автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Схемно-параметрические исследования эксгаустерных пылеугольных газотурбинных ТЭЦ с внешним сжиганием

На правах рукописи

КАЛОШИН Актон Павлович

СХЕМНО-ПАРАМЕТРИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭКСГАУСТЕРНЫХ ПЫЛЕУГОЛЬНЫХ ГАЗОТУРБИННЫХ ТЭЦ С ВНЕШНИМ СЖИГАНИЕМ

Специальность 05.14.14 - Тепловые электрические станции, их энергетические

системы и агрегаты

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Новосибирск - 2006

Работа выполнена в Новосибирском государственном техническом университете

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Ноздренко Геннадий Васильевич

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, с.н.с. Огуречников Лев Александрович кандидат технических наук Караваев Анатолий Александрович

Ведущая организация:

Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского Отделения Российской Академии наук (СО РАН), г. Иркутск

Защита диссертации состоится «21» апреля 2006г в 10 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д 212.173.02 при Новосибирском государственном техническом университете по адресу: г. Новосибирск, пр. К.Маркса, 20

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Новосибирского государственного технического университета

Автореферат разослан «/7 » марта 2006 г. Учёный секретарь

диссертационного совета Д 212.173.02

к. т. н., доцент

Шаров Ю.И.

?ъгА

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

Увеличение в топливно-энергетическом балансе доли твердого топлива является характерной чертой развития отечественной энергетики.

В рамках этого направления рассматривается разработка и создание пы-леугольных теплофикационных энергоблоков на базе газовых турбин (ГТУ).

Одним из перспективных является газотурбинный энергоблок с непрямым (внешним) сжиганием угля в «воздушном» котле (ВК) в составе ГТУ с эксгаустером (ЭГТУ). Подобная идея (ГТУ с ВК) уже нашла свою реализацию в российских и зарубежных проектах (США, Германии, Франции). Энергетики США, например, планируют построить несколько таких энергоблоков для отработки всех технических вопросов, связанных с серийным выпуском оборудования для газотурбинных энергоблоков на твердом топливе.

Поэтому исследование, разработка и создание ЭГТУ является актуальной проблемой.

Целью диссертационной работы является разработка методического подхода к определению эффективности ЭГТУ и областей их целесообразного использования на основе схемно-параметрических исследований по критериям максимальной тепловой экономичности, минимальных удельных капиталовложений и технико-экономических критериев эффективности.

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

1. Разработанные технологическая схема ЭГТУ-ТЭЦ с внешним сжиганием и математическая модель ее функционирования.

2. Разработанная методика технико-экономических исследований ЭГТУ-ТЭЦ на твердом топливе и результаты схемно-параметрической оптимизации по критериям максимальной тепловой экономичности, минимальных удельных капиталовложений и технико-экономических критериев эффективности.

3. Результаты расчета «воздушного» котла энергоблоков различной мощности при работе на твердом топливе с определением основных конструктивных,

расходных, термодинамических и режимных характеристик. 4. Разработанные рекомендации по выбору схем и параметров ЭГТУ-ТЭЦ.

Методы исследования: методология системных исследований в энергетике, математическое и компьютерное моделирование эксгаустерной газотурбинной ТЭЦ с технологией внешнего сжигания, методы эксергетического анализа и технико-экономической оптимизации.

Практическая ценность работы заключается в использовании разработанной методики для сопоставления технико-экономической эффективности теплофикационных пылеугольных энергоблоков на базе ЭГТУ-ТЭЦ с традиционной ТЭЦ, их технико-экономических оптимизационных исследований и получения решений, оптимальных как по энергетическим, так и по экономическим показателям. Получены оптимальные характеристики энергооборудования ЭГТУ-ТЭЦ с технологией внешнего сжигания. Сформированы рекомендации по выбору параметров и схем и профилю энергооборудования. Обобщены с позиции информационного обеспечения системного анализа результаты экспериментальных, опытно-промышленных и функционирующих газотурбинных установок по режимам, схемам, параметрам и режимным характеристикам.

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обосновывается использованием методики технико-экономических и эксергетических системных исследований, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, теплопередачи, теории надёжности. Математические модели и компьютерное моделирование ЭГТУ-ТЭЦ базируются на методах, апробированных и хорошо себя зарекомендовавших на решении ряда других задач подобного класса.

Личный вклад. Автором разработана технологическая схема ЭГТУ-ТЭЦ с внешним сжиганием и математическая модель ее функционирования; разработана методика, получены результаты технико-экономических исследований и разработаны рекомендации по выбору схем и параметров ЭГТУ-ТЭЦ; разработана методика и получены результаты оптимизационных исследований ЭГТУ-ТЭЦ.

Внедрение результатов работы. Результаты диссертации получили практическую реализацию в работах ОАО «НоТЭП», ОАО «СибЭНТЦ», ЗАО «СибКОТЭС» по развитию систем теплоснабжения, проблемной лаборатории Теплоэнергетики НГТУ по технико-экономическим исследованиям комбинированных систем теплоснабжения и использованы в НГТУ при дипломном проектировании по специальности 140101 (тепловые электрические станции).

На защиту выносятся основные научные положения и результаты, сформулированные в Заключении.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на семинарах: проблемной лаборатории НГТУ (Новосибирск, 2003...2005 гг.), региональной научной конференции студентов, аспирантов, молодых ученых «НАУКА, ТЕХНИКА, ИННОВАЦИИ» (Новосибирск, 2002...2005 гг.), десятой всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: ЭКОЛОГИЯ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ» (Томск, 2004г.), К01Ш8-2005, наука и технологии (Новосибирск, 2005 г.), инжиринговой компании по энергоаудиту, проектировании, наладке ЗАО «СибКОТЭС», международной научно-практической конференции «ИННОВАЦИОННАЯ ЭНЕРГЕТИКА» (Новосибирск, ИТ СО РАН, 2005г.).

Публикации. Основные положения и результаты диссертации опубликованы в 8 печатных изданиях: из них 4 научных статей, 4 тезисы и конференции.

Объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы (95 наименований) и приложения. Основной текст изложен на 116 страницах, содержит 31 рисунок, 21 таблицу.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введения дана краткая характеристика диссертации.

Первая глава посвящена обзору литературы, в которой обосновывается актуальность и рассматриваются проблемы и предпосылки создания подобных ЭГТУ, а также возможные схемы ГТУ с ВК и технологическая готовность от-

дельных агрегатов установки. Представлена тепловая схема и цикл рабочего тела исследуемого энергоблока (рис. 1,2). На основе выполненного сравнительного анализа существующих пылеугольных энергоблоков показана технологическая перспективность такой новой технологии как ЭГТУ с внешним сжиганием пылеугольного топлива, которая является энергосберегающей технологией. Сформулированы цели и задачи исследования.

Во второй главе изложена разработанная методика исследования ЭГТУ-

тэц.

Рис.1 Принципиальная схема ЭГТУ с внешним сжиганием. Э - эксгаустер, К - компрессор, Т - газовая

турбина, Г - электрический генератор, ЭФ - электрофильтр, В - подача твердого топлива, ТВП1, ТВП2 - трубчатые воздухоподогреватели, КС - камера сгорания.

Рис.2. Цикл рабочего тела в ГТУ с перерасширением.

АЗ,СД)ДР - характерные точки процесса, Р1, Р2, Р* - давления перед газовой турбиной, перед эксгаустером и атмосферное давление соответственно, Т*- температура наружного воздуха.

Термодинамическая оптимизация основных характеристик газотурбинной установки с перерасширением рабочего тела в турбине проводилась методом вариантных расчетов по максимуму внутреннего КПД установки, определяемого из выражения:

Нт ~Не —Нг, —-—2=

я

СрТ^-^тъ-^Т^-Ср^Т^

Лк

ъ

СрТЛ

т2-\-

•-Г

ЛвкК.' Чк ) где Нт- работа расширения 1 кг рабочего тела (воздуха) в турбины, кДж/кг; Нк, Нэ - работа сжатия соответственно 1 кг воздуха в компрессоре и эксгаустере, кДж/кг; як, жэ - степень повышения давления в компрессоре и эксгаустере; - теплота необходимая для нагрева 1 кг воздуха в воздушном котле до температуры Тс, кДж/кг.

На основе определяемых технологических характеристик работы ЭГТУ рассчитывались КПД по отпуску электро- и теплоэнергии по физическому и эк-сергетическому методам, а также удельные расходы топлива по выработке электро- и теплоэнергии (эксергии):

V»

N

в-а-

От

Л к' Л су ' ЛТР

0,123 Пн

Ла = Vк' Лтр ' Л су > К =

0,123

Ы+СВ-СВР-

„Е _ Г] =-

(*„с-'ос)-(273,15+*.) 1п

273,15+*,

ПС

273,15+/,

ос /J

0,123 Пе

Ет

273,15+*:

пс

273,15+*.

ос /

Осв

где Ет - эксергия топлива, кВт, N - мощность ГТУ, кВт; От - теплота передаваемая сетевой воде, кДж/кг; г\к, Чтр, Цсу - КПД котла, транспорта и сетевой установки соответственно; <7/>в- расчетный расход сетевой воды, кг/с; Ср-теплоемкость воды, кДж/кг-К; *лс,ос* ~ температура прямой, обратной сетевой воды и температура воздуха окружающей среды, °С; В - расход топлива, кг/с; ()нР- теплота сгорания топлива, сжигаемого в котле, кДж/кг.

При расчете котлоагрегата взяты за основу балансовые уравнения, которые определяют общий методический подход к определению расходно-компоновочных параметров.

Уравнения энерго- и расходного баланса для котла в целом и его внешних связей:

В■ & = X (л,М*^ - X (л• М*■ к\ = 0;

кеУ(1) jsW(i)

= 0.

кеУ0) ^(0

Здесь В - расход топлива; М, к - расход и энтальпия энергоносителя; ц-коэффициент, учитывающий соответствующие потери энергии.

Для каждого энергоносителя котла в зависимости от конструктивно-компоновочных X" и расходно-термодинамических параметров X5 имеют место уравнения изменения давления, энтальпии, температуры, уравнение средней скорости потока:

ДРЫ = ДР^(ХК,Х8); ДЬу = ДЬ^О^.Х8);

Мк>] = А^(Хк,Х8У, й)к ] = шки(хК,х5).

Для каждой д-й поверхности нагрева, выполненной из т-й котельной стали, формируются зависимости наибольшей температуры стенки толщины стенки труб ), расхода металла ((?,„ ):

1чт =^т(Хк,Х8); бЧП1 =5чт(Хк,Х8); Очт =Счга(Хк,Х8).

Параметры Х"УХ* =Шет могут изменяться лишь в пределах физически возможных и технически (технологически) осуществимых значений:

хк*<хк<хк*\

где индексы *, ** относятся к минимальным и максимальным допустимым значениям параметров.

На изменяемые параметры (скорость, температура, толщина стенки и т.д.)

накладываются ограничения, отражающие требования технологичности изготовления и эксплуатационной надежности:

* Чт - ^ * ЧШ? 6 Чт ¿5фп(ХК,Х8)<б Ят.

Параметры Хк могут принимать лишь такие значения, которые находятся внутри или на границе допустимой области.

Особенность методики состоит в том, что при расчете поверхностей нагрева необходимо учитывать коэффициент теплоотдачи от стенок труб к нагреваемому воздуху (а2), который значительно ниже коэффициента теплоотдачи от стенок труб к пару в паровых котлах.

Расчет теплообмена в топке выполнялся по методу ВТИ-ЭНИН и основан на итерационном решении системы четырех уравнений:

• уравнения лучистого теплообмена, кДж/кг:

лр

• уравнения теплового баланса топочной камеры, кДж/кг:

• уравнения для температуры на внешней поверхности загрязнения экрана, К:

Т3 ^среды +1 е+~

Шл

Ю РвНЕШТГУБ

• эмпирического уравнения для определения эффективной температуры топочной среды, К:

где со - коэффициент излучения абсолютно черного тела; Тсреды -температура среды, протекающей в трубах, К; ак - приведенная степень черноты топочной камеры; е - термическое сопротивление слоя загрязнений, м2-К/Вт; ХД, - по-

правки, учитывающие влияние вида сжигаемого топлива, угла наклона горелок и степень экранирования топочной камеры на эффективную температуру.

Формулы, связывающие температуры загрязнения, среды, воздуха и площади радиационно-конвективного подогревателя (РКП), имеют следующий вид:

СРЕДИ _ ,СРЕДН , п ЗАГР ~'В03Д ВД

/ 1 ;

\аг^внутр ^ВНЕШН )

_„.. _ ___

'ЗАГР "'ГАЗ , гг \Т? '

"1 \ ГАЗ-СТЕНКА > аЛУЧ >Г ВНЕШН

тВОЗД _ тВОЗД ОоВ„ 1ВЫХ ~1ВХ >

"«сед

где ОТ - / (Ргходн сечения) ~ тепло получаемое излучением из топки кДж/кг; ()о- тепло, поглощаемое воздухом внутри труб, кДж/кг; Рвнеш. внутр - внешняя и внутренняя поверхности труб; - коэффициенты теплоотдачи от газов к стенке и от стенки к воздуху кВт/м2К; 1Вых. I вх03Я - энтальпии воздуха на выходе и на входе в подогреватель кДж/кг; Вр- расход топлива кг/с.

В качестве технико-экономического критерия эффективности предложен удельный доход (как отношение годового дохода от продажи электро- и тепло-энергии к дисконтированным годовым затратам).

^ _ т=0__ г=0_

Зд

Иг+Кт)(1+Л) ■

т=0

где N. <2~ отпуск электрической и тепловой энергии, МВт; ткв - число часов использования установленной электрической и тепловой мощности, ч/год; Сн а - стоимость отпускаемой энергии.

Эксплуатационные издержки, долл/год, рассчитывались по формуле ИТ =Ит+Ит+Ирт+Иуд+Иокхр+Ирез.

Здесь Ит- издержки на топливо; Изп - расходы по содержанию штатного и ремонтного персонала с учетом затрат в социальную инфраструктуру; Ирем - издержки на ремонт; Иуд - издержки, учитывающие удаление ТЭС от потребителя в ареал с обеспеченным ПДК; Иок.ср - затраты в экологическую инфраструктуру (на ее восстановление и развитие в ареале функционирования ТЭС); Ирез - затраты в резервные энергоблоки, определяемые в зависимости от показателей надежности отдельных агрегатов.

Капиталовложения в энергоблок складываются из капиталовложений в отдельные агрегаты (ГТУ, «воздушный» котел, ТВП) и технические системы и включают в себя расходы на создание, монтаж, доставку материалов и оборудования на место строительства, техническое освоение, а также пропорционально отнесенные затраты на строительство главного корпуса, подготовку территории, возведение временных зданий и сооружений, проектно-изыскательские работы, объекты подсобного назначения.

Третьи глава посвящена комплексным термодинамическим исследованиям ЭГТУ-ТЭЦ. Проведены вариантные расчеты с определением основных характеристик работы энергоблока из условия максимального КПД ЭГТУ.

В табл.1, представлены оптимальные термодинамические параметры (применительно к обозначениям на рис. 2) работы ЭГТУ.

Таблица 1

Параметры работы ЭГТУ

1а, °С 1<1,0С Пэ Без камеры сгорания С камерой сгорания (ВК отключен)

Пк КПД Пк КПД

^=875"С

15 374,4 280,4 102,2 2,02 13,1 0,3428 17 0,4031

-9.1 359,7 250,1 70,0 2,09 16,56 0,3690 22,1 0,4315

1с=1200 "С

15 515,1 327,7 116,8 2,27 25,08 0,4152 33,0 0,4821

-9.1 499,1 297,3 88,3 2,36 31,67 0,4384 42,3 0,507

ьт

У

Температура воздуха на вых из котла 875 С На выхлопе

из эксгаустера

▼775 С

Видно, что при повышении температуры воздуха перед турбиной оптимальная степень повышения давления в компрессоре смещается в сторону больших величин, в свою очередь, оптимальная степень повышения давления в эксгаустере практически не изменяется. Для режимов работы с камерой сгорания и отключенным ВК КПД ЭГТУ возрастает до 40.. .50%.

Характерная компоновка и термодинамические параметры ВК на буром угле (марка: Ирша-Бородинский) для энергоблоков 25...80 МВт представлены на рис.3.

На рис.4 и табл.2 показаны площади поверхностей нагрева топки, подогревателя и водяного экономайзера, а так же максимальные температуры стенок труб топочных экранов и трубок РКП при

втопл.

На выхя. из —хомпр. 1возд. вход=375°С

000°С

782-790°!

Ь,

130"С

250 С

ввод , Твьк=120°С

35 40 45 50 Моадюсп. энергоблока, МВт

-■-топка -»-РКП -*-ВЭ

-*- маге.темп-ра стенки ттбы в хоте -к- маю.темп. стенки 1р5бы РКП

Рис.4. Площади и максимальные температуры стенок труб различных поверхностей в зависимости от мощности энергоблока

Рис. 3. Термодинамическая и компоновочная схема «воздушного» котла ЬД1ш,Ьт,Ьт,аг - габаритные размеры «воздушного» котла

использовании сталей 12Х1МФ, 10Х23Н18, 20Х23Н18,

12Х25Н16Г7АР. В качестве альтернативного решения рассматривалось применение композитной керамики.

Общая поверхность ТВП, в котором нагревается воздух на выходе из эксгаустера, в зависимости от мощности варьи-

руется от 26 до 53 тыс. м .

Таблица 2

Основные характеристики поверхностей нагрева воздуха в ВК

Мощность, МВт Наименование поверхности Ср. тем-ра стенки труб, °С Площадь м2 Внешний диаметр, мм Толщина стенки трубы, мм Продольный шаг, мм Поперечный шаг, мм Число труб, пгг

25 Топочные экраны 890 1925 28 3 42 - 996

РКП 860 3555 44 2,5 88 69 36

50 Топочные экраны 883 3440 33 3 49,5 - 1314

РКП 853 7125 50 2,5 100 80 38

В табл. 3. представлены основные характеристики габаритов котла в зависимости от мощности котлоагрегата (применительно к обозначениям на

рис.3).

Таблица 3

Характерные габариты «воздушного» котла

Наименование 25МВт 30МВт 35МВт 40МВт 45МВт 50МВт

Высота котла Ь, м 24,4 25,1 26,1 26,9 27,3 27,9

Глубина топки Ьт, м 6,8 6,8 6,8 7,6 7,6 7,6

Ширина топки ат, м 14 16,8 19,5 20,0 22,5 24,9

Высота выходного окна Ьщ, м 3 3 3,5 3,7 3,7 3,8

Длина котла Ь, м 11,8 11,8 12 13 13,6 14

В четвертой главе проводится

комплексный технико-экономический анализ показателей ЭГТУ-ТЭЦ. В рамках описанных методик, произведен расчет и оптимизация критерия г]. За основу принят метод оптимизации Га-усса-Зейделя.

Соотношение количества электроэнергии и тепла показано на рис.5.

При этом на каждый из параметров накладывались ограничения из условий технологичности.

■тепловая мощность ■ электрическая мощность

Рис. 5. Выработка электрической и тепловой мощности ЭГТУ-ТЭС

Температура перед турбиной менялась от 700 °С до 875 °С. В главе 3 показано, что при такой температуре воздуха температура стенки трубы достигает 920...950 °С. Исследуемый диапазон изменения степени повышения давления в компрессоре (Пк) 5...40. Степень повышения давления в эксгаустере (Пэ) изменялась в интервале от 1 (отсутствие эксгаустера) до 5. Выше описанные диапазоны включают значения, при которых работа энергоблока является термодинамически оптимальной. Относительные шаги поверхностей нагрева в котле изменялись в пределах 1,6.. .4. Пределы скоростей установлены на уровне нормативного значения 36.. .38 м/с - для воздуха, 6...7 м/с - для газов.

На рис.6 приведены оптимальные степени повышения давления Пк, Пэ и степени расширения в газовой турбине Пт в зависимости от единичной мощности энергоблока.

♦ Пк и Пэ -А" Пт

Рис. 6 Зависимость степеней повышения давления в компрессоре, эксгаустере, расширения в турбине в зависимости от единичной мощности энергоблока (№•)

Как видно из рисунка оптимальные значения Пэ изменяются в интервале 1,6...2, Пк - от 12 до 14. Причем с увеличением единичной мощности оптимальная степень расширения в газовой турбине увеличивается. Это объясняется уменьшением удельных капиталовложений в компрессорно-турбинную группу.

По сравнению с термодинамически оптимальными (глава 3) значениями технико-экономические показатели Пк, Пэ, Пт - ниже (на 40.. .50%, 10... 15% и 50.. .60%, соответственно), что отражает влияние экономической составляющей.

Исследования показали, что оптимальная начальная температура может быть принята на уровне 875°С. Оптимальные диаметры трубок поверхностей нагрева ВК для ЭТТУ единичной мощности 20...80 МВт составляют 28...36мм (для радиационных поверхностей в топке), и 46...56 мм (для радиационно-конвективных). Оптимальные относительные поперечный и продольный шаги для радиационно-конвективного подогревателя практически не изменяются.

На рис.7 показаны значения удельного дохода (критерия экономической эффективности) в зависимости от единичной мощности энергоблока. В первом варианте (а) рассматривается однородная структура энергокомпании (состоящая из энергоблоков одного типа ЭГТУ-ТЭЦ). Во втором (б) - расширение исходной энергокомпании вводом новых генерирующих мощностей на базе ЭГТУ. Эти варианты отличаются разными резервными мощностями, а значит и затратами в резервные энергоблоки.

Из рис.7 видно, что для ЭГТУ-ТЭЦ оптимальными единичными мощно-

Рис. 8. Распределение капиталовложений ЭГТУ ТЭЦ 1- общая стоимость ГТУ; 2- стоимость котла; 3 - газопроводы; 4- тяга-дутье; 5- топливо-подготовка и топливоподача; 6- система газоотвода; 7- система золошлакоудаления; 8-стоимость сетевой установки; 9- КИП, трансформатор собственных нужд и т.д.

Удель-

ный 1,29 -г

ДОХОД 1,26 <>

1ДЗ --

1,2 -

ц-- ►л |б

N К к

N

20 30 40 50 60 70

1Чг, МВт

Рис. 7. Удельный доход в зависимости от единичной мощности № энергоблока ЭГТУ-ТЭЦ

стями будут энергоблоки 30.. .40МВт. На этот параметр влияют также удельные капиталовложения в энергоблок.

Согласно принятой методике была произведена оценка капиталовложений и годовых издержек функционирования энергоблока для оптимальных технико-экономических параметров (рис.8).

Величина удельных капиталовложений для энергоблока электрической мощностью 40 МВт составляет 718 долл./кВт, что на 40...50% ниже, чем для традиционного паротурбинного энергоблока. Это обстоятельство объясняется отсутствием капиталовложений в конденсатор, систему технического водоснабжения и систему регенерации, систему водоподготовки и дополнительные сооружения, связанными с ними. Общие капиталовложения в ЭГТУ-ТЭЦ мощностью 40 МВт с учетом всех вышеперечисленных составляющих 28,7 млн.долл. Суммарные годовые затраты составляют для проектируемого энергоблока мощностью 40МВт 7,3 млн.долл./год.

В ходе проведения технико-экономического исследования было рассмотрено влияние раз-

1,1 "

12 14 16 18 20 22 2« 26 28 30 32 Стоимость топлива,

Рис. 9. Влияние стоимости топлива на характеристики работы ЭТТУ ТЭЦ

Т док, лет

12 Н 10 8 6 4

Тдмс

МНЛ.ДОЛЛ.

-- 30 -- 25 -- 20 -- 15 -- 10 -- 5 --0

10

15

20

25

30 35 Ст, долл/ту.т.

Рис. 10. ЧДД и дисконтированный срок окупаемости (т док) для различной стоимости твердого топлива (Ст)

личных факторов на оптимальные параметры работы энергоблока.

С увеличением стоимости топлива или тарифа на электроэнергию степень повышения давления (рис.9) стремится к термодинамически оптимальным значениям, при этом уменьшается

ЧДД (рис. 10, И). Доходность ЭГТУ-ТЭЦ остается устойчивой даже при удорожании поверхностей нагрева более чем на 50%.

Внутренняя норма доходности составляет 23...24%, при норме дисконта 10... 12%.

Применение камеры сгорания (КС) повышает показатели тепловой экономичности

ЭГТУ-ТЭЦ (табл.4).

Таблица 4

Показатели оптимальной работы энергоблока мощностью 40 МВт ЭГТУ - ТЭЦ

Наименование Ед. изм. Вариант ЭГТУ с КС Вариант ЭГТУ без КС

Температура газов на входе в турбину °С 1200 875

Температура воздуха на выходе из котла °С 875 875

Площадь поверхности нагрева: топки /РКП м2 1400/3560 2200/7560

Расход рабочего воздуха кг/с 90 151

Расход топлива: угля /природного газа кг/с (м3/с) 5,27/0,8 8,84

„ФИЗИЧ Лы % 68,6 57,3

„ФЮИЧ % % 91,5 91,5

„ЭКСЕРГЕТИЧ Пн % 47,5 41,0

Чистый дисконтированный доход при ставке дисконтирования 12% составляет 25/(37 для режима работы с КС) млн. долл., внутренняя норма доходности 23/(31,7)%, дисконтированный срок окупаемости - 6,3/(4,3) года.

С«|/Сч

Рис. 11. Зависимость ЧДД и дисконтированного срока окупаемости при изменении тарифа на электроэнергию по сравнению с тарифами на теплоэнер-гию (Сш/С<0

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Разработана технологическая схема ЭГТУ-ТЭЦ с внешним сжиганием и математическая модель ее функционирования.

2. Разработана методика технико-экономических исследований ЭГТУ-ТЭЦ на твердом топливе и впервые получены результаты схемно-параметрической оптимизации по критериям максимальной тепловой экономичности, минимальных удельных капиталовложений и технико-экономических критериев эффективности.

3. Для ГТУ с перерасширением рабочего тела термодинамически оптимальные значения степеней повышения давления в основном компрессоре 10...34 и 2 в эксгаустере при температурах окружающей среды -40... +20 °С и температурах воздуха перед турбиной 800... 1200 °С.

При оптимальных характеристиках ЭГТУ с внешним сжиганием имеет тепловую экономичность 35...43,5% при температурах рабочего тела перед турбиной 800... 1200 °С и температуре окружающего воздуха -10°С.

Для энергоблоков 25...50 МВт удельный расход топлива по выработке электроэнергии и тепла составил 0,215 кг у.т./(кВт ч) и 156 кг у.т./Гкал по физическому; 0,300 кг у.т./(кВт-ч) и 94,7 кг у.т./Гкал по эксергетическому методам.

Эксергетический КПД ЭГТУ-ТЭЦ 41...47,5%, КПД (по физическому методу) отпуска электро- и теплоэнергни 57,3.. .68,6 и 91,5%.

4. Для энергоблоков мощностью 25...50МВТ на буром Ирша-Бородинском угле оптимальная компоновка котла П-образная. Размеры в плане -11,8x14... 14 х 25м, поверхность стен топки 1060... 1900м2. Масса поверхностей 300...600 тонн. Расход воздуха 106...212 кг/с, топлива 5...10 кг/с, сетевой воды 157...310 кг/с, при температурном графике 120/60°С. Поверхность водяного экономайзера 4000...7000 м2. Скорость воздуха в трубках 35...38 м/с, дымовых газов 8...9 м/с. Трубки из жаростойких сталей марки 10Х23Н18, 20Х23Н18, 12Х25Н16Г7АР, топочных экранов и РКП имеют диаметры 28x3...36x3 и

46x2,5...56x2,5 мм. Поверхности нагрева топочных экранов 1925...3440 м2 и РКП-3560...7130 м2

5. КПД «воздушного» котла составляет 92,5...92,8 % при температуре газов на выходе из топки 1000°С и температуре уходящих газов 130 °С.

6. Показано, что оптимальные с точки зрения критерия экономической эффективности степени повышения давления для компрессора и эксгаустера составляют 12... 14 и 1,6...2, соответственно, а степень расширения в турбине 19...26.

7. Экономически оптимальная температура воздуха перед газовой турбиной 875°С.

8. Влияние внешних факторов (стоимости топлива, цены отпускаемой энергии, и др.) характеризуют устойчивость оптимальных решений.

9. Для различных компоновок энергокомпаний мощностью 2ГВт оптимальная единичная электрическая мощность энергоблоков ЭГТУ-ТЭЦ - 30.. .40МВт. Удельные капиталовложения в ЭГТУ-ТЭЦ 718 долл/кВт, дисконтированный срок окупаемости составляет 6,2.. .6,4 года, ЧДД 24..26 млн.долл.

10. Для работы ЭГТУ - ТЭЦ с подключением дополнительной камеры сгорания при соотношении расходов твердого и газообразного топлива 6/1 эксер-гетический КПД - 47,5%, ЧДД - 37 млн.долл, удельный доход 7=1,52, дисконтированный срок окупаемости составляет 4,2 года.

Содержание диссертации отражено в следующих работах:

1. Калошин А.П. Перспективы применения пылеугольных эксгаустерных ГТУ ТЭЦ с внешним сжиганием НАУКА. ТЕХНИКА. ИННОВАЦИИ // Материалы докладов региональной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых в 5-ти частях. Новосибирск: Изд-во Hl "ГУ, 2002. Часть 2.-С.181...182.

2. Калошин А.П. Разработка «воздушных» котлов на твердых топливах применительно к эксгаустерным газотурбинным ТЭЦ. НАУКА. ТЕХНИКА. ИННОВАЦИИ // Материалы докладов региональной научной конференции

студентов, аспирантов и молодых ученых в 5-ти частях. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. Часть 6. - С. 78.. .80.

3. Калошин А.П. Перспективы применения пылеугольных эксгаустерных ГТУ ТЭЦ с внешним сжиганием // Сибирская теплоэнергетика, -сб. научных трудов - Новосибирск: изд-во НГТУ, 2003г. Вып.7. -20бс. - С.96... 102.

4. Калошин А.П. Методика расчета «воздушных» котлов на твердых топливах применительно к эксгаустерным газотурбинным ТЭЦ. Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: Сборник научных трудов / Под ред. акад. РАН В.Е. Накорякова.- Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2004. - Вып. 8. -320 с. -С.186... 194.

5. Калошин А.П. Показатели работы эксгаустерных газотурбинных энергоблоков с внешним сжиганием. НАУКА. ТЕХНИКА. ИННОВАЦИИ // Материалы докладов региональной научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых в 6-ти частях. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2004. ЧастьЗ.-С. 51...52.

6. Калошин А.П. Схемно-параметрические исследования эксгаустерных газотурбинных ТЭЦ. Материалы десятой Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: экология, надежность, безопасность». - Томск: Изд-во ТПУ, -2004. - С. 206 ... 209.

7. A.P.Kaloshin, O.K.Grigoryeva, O.V.Borush, A.R-Kvrivishvili, P.A.Schinnicov, G.V.Nozdrenko. Power generating units high thermal efficiency of power station // KORUS-2005: Proceedings of the 9th Korea-Russian international symposium on Science and Technology, Ulsan, 2005. - Vol. Ш. - P.l 51... 156. (Энергоблоки тепловых электрических станций высокой тепловой экономичности).

8. Калошин А.П. Технико-экономические исследования ЭГТУ ТЭЦ. Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: Сборник научных трудов / Под ред. акад. РАН В.Е. Накорякова,- Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. -Вып.9.-311 с.-С.51 ...60.

Подписано в печать/¿".йЗ.06 г. Формат 84x60x1/16 Бумага офсетная. Тираж 100 экз. Печ. л. 1,5. Заказ №

Отпечатано в типографии

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

20QG ft

»-742 1

г

Введение.

ГЛАВА 1. ПРОБЛЕМЫ СОЗДАНИЯ ЭКСГАУСТЕРНОЙА

ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ С «ВОЗДУШНЫМ» КОТЛОМ (ЭГТУ С ВК).

1.1. Актуальность создания ЭГТУ с ВК.

1.2. Тепловые схемы ГТУ с внешним сжиганием угля.

1.3. Технологическая готовность ГТУ.

1.4. Технологическая готовность воздушных котлов.

1.5. Выводы и задачи исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Расчет тепловых схем ЭГТУ с ВК и определение показателей тепловой эффективности.

2.1.1.Определение внутреннего КПД турбины.

2.1.2. Определение удельных расходов топлива по выработке электро- и теплоэнергии (физический метод).

2.1.3. Определение удельных расходов топлива по выработке электро- и теплоэнергии (эксергетический метод).

2.2. Тепловой расчет «воздушного» котла на твердом топливе и определение конструктивно- компоновочных параметров.

2.2.1. Расчет топки котла.

2.2.2. Расчет радиационно-конвективного подогревателя.

2.2.3. Расчет водяного экономайзера.

2.2.4. Методика расчета трубчатого воздухоподогревателя.

2.2.5 Особенности расчета ЭГТУ - ТЭЦ с применением камеры сгорания

2.3.Технико-экономический критерий эффективности.

2.3.1. Расчет технико-экономических показателей оценки эффективности энергоблока.

2.3.2.Эксплуатационные издержки.

2.3.3.Топливные издержки

2.3.4. Издержки на эксплуатационный и ремонтный персонал,

I издержки на ремонт.

2.3.5.Затраты в экологическую инфраструктуру.

2.3.6. Затраты в резервные энергоблоки.

2.3.7. Технико-экономический критерий эффективности.

2.4. Оценка капиталовложений в ЭГТУ-ТЭЦ.

2.4.1. Стоимость ГТУ.

2.4.2. Капиталовложения в ТВП1,2 и в «воздушный» котел.

2.4.3. Капиталовложения в технические системы и сопутствующее оборудование.

2.5. Выводы.

ГЛАВА 3. КОМПЛЕКСНЫЕ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

ЭКСГАУСТЕРНОЙ ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ С «ВОЗДУШНЫМ» КОТЛОМ.

3.1. Анализ показателей тепловой экономичности.

3.1.1. Результаты расчета оптимального внутреннего КПД турбины и параметров рабочего тела в характерных точках процесса.

3.1.2. Результаты расчета удельных расходов топлива по выработке электро- и теплоэнергии (физический и эксергетический метод).

3.2. Исследование конструктивно-компоновочных характеристик «воздушного» котла.

3.3. Оценка капиталовложений в ЭГТУ с ВК.

3.4. Выводы.

ГЛАВА 4. КОМПЛЕКСНЫЙ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ

АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭГТУ.

4.1. Оптимальные технико-экономические параметры ЭГТУ с ВК.

4.2. Влияние единичной мощности энергоблока на критерий экономической эффективности.

4.3. Общие затраты и капиталовложения ЭГТУ-ТЭЦ при оптимальных технико-экономических показателях работы.

4.4. Влияние внешних факторов на оптимальные параметры работы энергоблока и на критерий экономической эффективности.

4.4.1. Влияние стоимости топлива.

4.4.2. Влияние стоимости отпускаемой энергии.

4.4.3. Влияние стоимости поверхностей нагрева «воздушного» котла.

4.4.4. Влияние фоновой концентрации в ареале функционирования.

4.4.5. Влияние ставки дисконтирования.

4.5. Тепловая схема ЭГТУ - ТЭЦ с применением дополнительной камеры сгорания.

4.6 Выводы.

Одно из перспективных направлений повышения надежности и эффективности электро- и теплоснабжения Сибири связано с созданием и внедрением парогазовых и газотурбинных установок [88,89,59,63,34]. Здесь важнейшими задачами являются: создание высокоэкономичных, надежных, экологически перспективных и в тоже время обеспечивающих быстрый возврат вложенных средств парогазовых и газотурбинных установок, и внедрение их на строящихся и реконструируемых электростанциях [91,54,55].

В настоящее время энергетики многих экономически развитых стран активно рассматривают вопрос о переводе газовых турбин, сочетающих в себе высокую надежность, малые габариты и достаточно высокий КПД, на внешнее сжигание [92, 7, 16, 59], т. е использование в качестве основного сырья твердого топлива. Уголь, запасы которого особенно велики в сибирском регионе [14], играет роль стратегического базового топлива для России, на основе которого выстраивается долговременная концепция развития электроэнергетики [7]. Нефть и газ, как энергетическое топливо, становится все менее и менее доступным для энергетики. Это связано, в первую очередь, с тем, что это сырье является валютообразующим (экспорт нефти для России составляет около 50% от добычи, газа - примерно 40%) [85,47]. Снижение использования нефтепродуктов в качестве энергетического топлива происходит вследствие увеличения глубины переработки нефти с получением большего количества продуктов легких фракций (бензин, керосин, масла и др.). Наконец, запасы этого сырья при нынешнем потреблении ограничены (50 лет) [55,75, 81], потому использование угля - это тенденция, характерная не только для российской, но и для всей мировой энергетики.

Разработка и внедрение теплофикационных газотурбинных установок на твердом топливе является одним из ключевых вопросов развития теплоэнергетики. В рамках этого направления рассматриваются некоторые новые схемы теплофикационных ГТУ [89, 35], одной из которых является ГТУ с непрямым (внешним) сжиганием угля [92] с использованием эксгаустера (ЭГТУ) [30, 78]. Подобная идея (ГТУ с ВК) уже нашла свою реализацию в ряде российских и зарубежных проектов [39] и уже планируется в ближайшее время построить несколько подобных энергоблоков с тем, чтобы отработать все технические вопросы, связанные с серийным выпуском оборудования для газотурбинных энергоблоков на твердом топливе.

Согласно этому направлению в данной работе исследуется эксгаустерная газотурбинная ТЭС, работающая на твердом топливе. Работа состоит из 4 глав:

• Первая глава посвящена обзору литературы, в которой обосновывается актуальность и рассматриваются проблемы и предпосылки создания подобных ЭГТУ, а также возможные схемы ГТУ с ВК и технологическая готовность отдельных компонентов установки.

• Во второй главе приводится и обсуждается схема и цикл ЭГТУ ТЭЦ с внешним сжиганием. Изложена разработанная методика расчета ЭГТУ-ТЭЦ. В частности для ГТУ с перерасширением рабочего тела в газовой турбине получены аналитические выражения для оптимальных значений различных показателей работы энергоблока. Разработана методика и математическая модель расчета пылеугольного «воздушного» котла.

• В третьей главе представлены результаты исследования ЭГТУ с ВК для энергоблоков мощностью 25 . 50МВт. Показано, что при термодинамически оптимальных параметрах ЭГТУ с внешним сжиганием имеет высокую тепловую экономичность даже при относительно невысоких температурах рабочего тела перед турбиной. Выполнен расчет «воздушного» котла и, применительно к нему, определены компоновка, расходные и термодинамические характеристики. Выявлены основные особенности конструкции и характера работы «воздушного» котла.

• В четвертой главе представлены результаты технико-экономчических исследований по определению показателей работы, при которых эксплуатация энергоблока на базе ЭГТУ с «воздушным» котлом будет наиболее оптимальной с точки зрения эффективности вложения денежных средств с учетом всего сопутствующего комплекса издержек и затрат по созданию и функционированию энергокомпании. • В заключении даны результаты исследования и рекомендации по созданию ЭГТУ-ТЭЦ.

Результаты работы докладывались на семинарах: проблемной лаборатории НГТУ (Новосибирск, 2003.2005 гг.), региональной научной конференции студентов, аспирантов, молодых ученых «НАУКА, ТЕХНИКА, ИННОВАЦИИ» (Новосибирск, 2002.2005 гг.), десятой всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: ЭКОЛОГИЯ, НАДЕЖНОСТЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ» (Томск, 2004г.), К01Ш8-2005, наука и технологии (Новосибирск, 2005 г.), инжиринговой компании по энергоаудиту, проектировании, наладке ЗАО «СибКОТЭС», международной научно-практической конференции «ИННОВАЦИОННАЯ ЭНЕРГЕТИКА» (Новосибирск, ИТ СО РАН, 2005г.).

Основные положения и результаты диссертации опубликованы в 8 печатных изданиях: из них 4 научных статей, 4 тезисы и конференции.

Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы (95 наименований) и приложения. Основной текст изложен на 116 страницах, содержит 31 рисунок, 21 таблицу.

4.6 Выводы

1. Выполнены оптимизационные технико-экономические исследования ЭГТУ-ТЭЦ с внешним сжиганием для единичной электрической мощности энергоблока 20. 80 МВт.

2. Показано, что оптимальные степени повышения давления для компрессора и эксгаустера составляют 12. 14 и 1,6.2, соответственно, а степень расширения в турбине 19. .26.

3. Оптимальная температура воздуха перед газовой турбиной 875°С.

4. Оптимальные диаметры трубок для радиационных поверхностей в топке составляют 28.36 мм, а для радиационно-конвективных 46.56 мм. Оптимальные относительный поперечный и продольный шаги для радиационно-конвективного подогревателя (компоновка шахматная) находятся на уровне 1,6 и 4, соответственно.

5. Показано влияние внешних факторов (стоимости топлива, цены отпускаемой энергии, и др.) на рентабельность установки.

6. Для различных компоновок энергокомпаний мощностью 2ГВт оптимальная единичная электрическая мощность энергоблоков ЭГТУ-ТЭЦ - 30.40МВт. Удельные капиталовложения в ЭГТУ-ТЭЦ 718 долл/кВт, дисконтированный срок окупаемости составляет 6,2. .6,4 года, ЧДД 24.26 мнл.долл.

7. Для работы ЭГТУ - ТЭЦ с подключением дополнительной камеры сгорания значительно повышаются технико-экономические показатели эффективности при соотношении расходов твердого и газообразного топлива 6,6/1, а именно эксергетический КПД - до 47,5%, ЧДД - до 37 млн. долл, удельный доход до 7=1,52. При этом дисконтированный срок окупаемости снижается до 4,2 года.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Разработана технологическая схема ЭГТУ-ТЭЦ с внешним сжиганием и математическая модель ее функционирования.

2. Разработана методика технико-экономических исследований ЭГТУ-ТЭЦ на твердом топливе и впервые получены результаты схемно-параметрической оптимизации по критериям максимальной тепловой экономичности, минимальных удельных капиталовложений и технико-экономических критериев эффективности.

3. Для ГТУ с перерасширением рабочего тела термодинамически оптимальные значения степеней повышения давления в основном компрессоре 10.34 и 2 в эксгаустере при температурах окружающей среды —40.+20 °С и температурах воздуха перед турбиной 800. 1200 °С.

При оптимальных характеристиках ЭГТУ с внешним сжиганием имеет тепловую экономичность 35.43,5% при температурах рабочего тела перед турбиной 800. 1200 °С и температуре окружающего воздуха -10°С.

Для энергоблоков 25-50 МВт удельный расход топлива по выработке электроэнергии и тепла составил 0,215 кг у.т./(кВт-ч) и 156 кг у.т./Гкал по физическому и 0,300 кг у.т./(кВт-ч) и 94,7 кг у.т./Гкал по эксергетическому методам.

Эксергетический КПД ЭГТУ-ТЭЦ 41.47,5%, КПД (по физическому методу) отпуска электро- и теплоэнергии 57,3.68,6 и 91,5%.

4. Для энергоблоков мощностью 25-50МВт на буром Ирша-Бородинском угле оптимальная компоновка котла П-образная. Размеры в плане - 11,8 х 14 л 14 х 25м, поверхность стен топки 1060.1900м . Масса поверхностей 300.600 тонн. Расход воздуха 106.212 кг/с, топлива 5.10 кг/с, сетевой воды 157.310 кг/с, при температурном графике 120/60°С. Поверхность водяногу го экономайзера 4000.7000 м . Скорость воздуха в трубках 35.38 м/с, дымовых газов 8.9 м/с. Трубки из жаростойких сталей марки 10Х23Н18,

20Х23Н18, 12Х25Н16Г7АР топочных экранов и РКП имеют диаметры 28x3.36x3 и 46x2,5.56x2,5 мм. Поверхности нагрева топочных экранов 1925.3440 м2 и РКП-3560.7130 м2

5. КПД «воздушного» котла составляет 92,5.92,8 % при температуре газов на выходе из топки 1000°С и температуре уходящих газов 130 °С.

6. Показано, что оптимальные с точки зрения критерия экономической эффективности степени повышения давления для компрессора и эксгаустера составляют 12. 14 и 1,6.2, соответственно, а степень расширения в турбине 19.26.

7. Экономически оптимальная температура воздуха перед газовой турбиной 875°С.

8. Влияние внешних факторов (стоимости топлива, цены отпускаемой энергии, и др.) характеризуют устойчивость оптимальных решений.

9. Для различных компоновок энергокомпаний мощностью 2ГВт оптимальная единичная электрическая мощность энергоблоков ЭГТУ-ТЭЦ - 30.40МВт. Удельные капиталовложения в ЭГТУ-ТЭЦ 718 долл/кВт, дисконтированный срок окупаемости составляет 6,2. .6,4 года, ЧДД 24.26 мнл.долл.

10. Для работы ЭГТУ - ТЭЦ с подключением дополнительной камеры сгорания при соотношении расходов твердого и газообразного топлива 6/1 эксерге-тический КПД - 47,5%, ЧДД - 37 мнл.долл, удельный доход 7=1,52, дисконтированный срок окупаемости составляет 4,2 года.

1. Аминов Р.З. Борисенков А.Э., Доронин М.С. Эффективность сооружения ПГУ и концепция устойчивого развития // Экология энергетики 2000: Материалы конф. -М.: Изд-во МЭИ, 2000 С.281 - 285.

2. Арсеньев Л.В., Ходак Е.А., Ромахова Г.А. и др. Совершенствование комбинированных установок с паровым охлаждением газовой турбины// Теплоэнергетика. 1993.- №3-4. - С. 31 - 35.

3. Арсеньев Л.В., Ходак Е.А., Ромахова Г.А. и др. Совершенствование комбинированных установок с паровым охлаждением газовой турбины// Теплоэнергетика. 1993. -№3-4. -С.31 - 35.

4. Баславский A.C., Гарибов Г.С., Сизова Р.Н. Развитее технологии производства методом металлургии гранул критических деталей газотурбинных двигателей. В кн.: Двигатели XXI века., 2001. С. 187-221.

5. Бойс М. Сокращение эксплуатационных затрат энергетической установки// Газотурбинные технологии. 1999. № 2. С. 18 - 24.

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

7. Вольфберг Д.Б. Основные тенденции в развитии энергетики мира// Теплоэнергетика. 1995. -№9. - С. 5 - 12.

8. Газотурбинные установки: Картотека зарубежных аналогов. М.: НИИЭ-ИНФОРМЭнергомаш, 1987. Карты 1-22.

9. Гарбезат Г., Фолио Ф. Термическое напыление при поддержке лазера// Газотурбинные технологии. 2001. № 5 С. 26 - 30.

10. Гарибов Г. С. Металлургия гранул путь повышения качества ГТД и эффективного использования металла// Газотурбинные технологии. 2004. № 5- С. 22-28.

11. Гриценко Е., Орлов В., Павлов В. Разработка малоэмиссионных камер сгорания для ГТУ авиационного типа// Газо1урбинныетехнологии.2001.№6-С. 6 12.

12. Дыбин Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для стационарной и * муниципальной электроэнергетики (обзор). Ч.П. Парогазовые энергетические установки // Пром. теплотехника. 1994. - №2. - С. 66 - 83.

13. Дьяков А.Ф. Перспективные направления газовых турбин и парогазовых установок в энергетике России// Теплоэнергетика. 1997. -№2. - С.59 - 64.

14. Дьяков А.Ф. Перспективы использования угля в энергетике России// Энергетик. 1997. - №3. - С. 2 - 4.

15. Зыков В.В. Оптимизация параметров и схем пылеугольных газотурбинных мини-ТЭЦ с технологией внешнего сжигания. Автореф. Дис.канд. техн. Наук НГТУ. Новосибирск, 1999. - 22с.

16. Зыкова Н.Г. Схемно-параметрические решения для котлов ТЭС с кольцевой топкой // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: Сборник научных трудов. Новосибирск: изд-во НГТУ, 2005. -№8 . - С. 82 - 93.

17. Зыкова Н.Г., Серант Ф.А., Ноздренко Г.В., Щинников П.А. Схемно-параметрическая оптимизация котлов с кольцевой топкой // Теплофизика и аэромеханика, 2003, т.Ю, №3 С. 477 - 483.

18. Иванов Ю., Кузьменко М., Михайлов А. Термическая обработка жаропрочных никелевых сплавов// Газотурбинные технологии. 2003. № 2. С. 10-14.

19. Иноземцев А., Токарев В. Технология малоэмиссионного горения RQQL// Газотурбинные технологии. 2002. № 13 С. 45 - 52.

20. Калошин А.П. Методика расчета «воздушных котлов» на твердых топли-вах применительно к эксгаустерным газотурбинным ТЭЦ// Сибирская теплоэнергетика. сб. научных трудов НГТУ 2004.- Вып. 8. - С. 186 - 194.

21. Калошин А.П. Перспективы применения пылеугольных эксгаустерных ГТУ ТЭЦ с внешним сжиганием // Сибирская теплоэнергетика. сб. научных трудов. - Новосибирск: изд-во НГТУ, 2003г. - Вып. 7 - С.96 - 102.

22. Калошин А.П. Схемно-параметрические исследования эксгаустерных газотурбинных ТЭЦ. Материалы десятой Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: экология, надежность, безопасность». Томск: Изд-во ТПУ, - 2004. - С. 206 - 209.

23. Калошин А.П. Технико-экономические исследования ЭГТУ ТЭЦ// Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: Сборник научных трудов. Новосибирск: изд-во НГТУ, 2005. -№9 . - С. 51 - 60.

24. Кврривишвили А.Р. Расходно-термодинамические и конструктивно-компоновочные параметры пылеугольного котла парового энергоблока// Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: Сборник научных трудов. -Новосибирск: изд-во НГТУ, 2005. -№9 . С. 130 - 138.

25. Кириллов И.И., Сударев A.B., Резников А.ГКерамика в высокотемпературных ГТУ // Промышленная теплоэнергетика. 1988. - Т. 10. - №6. - С.67 -87.

26. Кирсанов М.А. Перспективы применения на ТЭЦ газовых турбин с перерасширением// Теплоэнергетика: Сборник научных трудов. Новосибирск: изд-во НГТУ, 1998. -Ш . - С. 139 - 145.

27. Комисарчик Т.Н., Грибов В.Б. Методика анализа сравнительной экономической эффективности альтернативных инженерных решений при проект тировании энергоисточников// Теплоэнергетика. 2000.- №8. - С. 58 - 62.

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

29. Конструкционные материалы в нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности. Справочное руководство/ Г.К. Шрейбер, С.М. Перлин, Б.В. Шибряев. -М.: Машиностроение, 1969. 396 с.

30. Копсов А. Некоторые аспекты применения газотурбинных технологий в энергетике России// Газотурбинные технологии. 2000. № 1.- С. 44 51.

31. Королыитей М., Украинец А. Металлосберегающие технологии штамповки турбинных лопаток из жаропрочных сталей// Газотурбинные технологии. 2002. №6.-С. 20-24.

32. Корякин Ю.М. Энергетика//Энергия. -1999. -№6. С.З - 8.

33. Костюк А.Г., Шерстюк А.Н «Газотурбинные установки» М.: Высшая школа 1979г. 254с.

34. Костюк Р., Блинов А., Крыкин И. Опыт эксплуатации ГТУ V 94,2 на северо-западной ТЭЦ// Газотурбинные технологии. 2003. № 1- С. 15 22.

35. Котлер В.Р. Перспективные разработки использования угля в энергетике США// Энергетика за рубежом. Приложение к журналу «Энергетик». -2000.-С. 47-53.

36. Котлер В.Р. Уголь и его роль в мировой энергетике //Электрические стан-ции. 1999. - №4. - С. 67 - 70.

37. Котлер В.Р. Экологически чистое использование угля на электростанциях// Энергетика за рубежом. Приложение к журналу «Энергетик». 2001. -С.21-34.

38. Ларионов B.C., Ноздренко Г.В., Щинников П.А., Зыков В.В. Технико-экономическая эффективность энергоблоков ТЭС. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. -31с.

39. JIunoe Ю. М. Компоновка и тепловой расчет парогенератора. Учеб. Пособие для вузов. М., «Энергия», 1975. 176с.

40. Ляпунов А.И. Современное состояние и пути развития жаростойких металлических материалов в СССР и за рубежом. Обзорная информация. М.: Чернметинформ, 1980. Сер. 12.-Вып.4.

41. Манушин Э.А., Соснов Ю.В. Разработка высокоэффективных полузамкнутых систем охлаждения газовых турбин ПТУ// Теплоэнергетика. 1997. -№1. - С.60 - 69.

42. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция) / Под ред. В.В. Косова, В.Н. Лившица, А.Г. Шахназарова. М.: Экономика, 2000. - 422 с.

43. Молодцов С.Д. Электроэнергетика мира в 90-х годах// Электрические станции. 1999. - №5. -С. 58 - 67.

44. Морозов С.А., Кумиров Б.А. К использованию газотурбинных двигателей на базе схем с перерасширением для газоперекачивающих станций тезисы докладов. Филиал Московского энергетического института, Казань, 1997.

45. Надежность ТЭС / Г.В. Ноздренко, В.Г. Томилов, В.В. Зыков, Ю.Л. Пугач. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1999. - 63 с.

46. Ноздренко Г.В., Зыков В.В. Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996. - 32 с.

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

48. Ноздренко Г.В., Овчинников Ю.В., Зыков В.В. Экологичная газотурбинная мини-ТЭЦ на угле. // Физико-технические и экологические проблемы теплоэнергетики. Сб. НГТУ. Новосибирск, 1993. -С. 65- 72.

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

50. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом// Теплоэнергетика. 1999. №1. - С.71 - 81.

51. Ольховский Г.Г. Пути развития мировой энергетики// Электрические станции. 1999. - №6. - С.10 - 18.

52. Ольховский Г.Г. Разработка перспективной ГТУ в Японии // Теплоэнергетика. 1989. -№ Ю. - С. 73 - 76.

53. Ольховский Г.Г. Разработка перспективных газотурбинных установок в США// Теплоэнергетика. 1994. - №9. С. 61 - 69.

54. Ольховский Г.Г. Разработки перспективных ГТУ в США// Теплоэнергетика. 1994. №9. - С.61 - 69.

55. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки за рубе-жом//Теплоэнергетика. 1992. - №9. С 70 - 74.

56. Орлов В.Н. Газотурбинный двигатель авиационного типа НК-37 для электростанции// Теплоэнергетика. 1992. - №9.- С.27 - 31.

57. Парогазовая установка ПГУ 350 НПО «Турбоатом»// Зарубин A.A., Симпа Ф.Я., Горбачинский С.И. и др. // Теплоэнергетика. 1992. -. №9. С. 15 -22.

58. Перспектива применения газовых турбин в энергетике// Теплоэнергетика. 1993. - С. 2 - 9.

59. Полищук В. Л., Лившиц И. М. Об использовании возможностей отечественного энергомашиностроения для внедрения парогазовых и газотурбинных технологий в теплоэнергетику// Энергетик. 2005. - №6. С.2 - 5.

60. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (с типовыми примерами). Утв. Приказом ОАО «ЕЭС России» №54. - М., 1999. - 325 с.

61. Романов В.И., Рудометов C.B., Жирицкий О.Г., Романов В.В. Новый. Газотурбинный двигатель мощностью 110МВт для стационарных энергетических установок//Теплоэнергетика. 1992. - №9. С. 15 - 22.

62. Столярова С.Ф., Кузнецов A.JI., Тихомиров Б.А. Целесообразные направления повышения экономичности ГТУ// Теплоэнергетика. 1989. - №7. -С.68 - 70.

63. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод). Под ред. Н.В. Кузнецова и др. М.: «Энергия» 1973г. 296 с.

64. Тепловые и атомные электрические станции: т 34 Справочник/Под общ. ред. В.А. Григорьева В.М. Зорина. М.: Энергоиздат, 1982.-624с.

65. Тепловые и атомные электростанции: Учебник для вузов/ JI.C. Стерман, С.А. Тевлин, А.Т. Шарков, под ред. JI.C. Стермана. 2-е изд., испр. И доп. -М.: Энергоиздат, 1982. - 456с., ил.

66. Теплотехнический справочник. Изд. 2-е, перераб. Под ред. В. Н. Юренева и П.Д. Лебедева. Т. 1. М., «Энергия», 1975. 744 с.

67. Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы: Справочник, Под. общ. ред. чл.-корр. РАН A.B. Клименко и проф. В.М.Зорина. перераб. -М.: Изд-во МЭИ, 1999 - 528 с.

68. Тихопалов В. Ю., Сударев A.B., Орлов А.П. Выбор структуры высокотемпературной газотурбинной установки с керамическими элементами // Пром. теплоэнергетика. 1990. - Т. 12, №4. - С.77 - 89.

69. Тихопалов В.Ю. Научно-техническое прогнозирование в газотурбостроении // Изв. Вузов. Энергетика. -1992. №3. - С.З -11.

70. Федченко В.Б. Газотурбинные энергетические и технологические установки. Отраслевой каталог. ЦНИИТЭИтяжмаш. 1995. -28с.

71. Харъкина М.А. На долго ли нам хватит полезных ископаемых// Энергия. -1999. -№4. — С.53 58.

72. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций: Учебное пособие для вузов/ Под редакцией С.В. Ценева М.: Издательство МЭИ. 2002. - 584с.

73. Чепкин В.М., Марчуков Е.Ю., Куприк В. В., Федоров С. А. Организация горения в низкоэмиссионных камерах сгорания ГТУ AJI-31CT// Газотурбинные технологии. 1999. № 2 С.35 - 47.

74. Шерстобитов КВ. Об эффективности парогазовой установки с перерасширением рабочего тела в газовой турбине// Энергетика. Известия вузов СНГ. 1987. - №4. - С. 82 - 87.

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

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

77. Ceramic gas turbines advance// Mod. Power Syst. 1993. -Vol. 11, P. 3 - 7.

78. Clean Power for Florida// Siemens Power Journal. 2001. №1. - P. 23 - 25.

79. Cohn Arthur, Yay George A., Hollenbacher Ralph H. The collaborative advanced gas turbine program// Mod. Power Syst. 1994. - Vol. 14, №5.-P. 57-63.

80. Holecek M. Betriebserfarungen mit dem Brenngas aus der Kohlevergasung betriebenen GuD-Krafwerk Vresova// Inbetriebnahme und Betriebserfarungen neuer und modernisierter Rraftwersanlagen: Beitrag. I. XXIX.Kraftwerkstechnik.

81. Koll., 11.12 Nov. 1997 in Dresden. Dresden, 1997. P. 113-119.

82. Kajka Т., Feuchte В.: "Erhöhung der Verfügung einer Gasturbinenanlage durchwissensbasierte Maschinendiagnose"; TU Dresden: 33. Kraftwerkstechnisches Kolloquium, 27. und 28.10.2001 in Dresden, Tagungsband, P. 58 69.

83. Kail C. Bewetung der zur Zeit besten gasbefeuerten Kraftwerksprozesse mit Heave Duty- Gasturbinen. VDI - Berichte 1321, VDI - Vertrag, Dusseldorf, 1997. P. 41-46.

84. Kail C. Fortschrittliche gasbefeuerte Kraftwerksprozesse für hohste Wirkungsgrade und niedrige Stromerzeugungskosten. Tagungsband VGB ТВ 233A, VGB Kraftwerkstechnik, Essen, 1998. P. 58 - 63.

85. Kreis I. Erfahrungen bei der Errichtung und beim Betrieb von 6 KombiKraftwerken in der neuen Bundeslander mit Gasturbinen des Types GT 10// Ibid. -P. 81-98.

86. Siemens/KWU stellt neue Gasturbinen Familie vor // Erdöl und Kohle-Erdgas-Petrochem. 1995. Vol. 48, N3. - P. 122 - 126.

87. Smith Douglas J. Advanced gas turbines yield high efficiency, low emissions// Power Eng. Int. 1994. Vol.2, № 3. - P.27 -31.

88. Vass W., Kamradt H. GuD-Heizkraftwerk für die Stadtwerke Erfurt // Heiz Heizkraftwirtschaft und Fernwarmeversorgung: Beitrag. I, XXXI. Kraftwerk-stechn. Koll., 29. .30 Sept. 1999 in Dresden. Dresden, 1999.-P.155 - 165.

89. Voigtländer, P., Pye. /., Gattinger, M.\ "Die Gasturbine im Kraftwerksmarkt", VDI-Bericht Nr. 1566, P. 1 18.