка зависимостей для расчета изменения электрической и тепловой мощности, расхода топлива, массовых выбросов вредных веществ и достигаемой экономии от теплофикации. В условиях действующих ТЭЦ возможны следующие варианты:

I-N; =n;',Q» =Q;, 2-В;Д| = B-;u1,Q;' = Q;, 3-Q;1,,, =Q;,Q; =Q;\

Здесь N3, Втэц, QT, QT(t, - электрическая мощность, суммарный расход топлива ТЭЦ, включая энергоустановку и пиковый котел, тепловая нагрузка ТЭЦ, теплофикационная мощность энергоустановки. Индексы «н»

и «д» соответствуют новому и действующему (заменяемому) энергооборудованию.

В первом варианте электрическая мощность нового оборудования принимается такой же, как и выводимого из эксплуатации (действующего). Во втором варианте сохраняется одинаковым расход топлива на ТЭЦ до и после реконструкции. Третий вариант предполагает одинаковую теплофикационную тепловую мощность до и после реконструкции ТЭЦ. Во всех вариантах сохраняется одинаковый отпуск теплоты от станции.

Изменение указанных характеристик удобно проследить по сравнению с паротурбинным оборудованием ТЭЦ, которое по причине низких технико-экономических показателей (оборудование на начальные параметры пара 3,5-9,0 МПа) переведено на теплофикационное противодавление.

При замене ПТУ на ГТУ рассматривались схемы ГТУ в 1-м и 2-м вариантах без регенерации, в третьем - с целью повышения эффективности предусмотрена схема с регенеративным подогревом воздуха в неотопительный период. Для 1 варианта:

>™Л ( 1 А ( 1 Л

(6)

Гв™^ е=г V / ,'-«.....Л /V

к=1 ч Л„,Д е=1 1 Л,,,,.. л,,., J

е=1 1=1 Е=1

где = О./О, - относительная тепловая мощность е - тепловой нагрузки, г -количество тепловых нагрузок. Для 2 варианта:

)=Ё («„.Д) / I («,,Д >.

для 3 варианта:

(Ы7/МГ)=у„)..[Ё(Ы„,у1/у,1,у.1),

V /

Л,,,,,, Л.«,

(8) (9)

(Ю) (П)

где N,,». = N«/N7 ~ относительная электрическая мощность ПТУ,N'7,И"',- электрические мощности ПТУ, ГТУ, МВт; упту, упу -удельные выработки электрической энергии на тепловом потреблении энергоустановок; а^.аГ- Д°ли тепловой энергии, отпускаемые из теплофикационного отбора ПТУ, от газоводяного подогревателя (ГВП)

ГТУ; СЯ - теплота сгорания условного топлива, МДж/кг; Впту, Вгту -расходы топлива в ПТУ, ГТУ, кг/с; Т1„„,п„,- электрические КПД ПТУ, ГТУ; Т1„к- КПД пикового водогрейного котла (ПК).

Полученные выражения могут быть использованы при замене ПТУ, вырабатывающих теплоту в виде пара и горячей воды, на ГТУ.

При замене ПТУ на ПГУ в 1-ми 2-м вариантах рассмотрены схемы бинарных ПГУ с одним контуром давления и противодавленческой паровой турбиной (ПТ), третий вариант предусматривает схему ПГУ двух давлений и ПТ с конденсатором. Для 1 варианта:

= 1

Л,„,е

/|Ч «.„„У-,, , !-«,„

п„,у., л,,«

(12)

)=£ у - о+е.) /1 у»,, о+).

(13)

где В™'- расход топлива в ПГУ; г|„„- электрический КПД ПГУ; ЬГ'.ЬГ-электрические мощности ПГУ, МВт; упгу, упт - удельная выработка электрической энергии на тепловом потреблении ПГУ; а;',а1/- доли тепловой энергии, отпускаемые из теплофикационного отбора паровой турбины ПГУ и теплофикационного экономайзера (ТЭ); g=Qтэ/Qcп отношение мощности (ТЭ) к мощности сетевого подогревателя (СП) ПГУ; 8= /N1,"-отношение электрической мощности газовой турбины к мощности паровой турбины ПГУ. Для 2 варианта:

...... " —I

Л,„„ У,„,,,Л,„

N

I^ щу.г

Л,,,,.,

У„М.)

для 3 варианта:

чП^О + ё.)

£у™.0 + 8Х,

£у„„0 + 8.)

(14)

(15)

(16)

=Ё

л„„,«(1+ёг) л,».

Л,,,,

(17)

где М11п, = N- относительная электрическая мощность ПГУ, -коэффициент увеличения электрической мощности ПГУ за счет конденсационной выработки энергии на паротурбинной установке.

Тепловая экономичность рассмотренных вариантов определена с помощью коэффициента (3Э1С, представляющего отношение достигаемой экономии топлива от комбинированной выработки электроэнергии и теплоты на ТЭЦ с ГТУ (ПГУ) к аналогичной экономии топлива с ПТУ. При установке ГТУ выражение примет вид:

Р.

АВ?' ' ДВ'Г

1

Л»„,Л,„

- - Уп

1

11 ,„,,.11« п,*,п„

1

I

Л,,,,.,Л,с л,«,л„,

(18)

. ' л„„,л,<

где т1кот - КПД котельной в раздельной системе энергоснабжения, т^- КПД тепловой электростанции (ТЭС) в раздельной схеме энергоснабжения, т}1С -КПД транспорта теплоты, г|трд - КПД транспорта электроэнергии.

Соотношения между массовыми выбросами вредных веществ были определены по уравнению

М

ПУ/МПТУ;

V а V С"т 1-а

У ГП|',Пу ггу X 1 пт

л,„

Уигу.с^пгу е^Х

1-а„

V ИГ)' .Е

(19)

сгорания в ГТУ, концентрации X -

где V,.гу, УП1у, Упк - удельные объемы продуктов энергетическом котле ПТУ и ПК,м3/м3; С^.С^

вредного вещества в продуктах сгорания, мг/ м3.

Полученное выражение может быть использовано для расчета изменения массовых выбросов для любого вредного вещества.

В данном разделе разработаны алгоритмы расчета характеристик и показателей эффективности альтернативных вариантов реконструкции ТЭЦ при замене паротурбинных установок на газотурбинные и парогазовые установки. Алгоритмы предусматривают расчеты ГТУ, определение расхода топлива, электрической и тепловой мощности ГВП, котла утилизатора (КУ), ПК и паровой турбины на отдельных режимах и в годовом периоде, вычислении удельных расходов топлива на отпуск электрической и тепловой энергии, эксплуатационных и капитальных затрат, показателей экономической эффективности. Рассмотрены схемы ГТУ ТЭЦ с отпуском теплоты в горячей воде и паре, схемы ПГУ с одним и двумя контурами давлений. Принципиальные тепловые схемы ГТУ ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ двух давлений представлены на рис. 1,3 с отпуском теплоты в горячей воде. Термодинамические циклы ГТУ без регенерации и цикла ПГУ показаны на рис. 2, 4. Блок - схемы алгоритмов расчета характеристик и показателей эффективности замены: ПТУ на ГТУ и ПГУ приведены на рис. 5,6.

Рис. 1. Принципиальная схема ГТУ ТЭЦ

Рис. 2. Термодинамический цикл ГТУ при отпуске теплоты в горячей воде

Рис. 3 Принципиальная схема ПГУ ТЭЦ при отпуске теплоты в горячей воде К - компрессор; Г -электрогенератор; РВП - регенеративный воздухоподогреватель;

КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина; ГВП - газоводяной подогреватель; ПЕ - пароперегреватель; И - испаритель; ЭК - экономайзер; ТЭ - теплофикационный экономайзер; Б - барабан; ПК - пиковый водогрейный котел; ПТ - паровая турбина; ПН - питательный насос; КН - конденсатный насос; Да - деаэратор питательной воды;

СН - сетевой насос; СП - сетевой подогреватель; КУ - котел утилизатор; ДК - дожимной компрессор; РТ - регулятор температуры; Э - эжектор; КП - клапан перепускной; ТО - теплообменник; ТС - тепловая сеть; ПТ - паровая турбина; ПН (ВД) (НД) - соответственно питательные насосы контура верхнего и нижнего давления; СПВ, СПН - верхний и нижний сетевые подогреватели

Рис. 4 Термодинамический цикл ПГУ с двумя контурами давлений

Рис. 5. Блок-схема алгоритма расчета характеристик и показателей эффективности вариантов реконструкции ТЭЦ с использованием ГТУ.

Рис. 6. Блок-схема алгори тма расчета характеристик и показателей эффективности вариантов реконструкции ТЭЦ с

использованием ИГУ

В третьей главе «эффективность замены физически изношенного паротурбинного оборудования ТЭЦ на газотурбинные и парогазовые установки» выполнены расчеты экономической эффективности сооружения новых энергоустановок с использованием на ТЭЦ различных типов двигателей: газопоршневых (ГПД), газотурбинных, парогазовых (ПГУг) на природном газе при различном уровне электрической мощности. В раздельной схеме рассматривались ТЭС с ПТУ на твердом топливе, ПГУ на газе (ПГУГ) и твердом топливе с газификацией (ПГУТ). В котельных, установленных в городе, по экологическим соображениям предусматривалось сжигание природного газа. В раздельной схеме рассматривались ТЭС с энергоблоками ПТУ электрической мощностью 800 МВт и ПГУ - 900 МВт на газе и твердом топливе. На ТЭЦ с ГПД рассмотрена установка двух энергоагрегатов электрической мощностью по 2 МВт и трех - по 12 МВт, на ТЭЦ с ГТУ - четырех агрегатов по 12 МВт и двух по 6 МВт, работающих по тепловому графику нагрузки. В схемах ТЭЦ с ПГУ предусматривалась установка одного блока мощностью 210 МВт и двух энергоблоков по 450 МВт, выполненных по бинарной схеме.

В качестве критерия экономической эффективности

принят прирост удельного интегрального эффекта в комбинированную схему по сравнению с раздельной, руб./ГДж:

дэ ДЭ^ 20

о

где Оприв - приведенное количество тепловой энергии, использованное потребителем за срок службы системы теплоснабжения, ГДж.

В расчетах принято: удельный расход топлива на выработку электроэнергии в раздельной схеме при сжигании газа Ьпс = 0,315кг/кВт ч, на отпуск теплоты в котельной Ь!(0| = 38кг/ГДж, при сжигании угля Ьт:к. = 0,345кг / кВт ч. Удельные капитальные затраты в ПГУг - 25500 руб./кВт, ПТУГ - 35100 руб./кВт, ПГУТ - 41580 руб./кВт, ПТУт - 45892 руб./кВт. Результаты расчетов приведены на рис. 7.

ЕЭ ПГУ на газе, И 111 У пи угле с газификацией, И ПТУ на □ 1 П'У на угле.

Рис. 7 Изменение удельного прироста интегрального эффекта в комбинированную схему по сравнению с раздельной в зависимости от электрической мощности ТЭЦ и типа энергоустановки в раздельной схеме

Как видно из рисунка, комбинированная схема энергоснабжения обеспечивает положительный экономический эффект в пределах 20110 руб./ГДж. Наименьший эффект получается при использовании в раздельной схеме ТЭС с ПГУ на газе. Несмотря на снижение стоимости угля по сравнению с газом, экономический эффект по сравнению с выработкой электроэнергии в раздельной схеме на твердом топливе увеличивается по причине более высоких капиталовложений в ТЭС при использовании ПГУ и ПТУ.

При замене физически изношенного паротурбинного оборудования на ГТУ рассмотрены предложенные варианты реконструкции. Используя приведенные соотношения, выполнены расчеты количественных показателей вариантов замены ПТУ на ГТУ и ПГУ при реконструкции ТЭЦ с начальными параметрами пара 3,5 МПа, 435(1С и 9,0 МПа, 535°С. В качестве прототипа рассмотрены установки с турбинами Т-12-35 и Т-25-90, покрывающие коммунально-бытовую нагрузку, и ПТ-25-90, обеспечивающая нагрузки в паре и горячей воде. В табл. 1, 2 приведены соотношения расходов топлива, электрической и тепловой мощности, массовых выбросов и экономии топлива при замене ПТУ на ГТУ и ПГУ.

Таблица 1

Изменение характеристик ТЭЦ при замене ПТУ с турбиной Т, начальными параметрами пара 3,5 МПа, 435°С на ГТУ

Наименование показателя № варианта реконструкции ТЭЦ

1 2 3

В расчетном режиме За годовой период В расчетном режиме За годовой период В расчетном режиме За годовой период

1,023 1,53 1 1,466 1,46 2,35

2- 0,37 0,54 0,297 0,43 1 0,87

з. 1 - 0,805 - 2,7 -

4. э,7>уэ'"у - 0,97 - 0,77 - 2,672

5- Д, 0,871 0,945 0,7 0,86 1,9 1,98

6. м^/мЦЕ 0,586 0,844 0,568 0,998 1,018 1,144

1. м^/м^Г 0,736 0,806 0,776 0,909 1,036 1,107

Из табл. 1, 2 видно, что при одинаковой электрической мощности ПТУ, ГТУ и ПГУ в расчетном режиме (вариант 1) и при одинаковом расходе топлива на ТЭЦ (вариант 2) величина теплофикационной тепловой мощности уменьшается до 0,15-0,56 от нагрузки паротурбинного варианта, вызывая соответствующее увеличение нагрузки пикового котла.

Таблица 2

Изменение характеристик ТЭЦ при замене ПТУ с турбиной Т, начальными параметрами пара 9,0 МПа, 535°С на ПГУ

№ варианта реконструкции ТЭЦ

Наименование 1 2 3

показателя В За В За В За

расчетном годовой расчетном годовой расчетном годовом

режиме период режиме период режиме период

1,12 1,03 1 0,97 1,66 1,63

2. 0,30 0,60 0,15 0,51 1 1

3. Ы^'/ЫГ 1 - 0,49 - 3,3 -

4. Эшу/Эщ - 1,57 - 1 - 4,10

5- Р* 0,59 1,47 0,29 1,285 1,96 2,23

6. М^/М^ 1,12 2,2 0,98 2,16 1,46 2,47

7. М^/МЙ, 0,99 1,83 0,95 1,8 1,3 2,1

Примечание. Под расчетным принимается режим с температурой наружного воздуха для проектирования систем отопления.

Это объясняется различием удельной выработки энергии на тепловом потреблении и электрического КПД установок. Так как у^ для установок без регенерации изменяется в пределах 0,6-0,8, упгу -0,9-1,0 в зависимости от температуры наружного воздуха, а упту=0,3-0,4, годовая выработка электроэнергии оказывается меньше, чем в ПТУ. Удельные выбросы вредных веществ, отнесенные к расходу топлива, при замене ПТУ на ГТУ и ПГУ снижаются по оксидам азота на 3-8% и оксидам углерода 30-60%. По сравнению с вариантом ПТУ достигаемая годовая экономия топлива снижается до 0,29.

В случае одинаковой теплофикационной тепловой мощности ГТУ, ПГУ и ПТУ (вариант 3) электрическая мощность увеличивается в 2,7-3,3 раза, а годовой расход топлива - в 1,7-2,3 раза. Достигаемая экономия топлива в зависимости от начальных параметров пара ПТУ увеличивается до 2 раз. Удельные выбросы вредных веществ снижаются по оксидам азота на 9-12%, по оксидам углерода на 60-65%. Следовательно, при реализации 3 варианта реконструкции ТЭЦ требуется расширение топливного хозяйства и электрической схемы станции. В 3 варианте применение ГТУ с регенерацией и ПГУ с конденсационной выработкой в неотопительный период также повышают топливную экономичность энергоустановок.

Используя данные табл. 1, 2 по соотношению электрической мощности, расхода топлива и теплофикационной нагрузки, были определены типоразмеры стандартных установок ГТУ, ПГУ. При замене ПТУ с турбиной Т начальными параметрами пара 3,5 МПа, 435°С рассмотрены стандартные установки: ГТУ-12П (1 вариант), НК-14Э (2 вариант), ГТ-ТЭЦ-009. При замене ПТУ с турбиной Т начальными

параметрами пара 9МПа, 535°С рассмотрены ГТУ-25П (1 вариант), НК-14Э (2 вариант), ГТ-009М (3 вариант). При замене ПТУ с турбиной ПТ начальными параметрами пара 9 МПа, 535°С рассмотрены ГТУ-25П (1 вариант), ГТУ-16П (2 вариант) и ГТУ-45У (3 вариант). В первом и втором вариантах реконструкции рассматривались схемы ПГУ одного давления без конденсатора. В третьем варианте при одинаковой теплофикационной нагрузке ПТУ и ПГУ предусмотрена схема ПГУ с двумя контурами давления и конденсатором. Для первого варианта выбрана установка ПГУ-27 разработки ВТИ АО «КТЗ» электрической мощностью 27 МВт на базе ГТУ АЛ-31СТЭ и паровой турбины Т-7/5-3,5, для второго варианта - ПГУ электрической мощностью МВт с ГТУ НК-14НЭ и паровой турбиной мощностью 4,0 МВт. В третьем варианте - ПГУ-90. В состав этой ПГУ входят: две газотурбинные установки ГТЭ-30 и два вертикальных двухконтурных котла-утилизатора с паровой турбиной Т-30-7,5. Для этих установок выполнены расчеты основных экономических показателей, результаты которых представлены на рис. 8,9.

О при замене ПГУ с -ту рбиной Т параметрами пара ,15МПа 435°С Вариант

и при «мене ПТУ с турбиной Т параметрами тара У.ОМПа И5°С 3 при замене ПТУ с турбиной ПТ параметрами пара 9МЩ 535°С

Рис. 9. Изменение удельного Рис. 8 Изменение удельного интегрального интегрального эффекта при замене ПТУ эффекта при замене ПТУ на ГТУ с начальными параметрами пара 9,0 МПа,

535°С на ПГУ в зависимости от варианта реконструкции

Из рис. 8 видно, что наибольшее значение удельного экономического эффекта достигается в 3 варианте за счет дополнительной выручки от продажи электроэнергии в систему. Во 2 варианте экономический эффект наименьший за счет покупки недостающей электроэнергии из системы. Экономия топлива от комбинированной выработки электрической и тепловой энергии также максимальна в третьем варианте при использовании регенератора. Подводя итог полученным результатам, следует заключить, что использование ГТУ для замены изношенного паротурбинного оборудования при всех вариантах реконструкции эффективно, за исключением замены ПТУ с ПТ-турбинами по варианту 2. При замене ПТУ с турбинами Т вредные выбросы снижаются на 40-65%, а при замещении турбин ПТ - превышают на 15-39% в связи с увеличением

количества сжигаемого топлива на ПК. Наибольший эффект достигается в третьем варианте в результате работы в отопительный период с максимальным отпуском теплоты в КУ и применения схемы с регенератором. При использовании ПГУ для замены паротурбинного оборудования ТЭЦ все рассмотренные варианты обеспечивают положительный эффект. Однако в результате реализации третьего варианта наблюдается увеличение потребления природного газа, рост выбросов загрязняющих веществ в атмосферу будет в 1,8-2,5 раза большим, чем в паротурбинном варианте и связан с выработкой дополнительной энергии на ПГУ. Третий вариант, обладающий наибольшей эффективностью при одинаковой теплофикационной тепловой нагрузке ПТУ и ПГУ, потребует расширения топливного и электрического хозяйства станции. Выбор варианта технического перевооружения определяется особенностями конкретной станции, возможностью ее расширения, экологическими ограничениями. В таблицах 3, 4 приведены экономические показатели вариантов.

Таблица 3

Экономические показатели вариантов замены ПТУ с турбиной Т, параметрами пара 3,5 МПа, 435°С на ГТУ

Наименование показателя и единицы измерения Вариант

1 2 3

1. Интегральный эффект, млд.руб 0,025 0,009 0,08

2. Индекс доходности 1,05 1,02 1,09

3. Срок окупаемости, лет. 7,4 7,6 7,14

4. Внутренняя норма доходности 0,12 0,118 0,15

5. Удельный интегральный эффект, руб/ГДж 2,3 0,82 7,3

Таблица 4 Экономические показатели вариантов замены ПТУ с турбиной Т, параметрами пара 9,0 МПа, 535°С на ПГУ

Наименование показателя и единицы измерения Вариант

1 2 3

1 2 3 4

1. Интегральный эффект, млрд. руб 0,92 0,74 2,36

2. Индекс доходности 1,97 2,24 2,3

3. Срок окупаемости, лет 5,8 5,34 5,3

4. Внутренняя норма доходности 0,26 0,31 0,32

5. Удельный интегральный эффект, руб./ГДж 61,3 49,16 156,8

В четвертой главе «Реконструкция систем теплоснабжения путем демонтажа изношенного паротурбинного оборудования ТЭЦ и передачи тепловой нагрузки на малые ТЭЦ» дана оценка изменения расхода топлива, сжигаемого в городе на различных источниках районных ТЭЦ

(РТ) и в энергосистеме при сооружении малых ТЭЦ (МТ). Годовой расход топлива в городе представим в виде

(21)

- Врт +Вмт*

где В^г.Вмт- годовые расходы топлива РТ и МТ, кг у.т./год; Э|7,Э|?Т -годовое количество электроэнергии, использованное потребителем, выработанное на РТ и МТ,_ кВт-ч/год; т^.т]™1 - КПД транспорта электроэнергии от РТ и МТ; Э^.Э™' - удельные расходы электроэнергии на перекачку сетевой воды от РТ и МТ, отнесенные к отпуску теплоты; 0МГ - теплота, использованная потребителем, выработанная на РТ и МТ; л".ЛкТ - КПД тепловой сети от РТ и МТ; - электрические

КПД РТ и МТ; Опк.Опк ~ отпущенная тепловая энергия от пиковых котлов РТ и МТ, ГДж/год;

Ь

В|-01> _ ßpT

Qn

лГ

ПРТ

где Qn =Qn +QnT> Ppt =77"' Рм

Vtl

Расход топлива в энергосистеме

ъ,„

Лпк

Qn

Рмт

О1 -тТ1 Vn 11 тс-

Умт

('-«Г)

Лпк-

ДЬТ^„ = b с

У|>тРрТаТ УмтРмТат*Г | jl'T Р

Т11>г Что

L + '5мт Рмт '"<ч> „РТ J»q> мт Чтс Чтс

у = -

(22)

(23)

(24)

ДЬТ

*,М1 "Ч' „П -мир МГ I ' t л

'Ire Чтс Чтс J v„

Используя полученные выражения, ниже проведены расчеты b , ^тэс. Ьс,„при изменении доли участия МТ в покрытии суммарной тепловой нагрузки.

Удельные выбросы NOx на источниках теплоты в городе и системе будут определены следующими соотношениями:

йш,™ = bn,p(p„((v,c«;0i+vi.„c»i))+ppT(vic»>)), (25)

M-NOJ.OIC = Ь-пс(Ч.туС'т, ). (26)

где Угад, Vmy, Vm - удельные объемы продуктов сгорания ГПД, энергетическом котле ПТУ и ПК, м3/м3; С™,. С™, С™, - концентрации NOx в продуктах сгорания, мг/м3.

В расчетах приняты исходные данные для энергоустановок с начальными параметрами пара на РТ-3.5 МПа/435°С и 9.0 МПа/535°С, <! =0,95, пй = 0,91 0^=0^=0,78, л?Г=0,89, г)?рМ1 =0,94, Умт=1, п™ =0,38.Результаты расчетов Ьця >ьс,ю от ßM rH 7 приведены на рис. 10,11.

Удельный расход топлива в энергосистеме с ростом рм1 понижается в результате уменьшения расхода топлива на замещаемых станциях энергосистемы. С увеличением соотношения потребления электрической и тепловой энергии (7) доля рмт, соответствующая балансу потребления и, выработки электроэнергии в городе, составляет 0,33-0,5. По величине удельных выбросов оксидов азота баланс выработки и потребления

электроэнергии в городе соответствует доле МТ рмт =0,11-0,22 в зависимости от типа демонтируемой энергоустановки.

а 0.05 !

1 0,03

0. 0,2 0.? 0.4 Рь„ 0,5 0,6 0,7

Имп. Т1Р

Т-0,5 ^ ио^епс

/ /

-""7

------

-»но, г»

у. 0,5 у

Г Г1 ^»«„гиг —к

-т -

■ —1.

0.2 0.3 0.4 0.5 0,6

Й.

0 5 0 6 0.7

Рис. 10. Удельные показатели Рис. 11. Удельные показатели

Ь,оР. Ьс„с • Цмох ,сис . И-м>х.гор от рпри Ьгор, Ьа1С. цсис , цШх 10|1 от (3 при

переменной у для начальных параметров переменной у для

РТ-9.0 МПа/535пС начальных параметров РТ-3.5 МПаУ435°С

Таким образом, доля малых ТЭЦ, на которые передается часть тепловой нагрузки от районной ТЭЦ, по условиям сохранения одинакового уровня электропотребления в городе зависит от соотношения потребления электрической и тепловой энергии в городе и заменяемой установки РТ.

Эффективность передачи части тепловой нагрузки от районной ТЭЦ на малые ТЭЦ рассмотрена по следующему варианту: демонтаж физически изношенного оборудования районной ТЭЦ и передача нагрузки наиболее удаленных потребителей на новые малые ТЭЦ с газопоршневыми двигателями. При этом МТ подключаются к существующим распределительным тепловым сетям.

На РТ предусматривается демонтаж энергоустановки с турбиной Т-25-90 и пикового водогрейного котла суммарной тепловой мощностью 108,6 МВт. Малые ТЭЦ сооружаются на тепловую мощность 100 МВт (с учетом снижения тепловых потерь в сети) с эксплуатацией по тепловому графику. Коэффициент теплофикации МТ принят равным 0,5. Температурный график МТ - 95/70 °С, система теплоснабжения закрытая, место расположения Среднее Поволжье. В экономических расчетах принято: для МТ (в ценах 2011 г.) Сэ =1,8 руб./кВт-ч (при напряжении

10 кВ), С0 =230 руб./ГДж (у потребителя); Ст =2,6 руб./кг у т; н=0,2; Е =0,15; Тсл =25 лет, удельные капиталовложения МТ - 31568 руб./кВт. На основании расчетов получены следующие экономические показатели варианта сооружения МТ: интегральный эффект 2,2 млрд. руб., индекс доходности 3,7, срок окупаемости 4,5 года.

Для оценки влияния стоимостных факторов на величину интегрального эффекта выполнены расчеты, показывающие, что наибольшее влияние на Э„„ оказывает стоимость электрической энергии.

ВЫВОДЫ

1. Разработаны методические положения оценки эффективности замены физически изношенного паротурбинного оборудования городских ТЭЦ на газотурбинные и парогазовые установки, передачи части тепловой нагрузки на малые ТЭЦ с газопоршневыми двигателями.

2. Получены аналитические зависимости для оценки изменения электрической и тепловой мощности, расхода топлива, экономии топлива от теплофикации и вредных выбросов при замене изношенных паротурбинных установок на парогазовые технологии для различных вариантов реконструкции источника.

3. Разработан алгоритм расчета характеристик и показателей эффективности вариантов технического перевооружения ТЭЦ. Исследованиями установлено, что при условиях одинаковой теплофикационной нагрузке нового и заменяемого оборудования электрическая мощность увеличивается в 1,8-3,0 раза, а экономия топлива от теплофикации возрастает вдвое. Удельные выбросы вредных веществ в воздушный бассейн, отнесенные к расходу топлива, снижаются по оксидам азота на 9-12%, по оксидам углерода - на 60-65%.

4. При условиях одинаковой электрической мощности нового и заменяемого оборудования или сохранении постоянным расхода топлива на ТЭЦ теплофикационная мощность установки снижается до 0,15-0,6 по сравнению с паротурбинным вариантом, увеличивая нагрузку пиковых котлов. При этом уменьшается экономия топлива от теплофикации до 0,20,7 по сравнению с паротурбинным вариантом в связи с увеличением удельной выработки энергии на тепловом потреблении у новых установок. Удельные выбросы вредных веществ, при замене ПТУ на ГТУ и ПГУ снижаются по оксидам азота на 3-8% и оксидам углерода 30-60%.

5. Определены показатели эффективности вариантов замены физически изношенного паротурбинного оборудования 12-25 МВт начальными параметрами пара 3,5-9,0 МПа / 435-535 °С на современные ГТУ и ПГУ. В зависимости от варианта технического перевооружения интегральный эффект изменяется в пределах 0,09-2,7 млрд. руб., индекс доходности - 1,04-2,3 , срок окупаемости - 3.2-6,4 года.

6. Выполнено технико-экономическое сравнение комбинированной и раздельной схем энергоснабжения потребителей в условиях применения

6. Выполнено технико-экономнческое сравнение комбинированной и раздельной схем энергоснабжения потребителей в условиях применения газопоршневых, газотурбинных и парогазовых установок, различной величине электрической и тепловой мощности при использовании в раздельной схеме электростанций с ПТУ и ПГУ на газообразном и твердом топливе. Применение комбинированной схемы энергоснабжения с различными типами установок обеспечивает прирост удельного эффекта в размере 20-110 руб./ГДж.

7. Рассмотрена эффективность вывода изношенного оборудования ТЭЦ из эксплуатации и передача части тепловой нагрузки станции на малые ТЭЦ с газопоршневыми двигателями, размещаемых в удаленных от источника районах. Доля малых ТЭЦ по условиям обеспечения баланса выработки и потребления электроэнергии в городе изменяется в пределах 0,11 -0,22 в зависимости от типа заменяемой турбины ТЭЦ.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

Публикации в изданиях, рекомендованных перечнем ВАК РФ

1. Вдовенко И.А. Сравнительный анализ вариантов реконструкции систем теплоснабжения городов / Ю.Е.Николаев, И.А. Вдовенко // Промышленная энергетика. 2009. №11. С. 5-9.

2. Вдовенко И.А. Эффективность комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на дизельных, газотурбинных и парогазовых ТЭЦ / Ю.Е. Николаев, И.А. Вдовенко // Промышленная энергетика. 2010. №12. С. 43-48.

3. Вдовенко И.А. Методика выбора варианта реконструкции паротурбинных ТЭЦ с физически изношенным оборудованием / Ю.Е.Николаев, И.А. Вдовенко // Вестник Саратовского государственного технического университета. 2011. №3. С. 46-52.

Публикации в других изданиях

1. Вдовенко И.А. Методика анализа изменения стоимости теплоты / Ю.Е.Николаев, И.А Вдовенко // Молодые ученые - науке и производству: материалы конференции молодых ученых. Саратов: СГТУ, 2008. С. 155-157.

2. Вдовенко И.А. Методические подходы к разработке математической модели выбора варианта реконструкции городских ТЭЦ / Ю.Е.Николаев, И.А. Вдовенко // Математические методы в технике и технологиях ММТТ 23: материалы XXIII Междунар. науч. конф. Саратов, 2010. С.92 -94.

3. Вдовенко И.А. Методика оценки изменения расхода топлива при реконструкции городских систем теплоснабжения / Ю.Е. Николаев, И.А. Вдовенко // Проблемы энерго- и ресурсосбережения: сб. науч. трудов. Саратов: СГТУ, 2010. С. 153-157.

4. Вдовенко И.А. Обоснование вариантов реконструкции городских ТЭЦ с использованием газотурбинных технологий / Ю.Е.Николаев, И.А.Вдовенко // Ресурсоэнергосбережение и эколого-энергетическая безопасность промышленных городов: материалы Третьей Всерос. науч.-практ. конф. ученых / Филиал «МЭИ (ТУ)» в г. Волжском. Волжский, 2010. С. 54-58.

5. Вдовенко И.А. Математическая модель реконструкции действующих теплоэлектроцентралей / Ю.Е. Николаев, И.А. Вдовенко // Математические методы в технике и технологиях ММТТ 24: материалы XXIV Междунар. науч. конф. 2011.С. 23-25.

6. Вдовенко И.А. Повышение эффективности городских ТЭЦ заменой паротурбинного оборудования на газотурбинное / Ю.Е. Николаев, И.А. Вдовенко, И.А. Москаленко // "Проблемы теплоэнергетики и пути их решения: материалы Междунар. конф. Саратов: СГТУ, 2011. С. 46-52.

Подписано в печать 17.10.11 Формат60х84 1/16

Бум. офсет. Усл. печ. л. 1,0 Уч.-нзд. л. 1,0

Тираж 100 экз. Заказ 261 Бесплатно

Саратовский государственный технический университет

410054, Саратов, Политехническая ул., 77 Отпечатано в Издательстве СГТУ. 410054, Саратов, Политехническая ул., 77 Тел.: 24-95-70; 99-87-39, e-mail: izdat@sstu.ru

Введение

ГЛАВА 1 ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДОВ, ВЫБОР НАПРАВЛЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Современное состояние и перспективы развития систем теплоснабжения в Российской Федерации

1.2 Особенности энергопотребления городов, анализ масштабов и графиков расхода энергоносителей

1.3 Обзор литературных источников по повышению эффективности источников и систем теплоснабжения

1.4 Цель и задачи исследования

ГЛАВА 2 МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСТОЧНИКОВ И СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

2.1 Критерии энергетической и экономической эффективности ТЭЦ в системах энергоснабжения

2.2 Обеспечение надежности и защиты окружающей среды при исследовании источников и систем теплоснабжения

2.3 Разработка аналитических зависимостей для расчета изменения электрической и тепловой мощности, расхода топлива, массовых выбросов вредных веществ и достигаемой экономии от теплофикации при замене ПТУ на ГТУ и ПТУ

2.4 Алгоритм расчета показателей эффективности замены физически изношенного оборудования ТЭЦ

2.4.1 Сооружение газотурбинных установок

2.4.2 Строительство парогазовых установок

ГЛАВА 3 ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАМЕНЫ ФИЗИЧЕСКИ ИЗНОШЕННОГО ПАРОТУРБИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ НА ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ

3.1 Оценка эффективности комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на газопоршневых, газотурбинных и парогазовых ТЭЦ

3.2 Расчеты экономических показателей вариантов замены ПТУ на ГТУ

3.3 Расчеты экономических показателей вариантов замены ПТУ на ПГУ

ГЛАВА 4 РЕКОНСТРУКЦИЯ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПУТЕМ ДЕМОНТАЖА ИЗНОШЕННОГО ПАРОТУРБИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ И ПЕРЕДАЧИ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ НА МАЛЫЕ ТЭЦ

4.1 Оценка изменения расхода топлива и выбросов вредных веществ при реконструкции городских систем теплоснабжения

4.2 Анализ изменения стоимости транспорта теплоты в системах теплоснабжения

4.3 Эффективность передачи части тепловой нагрузки от районных

ТЭЦ на малые ТЭЦ

Выводы

Актуальность работы. В качестве важнейших задач текущего момента развития энергетики страны является надежное, качественное и экологически безопасное энергоснабжение потребителей на основе внедрения новых прогрессивных видов техники и технологий, эффективного функционирования и развития энергетической системы. Особое место в решении этих задач отводится дальнейшему совершенствованию источников и систем электро- и теплоснабжения.

Существующие системы энергоснабжения городов, базирующиеся на крупных паротурбинных ТЭЦ, постепенно деградируют в результате увеличения количества физически и морально изношенного оборудования, замедления темпов технического перевооружения станций и сетей с использованием передовых технологий, что вызывает снижение надежности энергоснабжения, приводит к увеличению затрат на ремонтное обслуживание и, как следствие, к росту тарифов на энергоносители. Объективно обусловленное удорожание теплоты, отпускаемой от ТЭЦ, а также низкая стоимость газа привели к тому, что в настоящее время сложилась устойчивая тенденция к сооружению промышленными предприятиями, коммунальным сектором собственных котельных и отказу от тепловой энергии ТЭЦ. При этом около 3 млн. кВт мощности турбин с противодавлением простаивают и переведены в резерв из-за отсутствия тепловых нагрузок. При выводе оборудования в резерв электростанции несут дополнительные материальные затраты.

Отказ от комбинированной выработки теплоты и электроэнергии в пользу раздельной схемы приводит, как правило, к увеличению расхода топлива в системе энергоснабжения, ухудшает экологическую обстановку в городах и населенных пунктах Российской Федерации.

В сложившихся условиях необходимо находить рациональные и эффективные решения по организации энергоснабжения потребителей. Перспективными здесь являются реконструкция и модернизация источников и систем энергоснабжения с использованием передовых технологий, обеспечивающих минимизацию финансовых ресурсов, повышение энергетической и экономической эффективности. На существующих ТЭЦ целесообразна замена изношенного паротурбинного оборудования на газотурбинные и парогазовые установки, а при высокой степени централизации теплоснабжения возможна передача части тепловой нагрузки на строящиеся малые ТЭЦ с газопоршневыми и газотурбинными двигателями. Малые ТЭЦ (МТ), которые нашли широкое применение за рубежом в качестве пиковых и полупиковых источников электрической энергии, в российских условиях имеют ограниченное применение по причине отсутствия в стране законодательной и нормативно-правовой базы функционирования независимых производителей электрической и тепловой энергии, работающих параллельно с энергоснабжающими организациями на региональном энергетическом рынке. Однако использование МТ позволяет получить заметную экономию топлива, повысить эффективность систем энергоснабжения.

Работа выполнена в рамках научного направления Проблемной научно-исследовательской лаборатории теплоэнергетических установок электростанций и систем энергоснабжения СГТУ в соответствии с межвузовской научно-технической программой основного научного направления развития науки и техники Российской Федерации «Топливо и энергетика», федеральной программой фундаментальных исследований по направлению «Физико-технические проблемы энергетики» (раздел «Фундаментальные проблемы энергосбережения и эффективного использования топлива».

Объектом исследования являются источники комбинированного энерго-и теплоснабжения, передовые технологии их усовершенствования, обеспечивающие прирост экономической эффективности.

Целью исследования является повышение тепловой и экономической эффективности городских ТЭЦ с физически изношенным паротурбинным оборудованием путем внедрения газотурбинных и парогазовых технологий.

В соответствии с целью определены основные задачи исследования:

Разработка алгоритма расчета характеристик и показателей эффективности вариантов замены изношенного паротурбинного оборудования ТЭЦ на газотурбинное и парогазовое.

2.Оценка экономической эффективности комбинированной схемы энергоснабжения с различными источниками в условиях нового строительства по сравнению с раздельной при использовании природного газа и твердого топлива.

3.Определение экономических показателей вариантов замены ПТУ на ГТУ и ПГУ.

4.Разработка методики определения доли малых ТЭЦ по балансу выработки и потребления электрической энергии в городе.

5.Определение показателей эффективности передачи части тепловой нагрузки от районных ТЭЦ на малые ТЭЦ с газопоршневыми двигателями.

Научная новизна диссертации заключается в следующем:

1.Получены соотношения расхода топлива, электрической и тепловой мощности, массовых выбросов вредных компонентов и экономии топлива при различных вариантах замены изношенного паротурбинного оборудования городских ТЭЦ на газотурбинные и парогазовые установки.

2.Разработан алгоритм расчета характеристик и показателей эффективности реконструкции городских ТЭЦ.

3.Выполнена оценка экономической эффективности комбинированной схемы энергоснабжения потребителей при использовании на ТЭЦ газотурбинных, газопоршневых и парогазовых установок в условиях нового строительства по сравнению с раздельной и применении в последней природного газа и твердого топлива.

4.Разработана методика определения доли малых ТЭЦ по балансу выработки и потребления электрической энергии в городе.

5.Разработаны рекомендации по совершенствованию городских источников тепло- и электроснабжения.

Практическая ценность результатов работы заключается в использовании методических положений для выбора рационального варианта технического перевооружения городских ТЭЦ путем замены изношенного паротурбинного оборудования на газотурбинные и парогазовые установки, передачи части тепловой нагрузки городской ТЭЦ на малые ТЭЦ. Результаты исследования использованы в учебном процессе кафедры теплоэнергетики СГТУ при чтении курса «Источники и системы теплоснабжения», организации научно-исследовательской работы аспирантов и студентов, в дипломном проектировании.

Внедрение методических разработок, рекомендаций в проектную практику позволит повысить эффективность источников систем энергоснабжения, поможет выбрать наиболее эффективные направления их преобразования.

На защиту выносятся: методические положения расчета эффективности технического перевооружения ТЭЦ с использованием газотурбинных и парогазовых технологий в системе энергоснабжения; алгоритм расчета характеристик и показателей эффективности замены физически изношенного оборудования ТЭЦ; результаты расчетно-теоретических исследований по определению эффективности комбинированной схемы энергоснабжения, вариантов замены оборудования паротурбинных ТЭЦ.

Достоверность результатов и выводов обеспечивается использованием методологии системных исследований в энергетике, фундаментальных законов технической термодинамики, теплопередачи и теории надежности систем энергетики, применением широко апробированных методик расчета энергетических установок, апробацией полученных результатов и их хорошей сходимостью с подобными результатами других авторов.

Апробация работы. Материалы, вошедшие в диссертацию, докладывались и обсуждались на научных конференциях и семинарах Саратовского государственного технического университета в 2007-2011 гг. (Саратов), на конференции молодых ученых «Молодые ученые-науке и производству» (Саратов, 2007), на Международной научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения» (Саратов, 2008, 2009), на Международной научной конференции «Математические методы в технике и технологиях» (Саратов, 2008, 2011), Третьей Всероссийской научно-практической конференции «Ресурсо-энергосбережение и эколого-энергетическая безопасность промышленных городов» (Волжский, 2010).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 9 печатных работах, из них 3 статьи в изданиях по рекомендуемому списку ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и списка использованной литературы. Общий объем 133 стр., включая 33 рисунка и 24 таблицы. Список литературы содержит 136 наименований, в том числе 16 иностранных и 6 электронных адресов сайтов Интернета.

ВЫВОДЫ

1. Разработаны методические положения оценки эффективности замены физически изношенного паротурбинного оборудования городских ТЭЦ на газотурбинные и парогазовые установки, передачи части тепловой нагрузки на малые ТЭЦ с газопоршневыми двигателями.

2. Получены аналитические зависимости для оценки изменения электрической и тепловой мощности, расхода топлива, экономии топлива от теплофикации и вредных выбросов при замене изношенных паротурбинных установок на парогазовые технологии для различных вариантов реконструкции источника.

3. Разработан алгоритм расчета характеристик и показателей эффективности вариантов технического перевооружения ТЭЦ. Исследованиями установлено, что при условиях одинаковой теплофикационной нагрузки нового и заменяемого оборудования электрическая мощность увеличивается в 1,8-3,0 раза, а экономия топлива от теплофикации возрастает вдвое. Удельные выбросы вредных веществ в воздушный бассейн, отнесенные к расходу топлива, снижаются по оксидам азота на 9-12%, по оксидам углерода на 6065%.

4. При условиях одинаковой электрической мощности нового и заменяемого оборудования или сохранении постоянным расхода топлива на ТЭЦ теплофикационная мощность установки снижается до 0,15-0,6 по сравнению с паротурбинным вариантом, увеличивая нагрузку пиковых котлов. При этом уменьшается экономия топлива от теплофикации до 0,2-0,7 по сравнению с паротурбинным вариантом в связи с увеличением удельной выработки энергии на тепловом потреблении у новых установок. Удельные выбросы вредных веществ при замене ПТУ на ГТУ и ПТУ снижаются по оксидам азота на 3-8% и оксидам углерода 30-60%.

5. Определены показатели эффективности вариантов замены физически изношенного паротурбинного оборудования 12-25 МВт начальными параметрами пара 3,5-9,0 МПа/ 435-535 °С на современные ГТУ и ПГУ. В зависимости от варианта реконструкции интегральный эффект изменяется в пределах 0,09-2,7 млрд. руб, индекс доходности 1,04-2,3, срок окупаемости 3.2-6,4 года.

6. Выполнено технико-экономическое сравнение комбинированной и раздельной схем энергоснабжения потребителей в условиях применения газопоршневых, газотурбинных и парогазовых установок, различной величины электрической и тепловой мощности при использовании в раздельной схеме электростанций с ПТУ и ПГУ на газообразном и твердом топливе. Применение комбинированной схемы энергоснабжения с различными типами установок обеспечивает прирост удельного эффекта в размере 20-110 руб/ГДж.

7. Рассмотрены эффективность вывода изношенного оборудования ТЭЦ из эксплуатации и передача части тепловой нагрузки станции на малые ТЭЦ с газопоршневыми двигателями, размещаемых в удаленных от источника районах. Доля малых ТЭЦ по условиям обеспечения баланса выработки и потребления электроэнергии в городе изменяется в пределах 0,11-0,22 в зависимости от типа заменяемой турбины ТЭЦ.

1. Семикашев В.В. Потребление тепловой энергии населением России / В.В Семикашев // Проблемы прогнозирования. 2010. №4. С. 73-86 Электронный ресурс. URL: http://www.ecfor.ru (дата обращения: 11.12.2010)

2. Концепция применения и основные технические решения типового ряда мини-ТЭЦ / Г.Я Вагин, А.Б Лоскутова, Е.Б. Солнцев, А.Г. Воеводин, E.H. Соснина, A.M. Мамонов, A.A. Петров // Промышленная энергетика. 2010. №7. С. 2-6.

3. Байбаков С.А. Анализ современного состояния ТЭЦ / С.А. Байбаков. // Проблемы теплофикации. Опыт и перспективы: сб. докл. науч.-техн. конф. к 100 летию Е.Я. Соколова / ОАО РАО ЕС России, 2006. С. 13-17.

4. Реутов Б.Ф. Национальный доклад «Теплоснабжение Российской федерации. Пути выхода из кризиса» / Б.Ф.Реутов // Экологические системы. 2005. №6. С. 12-17.

5. Ковылянский Я.А. Развитие теплофикации в России / Я.А. Ковылянский // Теплоэнергетика. 2000. №12. С. 7-11.

6. Щеглов А.Г. Стратегия обновления и развития тепловых электростанций на территории России /А.Г. Щеглов. М.: ОАО «Стройиздат», 2007. 216 с.

7. Способы учета экологических факторов при определении эффективности ТЭЦ / А.И. Попов, А.И. Шупарский, Н.В. Голубь и др. // Изв. вузов. Энергетика. 1989. №3. С. 69-73.

8. Андрющенко А.И. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций / А.И. Андрющенко, Р.З Аминов. М.: Высшая школа, 1983. 255 с.

9. Хрилев JI.C. Социально экономические основы и направления развития теплофикации / JI.C. Хрилев // Теплоэнергетика. 2005. №2. С. 9-17.

10. Некоторые аспекты энергоснабжения в системах централизованного теплоснабжения / Е.М. Шмырев, Л.Д. Сатанов // Энергетик. 1998. №9. С. 5-7.

11. Концепция развития теплоснабжения в России, включая коммунальную энергетику, на среднесрочную перспективу Электронный ресурс. URL:http://escoecosys.narod.m (дата обращения: 11.08.2010)

12. Зингер Н.М. Развитие теплофикации в России / Н.М. Зингер // Электрические станции. 1999. №10 С. 2-8.

13. Андрющенко А. И. Комбинированные системы теплоснабжения // Теплоэнергетика. 1997. №3. С. 2-6.

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

15. Ольховский Г.Г. Энергетические ГТУ за рубежом / Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1992. №9. С. 70-74.

16. Тепловые электрические станции / В.Д. Буров, Е.В. Дорохов, Д.П. Елизаров и др. М.: МЭИ, 2007. 466 с.

17. Саламов A.A. Опыт применения ТЭС с дизельными и газовыми двигателями в ряде стран / A.A. Саламов // Теплоэнергетика. 2007. №2. С.76-78.

18. Ревизии Б.С. О роли теплофикации и о развитии энергетических ГТУ в новых условиях / Б.С. Ревизии // Газотурбинные технологии. 2007. №6 С 21-26

19. Фаворский О.Н. Выбор тепловой схемы и профиля отечественной мощной энергетической ГТУ нового поколения и ПГУ на ее основе. О разделении расхода топлива и формирование тарифов на ТЭЦ / О.Н. Фаворский, B.JI. Полищук // Теплоэнергетика. 2010. №2. С. 2-6.

20. Проект государственной программы энергосбережения в Российской федерации на 2010 2011 гг. URL: http://www.miriprorn.gov.ru (дата обращения: 22.01.2010)

21. Шавров Э.Н. О мировой практике реформирования электроэнергетики / Э.Н. Шавров // Электрика. 2002. №7.С.6-9.

22. Доронин М.С. К выбору типа децентрализованных источников энергоснабжения / М.С. Доронин, Г.С. Котляренко // Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплекса: сб. науч. тр. Вып. 4. Саратов: СГТУ, 2006. С. 100-108.

23. Филиппов С.П. Малая энергетика в России / С.П. Филиппов // Теплоэнергетика. 2009. №8.С. 38-44.

24. Андрющенко А.И. Парогазовые установки электростанций / А.И. Анд-рющенко, В.Н. Лапшов. М.: Энергия, 1965. 248 с.

25. Неуймин В.М. Достоинства и недостатки одно и многовальных парогазовых установок / В.М. Неуймин, B.C. Рабенко // Надежность и безопасность энергетики. 2009. №3. С.39-47.

26. Зарянкин А.Е. Термодинамические основы перехода к ПГУ с паротурбинным приводом компрессоров / А.Е. Зарянкин, А.Н Рогалев, C.B. Арианов // Тяжелое машиностроение. 2010. №12. С. 2-5.

27. Пуск энергоблока ст.№4 ПГУ-450 Южной ТЭЦ ОАО «ТГК-1 Электронный ресурс. URL: http://www.ia.ru/news.php (дата обращения: 12.02.2009)

28. Теплоэнергетика Электронный ресурс. URL: http://www.energyland.ru (дата обращения: 11.08.2010)

29. Жарков C.B. Перспективы отопительных ТЭЦ России / C.B. Жарков //

30. Теплоэнергетика. 2007. №1. С. 11-15.

31. Батенин В.М. Применение ПТУ на ТЭЦ / В.М. Батенин // Теплоэнергетика. 2008. №12. С. 39-43.

32. Ильин Е.Т. Основные принципы реконструкции и модернизации Электронный ресурс. / Е.Т. Ильин URL: http://www.combienergy.ru (дата обращения: 12.10.2010)

33. Газогенераторные технологии в энергетике / A.B. Зайцев, А.Ф. Рыжков, В.Е. Силин и др; под ред. А.Ф. Рыжкова. Екатеринбург: «Сократ», 2010. 611 с.

34. Хрилев JI.C. Развитие теплофикации в рыночных условиях с учетом формирования электрического и топливно-энергетического балансов страны / J1.C. Хрилев, М.С. Воробьев, Г.П. Кутовой // Теплоэнергетика. 1994. №12. С. 10-16.

35. Дьяков А.Ф. Перспективы использования газовых турбин в электроэнергетике России / А.Ф. Дьяков // Энергетик. №2. 2003. С.8-10

36. Рысаков С.А. Проблемы внедрения парогазовых турбин в России / С.А. Рысаков // Энергосистема. 2009. №7. С. 11-16.

37. Государственный доклад «О состоянии и об охране окружающей среды Российской Федерации в 2008 году». Москва, 2009. 489 с.

38. Доклад «О состоянии и об охране окружающей среды Саратовской области в 2008 году». Саратов, 2009. 210 с.

39. Доброхотов В.И. Теплофикация: проблемы и возможности реализации в современных условиях / В.И. Доброхотов, Ю.А. Зейгарник // Теплоэнергетика. 2007. №1. С.9-10.

40. Кудинов A.A. Парогазовые установки тепловых электрических станций: учебное пособие / A.A. Кудинов Самара: СамГТУ, 2009. 116 с.

41. Николаев Ю.Е. Моделирование и оптимизация систем теплоснабжения с газотурбинными и парогазовыми ТЭЦ / Ю.Е. Николаев, И.А Вдовенко // Инновации и актуальные проблемы техники. Саратов. СГТУ, 2009. С.216.218.

42. Щеглов А.Г. Влияние научно технического прогресса на повышение эффективности производства электроэнергии и тепла / А.Г. Щеглов // Теплоэнергетика. 1993. №4. С. 6-13.

43. Аршакян Д.Т. Оптимизация теплоснабжающей системы в различных климатических условиях / Д.Т. Аршакян. Ереван: Айастан, 1980. 284 с.

44. Андрющенко А.И. Основы проектирования энерготехнологических установок электростанций / А.И. Андрющенко, А.И. Попов. М.: Высшая школа, 1980. 238 с.

45. Эффективность газотурбинных и парогазовых ТЭЦ малой мощности: автореф. дис. . канд. техн. наук. / Д.А. Андреев. Саратов: СГТУ, 1999. 19 с.

46. Справочник по проектированию электроснабжения / под. ред. Ю.Г. Ба-рыбина. М.: Энергоатомиздат, 1990. 369 с.

47. Николаев Ю.Е. Методика анализа изменения стоимости теплоты / Ю.Е. Николаев, И.А. Вдовенко // Материалы конференции молодых ученых. Саратов: СГТУ, 2008. С. 155-157.

48. Андрющенко А.И. Новый этап развития теплофикации / А.И. Андрющенко // Энергия: Экономика, техника, экология. 2000. №4. С. 7-11.

49. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети / Е.Я. Соколов. М.: МЭИ, 1999. 472 с.

50. Андрющенко А.И. Теплофикационные установки и их . использование / А.И. Андрющенко, Р.З. Аминов, Ю.М. Хлебалин. М.: Высшая, школа, 1989. 256 с.

51. Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями: монография / П.А. Щинников, Г.В. Ноздренко, В.Г. Томилов и др. Новосибирск: НГТУ, 2005. 528 с.

52. Андрющенко А.И. К методике комплексной оптимизации теплофикационных энергоустановок и систем / А.И. Андрющенко // Мат. межвуз. научн. сем. по проблемам теплоэнергетики. Саратов: СГТУ, 1996. С. 5-9.

53. Исследование систем теплоснабжения / JI.C. Попырин, К.С. Светлов, Г.М. Беляева и др. М.: Наука, 1989. 215 с.

54. Качан А.Д. Разработка методов анализа показателей топливоиспользо-вания, оптимизация режимов и технологических схем ТЭЦ с целью повышения их системной эффективности. : автореф. дис. . д-ра. техн. наук / А.Д. Качан. М.: МЭИ, 1992. 40 с.

55. Мелентьев JI.A. Системные исследования в энергетике / JI.A. Мелентьев. М.: Наука, 1979.415 с.

56. Работа ТЭЦ в объединенных энергосистемах / Е.А. Волкова, И.М. Воль-кенау, М.И. Гитман и др; под ред. В.П. Корытникова. М.: Энергия, 1976. 316с.

57. Лапир М.А. Котельные на крыше, и не только / М.А. Лапир, М.А. Маев-ский, Б.А. Глодский // Энергосбережение. 1996. №12. С. 6-7.

58. Аристархов Д.В. Перспективы развития децентрализованного теплоснабжения в России / Д.В. Аристархов, H.H. Егоров, В.Н. Самотохин // Изв. Акад. пром. экологии. 1997. №2. С. 58-60.

59. Разработка научных основ энергосбережения и эффективного использования топлив в теплоэнергетических комплексах и системах: Отчет о НИР / Сарат. гос. техн. ун-т (СГТУ): руководитель А.И. Андрющенко. N Гр. 01970004691. Саратов, 1997. 67 с.

60. Дубинин А.Б. Способы повышения энергетической эффективности газотурбинных ТЭЦ / А.Б. Дубинин // Повышение эффективности и надежности теплоэнергетического оборудования, систем и комплексов: меж-вуз. науч. сб. Саратов: СГТУ, 1996. С. 61-71.

61. Загорский В.А. Повышение эффективности ГТУ на базе авиационных ГТД и их использование для децентрализованной выработки различных видов энергии: дисс. . д-ра. техн. наук / В.А. Загорский. Саратов, 1997. 310 с.

62. Попырин J1.C. Надежность парогазовых установок / JI.C. Попырин, Ю.Ю. Штромберг, М.Д. Дильман // Теплоэнергетика. 1999. №7. С. 50-53.

63. Патрикеев М.Ю. Оптимальное использование малых промышленных ТЭЦ на базе авиационных ГТД: дис. . канд. техн. наук / М.Ю. Патрикеев. Саратов, 2000. 105 с.

64. Петрушкин А.В. Эффективность комбинированных систем теплоснабжения: дис. канд. техн. наук / А.В. Петрушкин. Саратов, 1998. 108 с.

65. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М.: Информэлектро, 1994. 80 с.

66. Жарков С.В. Как оценить эффективность энергоснабжения / С.В. Жарков // Энергетик, №8. 2008. С.4-11.

67. Совершенствование методики расчетов эффективности систем теплофикации городов / А.И. Андрющенко, Ю.Е. Николаев, Е.А. Ларин, В.Н. Осипов / Вестник Саратовского государственного технического университета. 2008. №1(31). Вып. 2. С. 111-117.

68. Хлебалин Ю.М. Теплофикация и второй закон термодинамики / Ю.М. Хлебалин // Промышленная энергетика. 2009. №10. С. 43-48.

69. Хлебалин Ю.М. Современная парадигма теплофикации / Ю.М. Хлебалин // Промышленная энергетика. 2009. №12. С. 35-40.

70. Андрющенко А.И. О разделении расхода топлива и формирование тарифов на ТЭЦ / А.И. Андрющенко // Теплоэнергетика. 2004. №8. С. 77-78.

71. Хлебалин Ю.М. Некоторые парадоксы теплофикации / Ю.М. Хлебалин // Промышленная энергетика. 2002. №4. С.9-12.

72. Хлебалин Ю.М. Пути повышения эффективности паротурбинных ТЭЦ /

73. Ю.М. Хлебалин // Промышленная энергетика. 2004. №12. С. 5-8.

74. Киселев Г.П. О тепловой эффективности Теплоэлектроцентралей / Т.П. Киселев, H.JL Астахов // Энергетик. 2006. №3. С. 10-13.

75. Стерман JI.C. Сопоставление эффективности комбинированного и раздельного способов производства тепла и электроэнергии / JI.C. Стерман С.Г. Тишин, A.A. Хараим // Теплоэнергетика. 1996. №2. С. 34-38.

76. Fernwärmeversorgung in Deutschland // Brennstoffspiegel. 2000. №7. S.5.

77. Sprenger F. Der wirtschaftliche Einsatz von Blokheizkraftwerken / F Sprenger // Technische Public Relations Buderus Heiztechnik GmbH. TaB. Techn. Ban. 2000, №8. S.37-42.

78. Stall scale Cogeneration some critical issuens // Eur. Power News. 1998. 23. №4. h.21.

79. Fernwärme mit Erdgas // Kommunalwirtschaft. 1997. №7. S.370-371.

80. Kitte F. Energieversorgung in Wandel: 40 Jahre Fernwärmevtrsorgung der Steag / F. Kitte // Eueroheat and Power: Fernwarme int. 1998. 27. №1-2. S.22-24.

81. Zschernig J. Chancen dezentraler Technologien im Kraftwerksmix. XXXIV. Kraftwerkstechnisches Kolloquium. Dresden, 24-25.09.2002, H.l. S.5-16.

82. Stall scale Cogeneration some critical issuens // Eur. Power News. 1998. 23. №4. h.21.

83. Böhm G. Kraft-Wärme-Kopplung mit dem Blockheizkraftwerk / G. Böhm // Heizung, Luftung /Klima, Haustechn. 1997. №11. S.22-23.

84. Barroyer P. La cogènèration pour Ja production décentralisée d'énergie / P. Barroyer // Rev. gen. nucl. 2000. №1. S.30-35.

85. Kemhf C. Les centrales électrigues â cycle combiné / C. Kemhf //Rev. gen. nucl. 2000. №1. S.25-29.

86. Where the byproduct is heat // Eur. Power News. 1998. 23. №3. S.16-18.

87. Ambitions pilot program gets under way in Finland // Power. 1998. 142. №4. p.4-8.

88. Heikkinen J., Mäkelä J. Pre Energy plants are gaining in popularity / J. Heik-kinen, J. Mäkelä // Mod. Power Syst. 1996. 16. №4. S.63-67.

89. Ольховский Г.Г. Газотурбинные установки и проблема вредных выбросов в атмосферу / Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2003. №8. С. 7378.

90. Николаев Ю.Е. Научно-технические проблемы совершенствования теплоснабжающих комплексов городов / Ю.Е. Николаев. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2002. 88 с.

91. Волкова Е.А. Эффективность некрупных коммунально-бытовых ТЭЦ и рациональные области их применения / Е.А. Волкова, Т.Г Панкрушина, B.C. Шульгина // Электрические станции. 2010. №7. С.2-10.

92. Aquarins disign recovers water from exhaust for steam injection / V. De Biasi // Gas Turbine World. 2000. №2. S. 14-17.

93. Степанов И.Р. Котлы с предвключенными газотурбинными установками / И.Р. Степанов // Теплоэнергетика. 1995. №4. С. 41-43.

94. Степанов И.Р. Парогазовые установки. Основы теории, применение и перспективы / И.Р. Степанов. Апатиты: Кольский научный центр РАН, 2000. 169 с.

95. Цанев С.Б. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / С.Б. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов. М.: МЭИ, 2002. 584 с.

96. Пешков Л.И. Анализ современного состояния использования отечественных газотурбинных технологий в электроэнергетике / Л.И. Пешков // Применение газотурбинных двигателей НК в электроэнергетики. Самара: TV-npecc, 2004. С. 61-85.

97. Баринберг Г.Д. Об основных направлениях развития теплофикации и теплофикационного турбостроения в России / Г.Д. Баринберг, В.В. Кор-тенко, A.A. Чубаров // Теплоэнергетика. 2001. №11. С. 7-12.

98. Баринберг Г.Д. Повышение эффективности теплофикационных турбин на действующих ТЭЦ / Г.Д. Баринберг // Теплоэнергетика. 1997. №7. С.11.15.

99. Баринберг Г.Д. Повышение эффективности промышленно-отопительных ТЭЦ при снижении или прекращении отпуска технологического пара / Г.Д. Баринберг, В.В. Кортенко // Теплоэнергетика. 2000. №2. С. 11-14.

100. Повышение тепловой мощности ТЭЦ на газовом топливе / Ю.М. Хлеба-лин, Ю.Е. Николаев, Ю.В. Мусатов и др. // Промышленная энергетика. 1995. №3. С. 42-43.

101. Повышение маневренности ТЭЦ с теплофикационными экономайзерами энергетических котлов / Ю.М. Хлебалин, Ю.Е. Николаев, Ю.В Мусатов и др. // Электрические станции. 1997. №3. С. 21-24.

102. Хлебалин Ю.М. Малозатратные технологии модернизации действующих ТЭЦ / Ю.М. Хлебалин // Промышленная энергетика. 2000. №9. С. 29-34.

103. Стенников В.А. Методы комплексного преобразования систем централизованного теплоснабжения в новых экономических условиях: авто-реф. дис. . д-ра. техн. наук / В.А. Стенников. Иркутск: СО РАН, 2002. 50 с.

104. Аминов Р.З. Некоторые особенности и эффективность теплоснабжения города Балаково от АЭС / Р.З. Аминов, М.К. Крылов // Проблемы совершенствования топливно-энергетического комплекса: сб. науч. трудов. Саратов: Сарат. гос. ун-т, 2001. С. 24-33.

105. Андрющенко А.И. Эффективность использования низкопотенциальной теплоты загородных КЭС / А.И. Андрющенко // Изв. вузов. Энергетика. 1994. №Ц-12. С.101-104.

106. Децентрализованное комбинированное производство тепла и электроэнергии в Дании // SAVE / Copenhagen, 1993. Nov. 56 с.

107. Обоснование направлений развития пылеугольных ТЭЦ с новыми ресурсосберегающими технологиями / В.Г. Томилов, П.А. Шинников, Г.В. Ноздренко и др. Новосибирск: Наука, 2000. 152 с.

108. Батенин В.М. О некоторых нетрадиционных подходах к разработке стратегии развития энергетики России / В.М. Батенин, В.М. Масленников // Теплоэнергетика. 2000. №10. С. 5-13.

109. Длугосельский В.И. Эффективность использования в теплофикации газотурбинных и парогазовых технологий / В.И. Длугосельский, A.C. Зем-цов // Теплоэнергетика. 2000. №12. С. 3-6.

110. Дьяков А.Ф. Перспективные направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике России / А.Ф. Дьяков, Л.С. Попы-рин, О.Н.4Фаворский // Теплоэнергетика. 1997. №2. С. 59-64.

111. Проблемы технического перевооружения Энергопредприятий РАО «ЕЭС России» и пути их решения / А.Н. Ремезов, A.A. Романов, Ю.П. Косинов и др. // Электрические станции. 2000. №1. С. 55-59.

112. Анализ эффективности модернизации по парогазовому циклу действующих ТЭЦ / Я.М. Абугов, В.А Корнеев, В.А. Понятов, Ю.М. Хлеба-лин // Теплоэнергетика. 1967. №5. С. 19-26.

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

114. Николаев Ю.Е. Сравнительный анализ вариантов реконструкции систем теплоснабжения городов / Ю.Е. Николаев, И.А. Вдовенко // Промышленная энергетика. 2009. №11. С. 5-9.

115. Денисов В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике. Методы экономического сравнения вариантов / В.И. Денисов. М.: Энергоатомиз-дат, 1985.216 с.

116. Вдовенко И.А. Методика выбора варианта реконструкции паротурбинных ТЭЦ с физически изношенным оборудованием / Ю.Е. Николаев, И.А. Вдовенко // Вестник Саратовского государственного технического университета. 2011. №3. С.46-52.

117. Соколов A.A. Системная эффективность отопительных ПТУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения: автореф. дис. . канд. техн. наук / A.A. Соколов Саратов: СГТУ, 2004. 20 с.

118. Газотурбинные установки: справочное пособие / под ред. A.B. Арсенье-ва, В.Г. Тырышкина. Л.: Машиностроение, 1978. 232 с.

119. Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС / под ред. А.И. Андрющенко. М.: Высшая школа, 1991. 303 с.

120. Справочник по общим моделям анализа и синтеза надежности систем энергетики / под ред. Ю.Н. Руденко. М.: Энергоатомиздат, 1994. 480 с.

121. Сапрыкин Г.С. Надежность оборудования тепловых электростанций: Учебное пособие / Г.С. Сапрыкин. Саратов: СГТУ, 1972. 121 с.

122. Ноздренко Г.В. Надежность ТЭС / Г.В. Ноздренко, В.Г. Томилов, В.В. Зыков. Новосибирск: НГТУ, 1999. 63 с.

123. Тепловой расчет котельных (Нормативный метод). СПб: НПО ЦКТИ, 3-е изд., 1998. 256 с.

124. Яковлев Б.В. Повышение эффективности систем теплофикации и теплоснабжения / Б.В. Яковлев. Мн.: Адукация i выхавание, 2002. 448 с.

125. Николаев Ю.Е. Эффективность комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на дизельных, газотурбинных и парогазовых ТЭЦ / Ю.Е. Николаев, И.А. Вдовенко // Промышленная энергетика.12, 2010. С. 43-48.

126. Турбинные электростанции Электронный ресурс. URL: http://www.Cogeneration.ru (дата обращения: 10.05.2010)

127. Яновский Ф.Б. Энергетическая стратегия и развитие теплоснабжения России Электронный ресурс. / Ф.Б. Яновский, С.А. Михайлова. URL: http://www.abok.ru (дата обращения: 22.09.2008)

128. Андрющенко А.И. // Проблемы экономии топливно-энергетических ресурсов на предприятиях и ТЭС: межвуз. сб. тр. / СПб ГТУ РП СПб., 2006. С.161-165.

129. Николаев Ю.Е. Методика оценки изменения расхода топлива при реконструкции городских систем теплоснабжения / Ю.Е. Николаев, И.А. Вдо-венко // Проблемы энерго-и ресурсосбережения: сб. науч. трудов. Саратов. СГТУ. 2010. С. 153-157.

130. Строительные нормы и правила. СНиП 2.04.07-86*. Тепловые сети. М.: Минстрой России, 1994. 48 с.

131. Грицын В.П. Мини-ТЭЦ: большие возможности малой энергетики // Экологические системы. 2001. №5. С. 6-9.

132. Сизов C.B. Повышение эффективности малых ТЭЦ с ГТУ путем выбора оптимального количества агрегатов и режимов их работы, дис. .канд. техн. наук / C.B. Сизов. Саратов: СГТУ, 2009. 19 с.

133. Ольховский Г.Г. Показатели готовности ГТУ и ПГУ, работающих в базовом режиме / Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1999. №7. С. 70-71.