автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Системная эффективность отопительных ПГУ ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения

На правах, рукописи

Соколов Андрей Анатольевич

СИСТЕМНАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОТОПИТЕЛЬНЫХ ПГУ-ТЭЦ В СИСТЕМАХ ТЕПЛОЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Саратов 2004

Работа выполнена в Саратовском государственном техническом университете

Научный руководитель - кандидат технических наук, доцент

Ларин Евгений Александрович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Ведущая организация - институт «Энергопроект» (г. Самара)

Защита состоится 9 февраля 2005 года в 10.00 на заседании диссертационного совета Д 212.242.07 в Саратовском государственном техническом университете по адресу: 410054 г. Саратов, ул. Политехническая, 77, ауд. 319.

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

Автореферат разослан 30 декабря 2004 года.

Хрусталев Владимир Александрович

кандидат технических наук, доцент Тверской Алексей Константинович

Ученый секретарь диссертационного совета

Е.А. Ларин

Г ¿7/63

¿хвезл 3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Топливно-энергетический комплекс страны находится в кризисном состоянии. Основное его проявление заключается в снижении эффективности и нарушении снабжения отдельных регионов и потребителей топливом, электрической и тепловой энергией. Односторонняя ориентация топливно-энергетического баланса страны на использование природного газа в условиях постоянного роста его поставок на внешний рынок является фактором снижения энергетической безопасности. Во всех сценариях развития экономики и топливно-энергетического баланса России предусматривается покрытие дефицита потребности в энергоресурсах, в основном, за счет природного газа.

В теплоэнергетике положение осложняется тем, что сокращение объемов промышленного производства не сопровождалось адекватным снижением объемов потребления электрической и тепловой энергии. Сложилась ситуация, когда в условиях наличия большого резерва электрической мощности в региональных энергосистемах невозможно его использовать вследствие падения потребления технологического пара промышленными потребителями. В новых экономических условиях перехода к социально-ориентированным рыночным отношениям, относительно высокого уровня инфляции, отсутствия централизованных средств для воспроизводства отработавших свой ресурс и требующих замены генерирующих мощностей ориентация на традиционное централизованное теплоэнергоснаб-жение от крупных источников становится проблематичной. Традиционные теплофикационные системы не обеспечили расчетной экономии топлива и общей эффективности. Это связано с тем, что эффект системной экономии топлива от централизации теплоснабжения практически сведен к нулю вследствие того, что КПД промышленных и отопительных котельных повышен до уровня КПД энергетических котлов. Кроме того, составляющая системного топливного эффекта от комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ оказалась ниже расчетной вследствие больших тепловых потерь и потерь с утечками при транспорте горячей воды на большие расстояния. Эти потери достигают 20 - 25% и более. Кроме того, магистральные тепловые сети от ТЭЦ имеют низкую надежность, что приводит в ряде случаев к нарушению теплоснабжения и соответствующему ущербу как материальному, так и социальному. Ориентация на строительство крупных котельных с точки зрения обеспечения системной экономичности является неперспективной из-за увеличения потребностей в топливе и необходимости решения экологических проблем.

В этих условиях в стране наметилась и осуществляется тенденция на строительство децентрализованных комбинированных источников электро- и теплоснабжения, как правило, с использованием конверсионных га-

зотурбинных установок. Создание таких {^^ЯИЯШвйОД ряд пре-

ВИБЛИОТЕКА

1

С. Петербург ¿у ;

имуществ. Среди них основными являются короткие сроки строительства, повышение надежности теплоснабжения потребителей, использование потенциала конверсионных предприятий и другие.

Учитывая определенные сложности с энергообеспечением производственной и социальной инфраструктуры крупных компаний, например, ОАО «Газпром», промышленными предприятиями разработаны и реализуются собственные программы энергообеспечения, предусматривающие строительство ТЭЦ, в том числе и парогазовых, на базе ГТУ малой и средней мощности. Создание таких ТЭЦ требует проведения большого комплекса научных исследований, включающих определение их системной тепловой и топливной эффективности с учетом режимов теплопотребления и климатических факторов, решение вопросов обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, размещения, экологического воздействия на окружающую среду и общей технико-экономической эффективности.

Указанные недостатки существующих централизованных теплоснабжающих систем определили выбор предмета исследования диссертационной работы, заключающегося в обосновании, разработке и исследовании эффективности отопительных ПТУ в системах теплоснабжения.

Работа выполнена в рамках научного направления Проблемной научно-исследовательской лаборатории теплоэнергетических установок электростанций СГТУ в соответствии с межвузовской научно-технической программой основного научного направления развития науки и техники РФ «Топливо и энергетика», федеральной программы фундаментальных исследований в области «Физико-технические проблемы энергетики», раздел «Фундаментальные проблемы энергосбережения и эффективного использования топлива», а также программой конкурса грантов в области энергетики и электротехники по разделу С-098 «Экономия топлива и тепловой энергии».

Объект исследования: парогазовые ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности в системах теплоснабжения.

Цель работы: определение эффективности отопительных ПГУ-ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности в системах теплоэнергоснабжения.

Основные задачи исследования:

1. Обоснование показателей и разработка методов расчета тепловой и топливной эффективности отопительных ПГУ-ТЭЦ в системах теплоснабжения.

2. Разработка математической модели отопительных ПГУ-ТЭЦ и проведение расчетно-теоретических исследований энергетических характеристик ПГУ-ТЭЦ с учетом режимных и климатических факторов.

3. Разработка методов расчета и обеспечения надежности систем теплоснабжения на базе отопительных ПГУ-ТЭЦ с учетом реальных условий эксплуатации., . ^..........

, Г ' ; ■»•';' ' ч» Ы.;

4. Обоснование рациональных схем и определение рациональных областей применения отопительных ПГУ-ТЭЦ с учетом климатических и режимных факторов.

5. Определение экономической эффективности создания отопительных ПГУ-ТЭЦ малой и средней мощности.

Методы исследования: в основу исследования положены методология системных исследований в энергетике, математическое моделирование процессов и агрегатов комбинированных парогазовых установок и систем теплоснабжения в реальных условиях их функционирования, модели расчета и обеспечения надежности систем энергетики и технико-экономического анализа теплоэнергетических установок и систем.

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснована использованием методологии системных исследований в энергетике, применением фундаментальных законов технической термодинамики, теплопередачи и теории надежности систем энергетики. Математические модели расчета характеристик отопительных ПГУ-ТЭЦ разработаны на основе апробированных методов решения ряда аналогичных задач. Проведено сопоставление полученных расчетно-теоретических результатов и выводов исследования с данными на основе других теоретических подходов.

На защиту выносятся:

1. Методические положения и результаты расчета тепловой и топливной эффективности отопительных ПГУ-ТЭЦ в системах теплоэнерго-снабжения.

2. Математические модели и результаты расчетно-теоретических исследований энергетических характеристик отопительных ПГУ-ТЭЦ с учетом реальных режимов работы, климатических и эксплуатационных факторов и обеспечения надежности теплоэнергоснабжения.

3. Методика и результаты расчета сравнительной эффективности и оптимальной тепловой нагрузки для различных схем отопительных ПГУ-ТЭЦ и условий размещения.

4. Методические положения и результаты расчетов экономической эффективности отопительных ПГУ-ТЭЦ в системах теплоснабжения.

Научная новизна результатов исследования:

1. Разработаны теоретические положения расчета системной тепловой и топливной эффективности отопительных ПГУ-ТЭЦ в системах теплоснабжения.

2. Разработана математическая модель расчета энергетических характеристик ПГУ-ТЭЦ и систем теплоснабжения на их основе с учетом реальных режимных и климатических факторов.

3. Предложена методика расчета и обеспечения показателей надежности отопительных ПГУ и систем теплоэнергоснабжения на их основе.

4.- Разработана методика определения экономической эффективности строительства и области эффективного использования отопительных ПГУ-ТЭЦ с ГТУ малой и средней мощности.

Практическая значимость. Проведено технико-экономическое обоснование и определены условия эффективного применения отопительных ПГУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения. Определена системная тепловая и топливная эффективность ПГУ-ТЭЦ в системах теплоснабжения. Даны практические рекомендации по выбору рациональных схем и оптимальной тепловой нагрузки отопительных ПГУ-ТЭЦ для различных регионов строительства. Получены результаты расчетно-теоретических исследований эффективности отопительных ПГУ-ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности с учетом реальных условий их работы в системах теплоснабжения.

Апробация работы. Материалы, вошедшие в диссертацию, докладывались и обсуждались на научных конференциях и семинарах Саратовского государственного технического университета (г. Саратов, 2001-2004 г г.), на Международной научной конференции «Технические, экономические и экологические проблемы энергосбережения» (г. Саратов, 2-3 октября 2001 г.), Международной научно-практической конференции «Проблемы развития централизованного теплоснабжения» (г. Самара, 26-28 апреля 2004 г.), межвузовской научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения» (г. Саратов, 14 ноября 2004 г.).

Публикации. По материалам диссертации автором опубликовано 5 научных статей.

Структура и объем диссертации. Диссертация изложена на 190 страницах и состоит из предисловия, введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы (138 наименований), имеет 64 рисунка, 19 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В предисловии дана краткая характеристика состояния топливно-энергетического комплекса России и рассмотрены перспективные направления его развития, сформулирована проблема повышения эффективности систем теплоснабжения, обоснована актуальность и поставлена цель работы, определены основные задачи исследования, отражены научная новизна полученных результатов, их практическая ценность и апробация.

Во введении проведен анализ современного состояния систем теплоснабжения, рассмотрены основные тенденции их развития и направления повышения их эффективности. Отмечено, что вследствие снижения добычи газа и увеличения доли его поставок за рубеж необходимы разработка и внедрение высокоэффективных, надежных и экологически приемлемых теплоэнергетических установок на базе комбинированной выработ-

ки электроэнергии и теплоты для удовлетворения нужд промышленности и населения в электроэнергии и теплоте.

Наибольший вклад в развитие теории теплофикационных систем внесли акад. Мелентьев JI.A. и Стырикович М.А., проф. Андрющенко А.И., Соколов Е.Я., Хлебалин Ю.М., Хрилев JI.C. и др. Вместе с тем, анализ выполненных исследований по проблеме повышения эффективности теплоснабжающих систем выявил необходимость проведения дополнительного комплекса исследований в обоснование эффективности парогазовых ТЭЦ на базе ПТУ малой и средней мощности в системах теплоснабжения.

Анализ выполненных исследований по проблеме повышения эффективности теплоснабжающих систем выявил необходимость проведения дополнительных исследований по определению эффективности теплоснабжения от ПТУ-ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности в новых экономических условиях. В результате проведенного анализа схем, параметров и характеристик ПТУ ТЭЦ, а также выполненных исследований по повышению эффективности теплоснабжающих систем, сформулирована цель и поставлены задачи исследования.

В первой главе «Основы методики исследования» проведено обоснование и разработана методика расчета показателей системной тепловой и топливной эффективности различных схем отопительных парогазовых ТЭЦ в системах теплоснабжения.

Используемые в настоящее время показатели совершенства комбинированных установок ТЭЦ, такие как удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении у®, коэффициент использования теплоты топлива Кит, а также удельные расходы топлива на выработанные электрическую и тепловую энергии не отражают их системную топливную эффективность. В качестве показателя системной топливной эффективности использован предложенный Андрющенко А.И. показатель удельной экономии топлива в системе теплоэнергоснабжения рт = ДВзГ/в™» гДе Д°à " системная экономия топлива от комбинированной выработки электроэнергии и теплоты по сравнению с раздельной; В^ц- годовой расход топлива на ТЭЦ.

Для оценки системной экономии топлива при использовании отопительных ПТУ (принципиальная схема и термодинамический цикл приведен на рис. 1) в системах теплоснабжения необходимо учитывать то, что в ПТУ имеется определенная доля раздельной выработки электроэнергии как в газовом, так и в паротурбинном циклах с относительно низким КПД, которая приводит не к экономии, а к перерасходу топлива. Другой особенностью отопительных ПТУ является возможность сжигания дополнительного количества топлива в среде уходящих газов ГТУ перед котлом-утилизатором для повышения тепловой и электрической мощности 111 У. В

отличие от теплофикационных ГТУ это приводит к дополнительной экономии топлива за счет комбинированной выработки теплоты в паровом цикле ПТУ.

Системная экономия топлива ДВ^от комбинированной выработки электроэнергии и теплоты при использовании отопительных 111 У рассчитывается по формуле по сравнению с раздельной выработкой

1

юс

Дот

'У ту

05

Пот

1

Дсот ^в«

_1_ 1Л

П» J

,0)

-Лэ

где yl - удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении; ЛГ " электрический КПД КЭС; Kjj* - коэффициент использования теплоты топлива в теплофикационном цикле ГТУ; г^ - электрический КПД ГТУ; ri^ - КПД котельной; у^- доля электроэнергии, выработанной в ПТУ, отборным паром; ф^ - коэффициент использования теплоты уходящих газов ГТУ; \}/ух - доля теплоты уходящих газов ГТУ, используемая для выработки электроэнергии в ПТУ; Qlup - теплота, выработанная III У; Э^.Э^Г - электроэнергия, выработанная в ПТУ и ГТУ; T|f" - КПД кон-

„ ЕПОТ ССН И пик

денсационной части парогазового цикла; q , с, , с, - соответственно, коэффициенты, учитывающие тепловые потери при транспорте теплоносителя, потребление электроэнергии на перекачку теплоносителя сетевыми насосами и выработку пиковой тепловой энергии.

Из формулы (1) видно, что величина удельной системной экономии топлива определяется, в основном, следующими показателями: удельной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении у®, коэффициентом использования теплоты топлива K£j теплофикационного потока ПГУ, электрическим КПД замещаемой КЭС, а также величиной потерь энергии при транспорте теплоты. Разработана методика расчета экономии топлива за счет комбинированной выработки электроэнергии и теплоты в системе теплоснабжения на базе ПГУ-ТЭЦ по сравнению с раздельной выработкой электроэнергии и теплоты. Установлено, что при использовании отопительных ПГУ удельная годовая экономия топлива в системе Рт достигает 0,338, несмотря на значительную долю раздельной выработки электроэнергии.

а) б)

Рис. 1. Термодинамический цикл а) и принципиальная схема б) 111У ТЭЦ

Определение сравнительной экономической эффективности различных схем ПТУ-ТЭЦ проводилось на основании интегрального социально-экономического эффекта, определяемого по формуле

АЭг = I (ДЗ"Р + A3? + ЛЗ: + АЗ")' (1+ЕУ»+ АФТ • (1 + Е)"т, (2) t«o

гДе аз"р'дз" " соответственно, экономия затрат в сферах производства и потребления всех видов энергии, вырабатываемых системой в t-й год операционной деятельности; Д3< - стоимостная оценка социального эффекта в t-й год в сравниваемых вариантах; ДЗ" - стоимостная оценка системного эффекта при сравнении вариантов энергетических систем, отличающихся уровнем надежности энергоснабжения потребителей в t-й год; ДФТ - разность остаточной стоимости основных фондов на конец расчетного периода времени Т; Е - норматив приведения разновременных затрат и эффектов.

Для корректного использования указанного критерия оценки общей эффективности применения ПТУ-ТЭЦ сформулированы условия сопоставимости сравниваемых вариантов, учитывающие энергетическую сопоставимость, требования надежности теплоснабжения и социальные факторы. Кроме того, обосновано применение вспомогательных критериев эффективности, учитывающих финансовую эффективность сравниваемых вариантов.

Одним из обязательных условий проектирования и функционирования систем теплоэнергоснабжения является обеспечение заданных значений показателей надежности энергоснабжения потребителей. Выполнение этого условия осуществляется путем создания гибких технологических схем ПТУ-ТЭЦ, использования всех видов резервирования: нагрузочного, структурного, функционального и временного. Критерием выбора оптимальных технических решений является

ДЭ,(Х,Y)шах, при ПН', > ПНэ(Х,У>,ПЬГд > ПНд(Х,Y), (3)

где X,Y - вектор оптимизируемых параметров и схемных решений теплоснабжающей системы; ПНэ,ПНдДШ^ПНд- соответственно, расчетные и нормативные значения показателей надежности (ПН) по отпуску электроэнергии и теплоты.

В работе проведено обоснование нормированных значений ПН электро- и теплоснабжения потребителей. В основу определения нормированных значений ПН теплоснабжения коммунально-бытовых потребителей положены значения температур воздуха внутри отапливаемых помещений в соответствии с рангом отказа работоспособности или функционирования системы теплоснабжения. При заданных значениях ПН надежности дополнительные затраты на обеспечение надежного электроснабжения рассчитываются по формуле

А$ = Ш-Ь, Ьр-ni цт + (q-Тпл - трхьрцгр - mxjnp + 3;, (4) где bj и Ь{ - удельный расход топлива i-й установкой мощностью N/ в режиме работы на номинальной и на пониженной частоте соответственно; тр - время запаздывания ввода резервной установки в случае отказа исследуемой установки; тпл - плановое число работы исследуемой установки в году; q - коэффициент аварийности установки; bp, b - удельные расходы топлива резервной и исследуемой установками; Цтр, Цт - стоимость топлива, расходуемого резервной и исследуемой установками; - затраты топлива на пуск-останов резервного оборудования.

Дополнительные системные затраты на обеспечение надежности теплоснабжения определяются как

ДЗ? = n-Q'p- К V % + bQ'p-n-т-Ц, + Д3? + Д3„р, (5)

где п - число резервных водогрейных котлов производительностью QpC удельными капиталовложениями - удельный расход топлива в котельной; £ - коэффициент, учитывающий условия финансирования строительства резервной котельной и амортизационные отчисления; х - число часов работы резервной котельной, зависящее от требуемого уровня надежности теплоснабжения потребителя; ДЗ^, ДЗпр - затраты топлива на пуск-останов

котельной и прочие расходы.

Для формирования информационного обеспечения оптимизационных и технико-экономических расчетов ill У-ТЭЦ проведен анализ технико-экономических характеристик отечественных и зарубежных парогазовых установок, который показал, что между техническими характеристиками 111У и их стоимостью существует статистическая (корреляционная) зависимость. В качестве факторов, определяющих капитальные затраты в ПТУ, приняты: номинальная мощность установки N, температура газов перед турбиной t3, расход воздуха в компрессор G и степень повышения

давления воздуха в компрессоре ик, число давлений пара в паротурбинном цикле. На рис. 2 приведена зависимость удельных капитальных затрат в сооружение ПГУ-ТЭЦ в зависимости от мощности ТЭЦ. Использование указанных статистических данных позволило установить, что для бинарной ПГУ-ТЭЦ мощностью 50 МВт, состоящей из двух дубль-блоков с двумя турбинами НК-14Э и одной К-6-16У в каждом блоке, удельная стоимость не будет превышать 700 долл/кВт.

Рис. 2. Зависимость удельных капиталовложений от мощности ПТУ, числа давлений пара в паротурбинном и числа ГТУ в установке

На основе предварительного анализа системной эффективности различных схем выбраны расчетные схемы теплофикационных ГТУ, общая схема которой приведена на рис. 1.

Во второй главе «Оптимизация параметров и характеристик отопительных ПТУ» разработана математическая модель и проведены расчетно-теоретические исследования характеристик ПГУ-ТЭЦ в системах теплоснабжения с учетом режимных, климатических и эксплуатационных факторов. Математическая модель расчета характеристик и показателей тепловой экономичности отопительных ПГУ-ТЭЦ основана на почасовом расчете величины присоединенной тепловой нагрузки, температурного графика теплосети (с учетом нагрузки горячего водоснабжения) и соответствующих температур охлаждающей (подпиточной) воды и наружного воздуха с последующим определением энергетических характеристик газотурбинных и паротурбинных установок и расхода топлива. При разработке математической модели отопительных ПГУ все графические зависимости, описывающие режимы работы ПГУ-ТЭЦ, были аппроксимированы математическими зависимостями. Математическая модель расчета характеристик отопительных ПГУ учитывает способы регулирования и конструктивные особенности турбоагрегатов и котла-утилизатора. Алгоритм расчета реализован в среде Бе1рЫ.

Исследовано влияние климатических факторов на показатели тепловой и системной топливной эффективности отопительной ПГУ-ТЭЦ на базе агрегата типа НК-14Э электрической мощностью 9,5 МВт и паротур-

бинной установки К-6-16У. На рис. 3 показано влияние температуры наружного воздуха на конфигурацию термодинамического цикла. На рис. 4 показано влияние температуры наружного воздуха на показатели газотурбинной части отопительной ПТУ-ТЭЦ с учетом принятого способа регулирования, обусловленного конструктивными характеристиками агрегата.

Рис. 3. Изменение термодинамического цикла 111 У в зависимости от температуры наружного воздуха

.27 -5 5 1С ttiB,°C -27 -б 9 15 tiie,'!C

Рис. 4. Изменение параметров и энергетических характеристик ГТУ в зависимости от температуры наружного воздуха

Здесь: N - мощность ГТУ; Ь , и- температуры газа перед и после ГТ; -степень повышения давления; Ог - расход продуктов сгорания; <3у,. - располагаемая теплота утилизации ГТУ; т^ - электрический КПД; В^ - расхода топлива в камеру сгорания ГТУ; Ог - содержание кислорода в уходящих газах ГТУ; N0* - содержание оксидов азота в уходящих газах ГТУ.

Рассмотрены следующие схемы ПГУ, отличающиеся вариантами паротурбинной части: с теплофикационной турбиной с последовательным включением сетевого подогревателя паровой турбины (СППТ) и сетевого подогревателя КУ (СПКУ) (схема а); с теплофикационной турбиной с параллельным включением СППТ и СПКУ (схема б); с противодавленческой турбиной с параллельным включением СППТ и СПКУ (схема в); с противодавленческой турбиной с последовательным включением СППТ и СПКУ (схема г); с конденсационной паровой турбиной и СПКУ (схема д). Для каждой из схем определена оптимальная присоединенная тепловая нагрузка р0([1по максимуму удельной системной экономии топлива (см. табл. 1).

Таблица 1

Оптимальная присоединенная тепловая нагрузка и максимальная удельная

Режим работы ПГУ Показатели Схема

а б в г д

Без отключения ГТУ летом, с ДУ зимой <}о„т, МВт 27 28 43 40 7

Рт 0,185 0,174 0,251 0,276 0,087

Без отключения ГТУ летом, без ДУ зимой <30ГГО МВт 26 27 43 40 7

Рт 0,185 0,174 0,245 0,271 0,093

С отключением 1-й ГТУ летом с ДУ зимой СЬ,™ МВт 25 25 40 41 7

Рт 0,225 0Д10 0,322 0,338 0,102

С отключением 1-й ГТУ летом без ДУ зимой <301тМВт 25 25 41 41 7

Цг 0,226 0,210 0,316 0,331 0,107

Наибольшей среднегодовой топливной эффективностью обладает схема г с использованием ДУ и отключением одной ГТУ в летний (неотопительный) период. Для этой схемы оптимальная присоединенная тепловая нагрузка составляет 41 МВт, при этом среднегодовая удельная относительная экономия топлива в системе составляет 0,338. Изменение показателей топливной эффективности этой схемы ПГУ-ТЭЦ в зависимости от температуры наружного воздуха приведено на рис. 5.

Расчетно-теоретическими исследованиями установлено, что применение ДУ позволяет повысить присоединенную тепловую нагрузку, за счет чего повышается величина среднегодовой удельной экономии топлива, несмотря на некоторое снижение величины |}т в период работы ДУ. Кроме того, установлено, что наиболее эффективным является режим работы ПГУ с отключением одной ГТУ в неотопительный период. Для всех рассмотренных схем ПГУ оптимальная тепловая нагрузка и максимальное значение |3т несущественно зависят от района размещения.

-17 -3 S в IS tHB,"C -27 -3 5 8 is tHI.'C

-27 -S 3 в 13 tHB.'C -27 -S S в IS tHB,"C

Pt Э

Рис. 5. Характеристики ПТУ-ТЭЦ по схеме г в зависимости от температуры наружного воздуха

В третьей главе «Обеспечение надежности систем теплоэнерго-снабжения на базе ПТУ-ТЭЦ» проведены выбор и обоснование применяемых единичных и комплексных показателей надежности. Наряду с известными в работе использован динамический вероятностный показатель надежности (ПН) систем теплоэнергоснабжения, учитывающий как полные и частичные отказы работоспособности, так и отказы функционирования системы - коэффициент эффективности функционирования системы k3(t), рассчитываемый по формуле

кэ(1) = Р{1,Ф£ф5}-Р{1,ф5>фтр}, (6)

где P{t,0 > ф8} - вероятность того, что в момент времени t значение выходного эффекта системы (уровень отпускаемой энергии) Ф будет не ниже некоторого заданного значения Ф8; P(t,Os > ф-ф) - вероятность того, что в

момент времени t величина выходного эффекта Ф3 будет не ниже требуемого графиком нагрузок потребителя Ф-ф.

Теплофикационная ПТУ представляет собой сложную, разветвленную систему отдельных элементов, функционально объединенных одним технологическим процессом. Расчет показателей надежности ПТУ проводится в предположении, что каждый элемент в любой момент времени плановой его работы может находиться в одном из двух состояний: работоспособном или неработоспособном. В основе расчета структурной надежности

установки лежит описание ее функционирования марковским процессом с дискретным множеством состояний и непрерывным временем. На рис. 6 приведена блочная структурная схема ПГУ-ТЭЦ с поперечными связями и структурным и функциональным резервированием.

Рис. 6. Структурная схема ПГУ-ТЭЦ с поперечными связями Состояние энергоустановки характеризуется (п+т)-мерным графом

(7)

где К* - число работоспособных элементов 1-го блока; - располагаемая электрическая мощность в 1-м состоянии; (}рГ - производительность установки по отпуску теплоты г-м теплоносителем; п - число элементов в установке; т - число выходных эффектов. Величина определяется инженерным анализом, соответствует ее минимальному значению при отказе 1, элементов из Ь, в 1-м блоке и рассчитывается по формуле

1,-Р.

К^тшЫ^. м

1--

N.

н>

(8)

где р, - коэффициент запаса по производительности каждого из Ь, элементов ¡-го блока; 1Мн - номинальная мощность КЭУ. Величина <ЗрГ определяется по формуле

0-и

I м,

(9)

где 0,я . номинальная мощность по отпуску тепловой энергии г-м теплоносителем.

Процедура формирования графа состояний энергоустановки, матрицы интенсивностей переходов и решения системы дифференциальных уравнений вероятностей состояний формализованы и представлены в виде комплекса расчетных программ. Полученные в результате решения системы дифференциальных уравнений вероятности возможных состояний характеризуются уровнем работоспособности энергоустановки по отпуску электрической и тепловой энергии. Представляя требуемые условия функционирования отопительной ПГУ в виде детерминированной кусочно-постоянной функции N^ = 1,0) и = все состояния установки можно разделить на два подмножества. Одно из них (г б характеризуется уровнями работоспособности Л* > N.. и > (}Р|, а другое (геБ") состояниями отказа работоспособности или отказа функционирования, т.е. И; < N. и < <2Р1.

Вероятность безотказной работы или коэффициент готовности по отношению к фиксированному уровню работоспособности в момент времени 1 определится по формулам

р„(0 = К?(К,,0= I рДн* £Рг(м*р <N,4 (10)

г-з* г»з

Подмножества состояний содержит состояния с различной располагаемой мощностью Щ, Ыц) и производительностью Он)- Для учета частичных отказов энергоустановки коэффициенты готовности рассчитываются по формулам

К?(1)= 1Рг(^, (12)

где - уровень относительной электрической и тепловой мощности

установки в г-м состоянии.

Разработанная методика расчета структурной надежности позволяет определить взаимосвязанные значения ПН отопительных ПГУ по отпуску электрической и тепловой энергии. На рис. 7 показано изменение динамически х значений Кг(0 для теплофикационной ПГУ на базе газотурбинного агрегата типа НК-14Э и паровой турбины типа К-6-16У.

Взаимозависимые величины динамических значений К*^) и достигают стационарных значений через достаточно небольшой период времени, который зависит от значений интенсивностей отказов и восстановлений. Это означает, что в практических расчетах можно пользоваться стационарными значениями указанных показателей надежности.

трической и тепловой энергии К'(0 = блочной отопительной ПТУ а) и теплофикационной ПТУ с применением функционального резерва по отпуску теплоты б)

В реальном диапазоне ПН отдельных элементов теплофикационной ПТУ установка не обеспечивает требуемых показателей надежности теплоснабжения. Поэтому необходимо применять какие-либо способы повышения надежности. Расчетами установлено, что применение функционального резервирования в виде РОУ и ДУ в КУ позволяет практически обеспечить требуемые потребителями ПН по отпуску тепла от источника теплоснабжения.

Показатели надежности системы теплоснабжения определяются ее структурной схемой, показателями надежности энергоустановок, работающих в структуре системы, и их нагрузочными характеристиками. Пусть источник системы теплоэнергоснабжения состоит из 1 энергоустановок (¡=1,т). Каждая энергоустановка может находиться в ] различных состояниях (]=1„ш,). Каждое состояние характеризуется уровнем максимальных мощностей 0,, и КГ,,, по отпуску теплоты и электроэнергии с вероятностью реализации данного состояния Рч. Энергоустановки соединены с потребителем и между собой системой трубопроводов и линиями электропередач, которые также могут находиться в к состояниях (к=1,1,), характеризующихся максимальной пропускной способностью N,10 транспорта электроэнергии и теплоты с вероятностью Р^ каждого состояния. Пусть потребность отпуска ^го вида энергии характеризуется q уровнями мощностей, (я=1^) с вероятностью реализации каждого Рч. Показатели надежности ¡-й установки по отпуску ]-го вида энергии с я-м уровнем мощности с учетом системы транспорта и распределения определяются как

рч=р,Л«*>(2и;к.1с>ыи)- (13>

Разработана методика расчета ПН системы теплоснабжения как параллельно-последовательной структуры с использованием метода перебора состояний системы. Расчетно-теоретическими исследованиями установлено,

что в реальном диапазоне ПН отдельных элементов ПГУ применение функционального (РОУ), временного (бак-аккумулятор горячей воды), а также системного (пиковая котельная) резервирования позволяют обеспечить требуемые ПН системы теплоснабжения.

В четвертой главе «Экономическая эффективность ПГУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения» определена экономическая эффективность отопительной ПГУ мощностью до 50 МВт на базе ГТУ типа НК-14Э и ПТУ типа К-6-16У в системах теплоэнергоснабжения. На основе разработанных методик с использованием результатов расчетов энергетических характеристик и лицензионного пакета программ «Альт-ИнвеСг» определены показатели экономической эффективности различных схем ПГУ-ТЭЦ. Полученные результаты сведены в табл. 2, из которой видно, что наиболее эффективной оказывается схема в с противодавленческой паровой турбиной и последовательным соединением СППТ и СПКУ, использованием ДУ в зимний период и без отключения ГТУ в летний.

Таблица 2

Основные экономические показатели проектов строительства ПГУ ТЭЦ

Показатель Разм. Схема

а | б | в ) г | д

Отключение 1-й ГТУ в каждом блоке в летний период и использование ДУ в зимний

чдд тыс.руб. 493927 470057 752061 711440 260852

Дисконтированный срок окупаемости лет 6,50 6,60 5,61 5,72 7,68

Отключение 1-й ГТУ в каждом блоке в летний период без использования ДУ в зимний

чдц тыс.руб. 491454 464482 739933 708456 260373

Дисконтированный срок окупаемости лет 6,51 6,63 5,64 5,73 7,68

Работа двух ГТУ в каждом блоке в летний пе риод и использование ДУ в зимний

ЧДД тыс.руб. 786436 769464 1024151 974196 531683

Дисконтированный срок окупаемости лет 5,51 5,55 4,92 5,04 6,35

Работа двух ГТУ в каждом блоке в летний период без использования ДУ в зимний

чдд тыс.руб. 776047 756904 118683 961466 531203

Дисконтированный срок окупаемости лет 5,53 5,59 4,95 5,07 6,35

Проведен анализ чувствительности полученных показателей эффективности по отношению к различным технико-экономическим факторам. Установлено, что наиболее сильное влияние на показатели эффективности оказывает объем выработки и реализации электрической и тепловой энергии.

ВЫВОДЫ

1. Разработана экономико-математическая модель определения эффективности отопительных ПГУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения, учитывающая режимные и климатические условия работы системы, системную топливную эффективность различных вариантов схемных решений, экологические факторы, обеспечение требуемой надежности энергоснабжения потребителей, а также условия финансирования создания систем теплоснабжения.

2. Разработаны теоретические положения расчета показателей системной тепловой и топливной эффективности отопительных ПГУ в системах теплоснабжения. По сравнению с раздельной схемой производства электрической и тепловой энергии применение ПГУ-ТЭЦ обеспечивает системную экономию топлива до 32-34 %. По сравнению с теплофикационными газотурбинными установками ПГУ-ТЭЦ обеспечивают повышение удельной экономии топлива 0,21-025 до 0,34 -0,36 за счет обеспечения эффективных термодинамических циклов ПГУ-ТЭЦ и эффективных режимов работы.

3. Разработана математическая модель расчета энергетических характеристик и показателей ПГУ-ТЭЦ с учетом всего комплекса важнейших факторов их функционирования в системах теплоснабжения, а также конструктивных характеристик агрегатов ПГУ и режимов теплопотребления. Расчет-но-теоретическими исследованиями установлено влияние режимов работы отопительных ПГУ на интегральные показатели тепловой и топливной эффективности. Расчетами по реализованной методике почасового расчета показателей эффективности показано, что расчетный расход газового топлива увеличивается на 2,7-4,2% по сравнению с расчетами по среднесуточным и среднемесячным режимам.

4. Проведен сравнительный анализ различных схем отопительных ПГУ, различающихся способами утилизации теплоты уходящих газов ГТУ, вариантами схем паротурбинной части ПГУ, применением камер дожигания топлива в среде уходящих газов ГТУ, а также способами покрытия графиков тепловых нагрузок. Установлено, что максимальную системную топливную эффективность обеспечивает бинарная схема ПГУ с противодавленческой паротурбинной установкой, последовательной схемой включения сетевых подогревателей в тракт уходящих газов ГТУ и применением камеры дожигания.

5. Разработана методика расчета и обеспечения комплексных показателей надежности систем теплоснабжения на базе отопительных ПГУ с учетом структурной схемы, способов резервирования и требований надежности теплоснабжения потребителей. Установлено, что применение дубль-блочной схемы отопительной 111 У с применением параллельных связей и функционального резервирования по отпуску теплоты обеспечивает требуемые показатели надежности теплоснабжения.

6. Определены способы обеспечения надежности теплоснабжения от ПГУ ТЭЦ. Форсирование тепловой мощности котла-утилизатора путем сжигания дополнительного топлива в камере дожигания не приводит к снижению его надежности. Установлено, что применение бака-аккумулятора горячей воды в схемах отопительных ПГУ приводит к повышению безотказности теплоснабжения на 0,5...1,6% в зависимости от его емкости.

7. Определена экономическая эффективность ПГУ-ТЭЦ в системах те-плоэнергоснабжения. Выявлено влияние основных технико-экономических факторов на показатели экономической эффективности. Установлено, что срок окупаемости инвестиций в создание малых ТЭЦ составляет 4,5...6,4 го«а при величине внутренней нормы доходности 14... 19% в зависимости от ис-

-, 2005-4 * 48632'

ходных данных. Определяющее влияние на показатели экономической эффективности оказывают режимы работы отопительных 111'У, условия и объемы реализации электрической и тепловой энергии и условия финансирования инвестиций в их сооружение.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

1. Соколов A.A. Основные положения определения системной эффективности теплофикационных 111 У в системах энергоснабжения / Е.А. Ларин, A.A. Соколов // Технические, экономические и экологические проблемы энергосбережения: Материалы Междунар. конф. / СГТУ. - Саратов, 2002. -С. 78-82.

2. Соколов A.A. Системная топливная эффективность парогазовых электростанций малой и средней мощности в системе теплоснабжения / Е.А. Ларин, A.A. Соколов // Проблемы энергетики: Межвуз. науч. сб. / СГТУ. -Саратов, 2004. - С. 126-133.

3. Соколов A.A. Методика расчета системной топливной эффективности теплофикационных 111 У / Е.А. Ларин, A.A. Соколов // Актуальные вопросы промышленной теплоэнергетики и энергосбережения: Межвуз. науч. сб. / СГТУ.-Саратов, 2004.-С. 182-190.

4. Соколов A.A. Определение эффективности эксплуатации промышленных ПГУ-ТЭЦ / П.Г. Антропов, A.A. Соколов, Т.В. Антропова // Актуальные вопросы промышленной теплоэнергетики и энергосбережения: Межвуз. науч. сб. / СГТУ.- Саратов, 2004. - С. 198-205.

5. Соколов A.A. Системная топливная эффективность отопительных ПГУ в системах / A.A. Соколов, Е.А. Ларин // Вестник СГТУ. 2004. №3(4)-С. 103-108.

Соколов Андрей Анатольевич

СИСТЕМНАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОТОПИТЕЛЬНЫХ ПГУ-ТЭЦ В СИСТЕМАХ ТЕПЛОЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ

Автореферат

Ответственный за выпуск к.т.н. П.Г. Антропов

Корректор О.А. Панина

Лицензия ИД № 06268 от 14.11.01 Подписано в печать 29.12.04 Формат 60x84 1/16

Бум. тип. Усл.-печ. л. 1,0 Уч.-изд. л. 1,0

Тираж 100 экз. Заказ 573. Бесплатно

Саратовский государственный технический университет 410054 г. Саратов, ул. Политехническая, 77 Копипринтер СГТУ, 410054 г. Саратов, ул. Политехническая, 77

у ПРЕДИСЛОВИЕ.

ВВЕДЕНИЕ.

0.1. Анализ современного состояния систем теплоснабжения и приоритетные направления их развития.

0.2. Возможности и масштабы применения отопительных парогазовых ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения.

0.3. Анализ выполненных исследований по схемам, параметрам, режимам и технико-экономической эффективности парогазовых ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности.

0.4. Цель и задачи исследования.

ГЛАВА 1. ОСНОВЫ МЕТОДИКИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1. Показатели и методики расчета системной тепловой и топливной эффективности парогазовых ТЭЦ.

1.2. Методические положения учета климатически, эксплуатационных факторов и режимов работы парогазовых ТЭЦ.

1.3. Основные положения определения эффективности ЛГУ ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения.

1.4. Учет надежности теплоэнергоснабжения при определении системной эффективности малых ТЭЦ на базе ГТУ.

1.5. Информационное обеспечениерасчетно-оптимизационных исследований парогазовых ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности.

ГЛАВА 2. ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ И ХАРАКТЕРИСТИК

ОТОПИТЕЛЬНЫХ ПТУ.

2.1. Выбор расчетных схем отопительных ПГУ.

2.2. Разработка математической модели энергетических характеристик ПГУ в системах теплоэнергоснабжения. у 2.3. Влияние режимных и климатических факторов на энергетические показатели газотурбинной части отопительных ПГУ.

2.4. Выбор оптимальной тепловой нагрузки и способов регулирования отопительной ПГУ ТЭЦ с целью достижения максимальной экономии топлива в системе.

2.5. Влияние режимных и климатических факторов на энергетические показатели утилизационной части отопительных ПГУ.

2.6. Влияние режимных и климатических факторов на энергетические и системные показатели отопительных ПГУ.

2.7. Влияние числа расчетных режимов работы на показатели ПГУ

2.8. Сравнение эффективности схем отопительных ПГУ для различных климатических зон и региона строительства.

ГЛАВА 3. ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ

ТЕПЛОЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ НА БАЗЕ ПГУ ТЭЦ.

3.1. Выбор и обоснование используемых показателей надежности * комбинированных энергоустановок и сшпем теплоэнергоснабжения.

-уЬ 3.2. Методика расчета показателей надежности систем теплоснабжения на базе ПГУ ТЭЦ.

3.2.1. Общие методические предпосылки.

3.2.2. Методика расчета структурной надежности теплофикационных парогазовых установок.

3.2.3 Расчет показателей надежности систем теплоэнергоснабжения.

3.3. Методика расчета показателей надежности систем теплоснабжения на базе структурно сложных схем.

3.4 Обеспечение надежности теплоснабжения ф путем аккумулирования теплоты.

ГЛАВА 4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ МАЛЫХ ПГУ-ТЭЦ

В СИСТЕМАХ ТЕПЛОЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ.

4.1. Экономическая эффективность ПГУ ТЭЦ в системах теплоснабжения.

4.2. Анализ устойчивости решений и областей эффективного использования ПГУ ТЭЦ.

4.3 Экономическая оценка рисков при создании малых ТЭЦ.

Огромный природный топливно-энергетический потенциал России является базой ее экономического развития. За годы реформ ТЭК обеспечил не только экономическую выживаемость страны, но и заложил необходимую базу для ее устойчивого социально-экономического развития. Однако в долгосрочной перспективе ТЭК не может выдержать своей ведущей роли в российской экономике не в силу исчерпания природных ресурсов, а в силу технологических и финансовых ограничений, сдерживающих не только расширенное, но и простое воспроизводство энергетического потенциала, которое становится все более капиталоемким. Ориентация страны лишь на моносырьевую экспортную специализацию в современных условиях становится экономически несостоятельной и экологически неприемлемой. Кроме того, в последние десятилетия большая доля средств, полученных за счет ТЭК, использовалась в других отраслях, что привело к физическому старению и моральному износу его основных фондов.

Основное проявление системного кризиса в энергетике заключается в нарушении снабжения отдельных регионов и потребителей топливом, электрической и тепловой энергией. Односторонняя ориентация топливно-энергетического баланса страны на использование природного газа является если и неошибочной в настоящее время, то в ближайшей перспективе - это явно ошибочное направление. Главной причиной напряженности ТЭБ страны является устойчивая, начиная с 1990 года, тенденция снижения объемов добычи нефти и угля, а также наметившаяся тенденция снижения объемов добычи природного газа. Только в период с 2002 года абсолютные объемы добычи природного газа несколько выросли при существенном увеличении его поставок на внешний рынок. Это связано с исчерпанием геологических запасов разрабатываемых в настоящее время месторождений, что привело к снижению добычи газа на них с почти 624,2 млрд.м3 в настоящее время [112]. Для компенсации спада добычи газа необходимо освоение новых крупных месторождений. Это потребует резкого увеличения инвестиций (в 2,0.2,5 раза к 2010г. и в 3,0.3,5 раза к 2020г.), что вызовет рост цен на природный газ.

Стратегическая задача общества и государства заключается в том, чтобы определить пути более эффективного использования природных ресурсов при снижении удельных энергетических и, как следствие, материальных затрат общества на свое развитие [98]. В этом отношении отрасли ТЭК имеют потенциал экономии топлива порядка 16% от достигнутого расхода топлива (см. таблицу 0.1). Примерно 20% потенциала энергосбережения или 70-85 млн. т.у.т. в год можно реализовывать при затратах до 30 долл. за 1 т у.т., т.е. уже при действующих в стране ценах на топливо. Наиболее дорогие мероприятия (стоимостью свыше 60 долл. за 1 т у.т.) составляют около 15% потенциала энергосбережения.

Таблица 0.1

Потенциал организационно-технологических мер экономии энергоресурсов в ТЭК

Отрасли Электро энергия, млрд. кВт.ч Централизованное тепло, млн. Гкал Топливо, млн. т у.т. Всего млн. т.у.т. %

Топливно-энергетический комплекс, всего 29.35 70.80 99.110 120.135 33.31

В том числе электроэнергетика и теплоснабжение 23.28 67.76 70.77 90.100 25.23

В соответствии с Энергетической стратегией развития ТЭК России в период до 2010 г. наиболее динамично будет расти потребление электроэнергии -на 21 .35% ив 1,4. 1,8 раза к 2020г. по сравнению с уровнем 1995г.

Прогнозируется очень умеренный рост централизованного теплоснабжения. К 2020 г. даже в благоприятном варианте оно превысит уровень 1995 г. только на 11. 12%. Это связано со структурными изменениями в экономике, реализацией накопленного потенциала экономии тепла и преимущественным развитием индивидуальных его источников.

Одним из негативных факторов, влияющих на развитие энергетики, является увеличение потребления электроэнергии, сопровождающееся малым увеличением тепловой нагрузки. Сложилась ситуация, когда в условиях наличия большого резерва электрической мощности в региональных энергосистемах, стало невозможно его использовать вследствие падения потребления теплоты промышленными потребителями. В результате противодавленческие турбоагрегаты ТЭЦ фактически простаивают, а турбины типа ПТ являются незагруженными. Кроме того, в новых экономических условиях перехода к социально-ориентированным рыночным отношениям, невозможности использования централизованных средств для восполнения отработавших свой ресурс и требующих замены генерирующих мощностей, ориентация на традиционное централизованное теплоэнергоснабжение от крупных источников становится проблематичной.

Традиционные централизованные теплофикационные системы не обеспечивают расчетной экономии топлива и общей эффективности. Это связано, в основном, с двумя причинами. Эффект системной экономии топлива от централизации теплоснабжения практически сведен к нулю вследствие того, что КПД промышленных и отопительных котельных повышен до уровня КПД энергетических котлов. Вторая составляющая топливного эффекта от комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ также оказалась ниже расчетной вследствие больших тепловых потерь и потерь с утечками при транспорте горячей воды. Эти потери достигают 20 - 25%. Кроме того, магистральные тепловые сети от ТЭЦ имеют относительно низкую надежность, что приводит в ряде случаев к нарушению теплоснабжения и соответствующему ущербу как материальному, так и социальному.

Таким образом, строительство новых крупных ТЭЦ для покрытия дефицита тепловых мощностей неизбежно связано с проблемой отыскания источников финансирования. Ориентация же на строительство крупных котельных, с точки зрения обеспечения системной топливной эффективности, является неперспективной из-за увеличения потребностей в топливе и необходимости решения экологических проблем.

В этих условиях в стране наметилась и осуществляется тенденция на строительство децентрализованных комбинированных источников электро- и теплоснабжения, как правило, с использованием конверсионных газотурбинных установок. Создание таких энергоустановок имеет ряд преимуществ. Среди них основными являются короткие сроки строительства, повышение надежности теплоснабжения потребителей, использование потенциала конверсионных предприятий и другие. Однако существует ряд недостатков, связанных с трудностью их размещения, возможным перерасходом топлива в системе и необходимостью решения экологических задач.

Учитывая определенные сложности с энергообеспечением производственной и социальной инфраструктуры предприятий в ОАО "Газпром" разработана и реализуется программа "Малая энергетика", одним из направлений которой является строительство отопительных ПГУ-ТЭЦ малой и средней мощности с комбинированной выработкой электроэнергии и теплоты для нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Проектирование таких ТЭЦ требует проведения большого комплекса научных исследований, включающих определение их системной тепловой и топливной эффективности с учетом режимов теплопотребления и климатических факторов, решение вопросов обеспечения надежности теплоснабжения потребителей, вопросов размещения, экологического воздействия на окружающую среду и общей технико-экономической эффективности.

Целью настоящей работы является определение эффективности отопительных ПГУ-ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности в системах тепло-энергоснабжения .

Основными задачами, подлежащими решению, являются:

1. Обоснование показателей и разработка методов расчета тепловой и топливной эффективности малых отопительных ПГУ-ТЭЦ в системах теплоснабжения.

2. Разработка математической модели отопительных ПГУ-ТЭЦ и проведение расчетно-теоретических исследований энергетических характеристик ПГУ-ТЭЦ с учетом режимных и климатических факторов.

3. Разработка методов расчета и обеспечения надежности систем теплоснабжения на базе отопительных ПГУ-ТЭЦ с учетом реальных условий эксплуатации.

4. Обоснование рациональных схем и определение рациональных областей применения отопительных ПГУ-ТЭЦ с учетом климатических и режимных факторов.

5. Определение экономической эффективности создания отопительных ПГУ-ТЭЦ малой и средней мощности.

В диссертации разработаны теоретические положения расчета тепловой и топливной эффективности отопительных ПГУ-ТЭЦ малой и средней мощности в системах теплоэнергоснабжения. Проведено обоснование расчетных схем отопительных ПГУ-ТЭЦ малой и средней мощности, покрывающих все виды коммунально-бытовых нагрузок. Разработана математическая модель расчета показателей энергетической, тепловой и системной топливной эффективности отопительных ПГУ-ТЭЦ с учетом режимных и климатических факторов, позволяющая проводить оптимизационные исследования термодинамических и расходных параметров теплофикационных ПГУ, конструктивных характеристик оборудования и схемных решений. Проведено обоснование выбора показателей надежности ПГУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения потребителей, разработана методика расчета и обеспечения показателей надежности ПГУ-ТЭЦ, выполненных по различным схемам с применением различных способов резервирования, систем теплоэнергоснабжения на базе ПГУ-ТЭЦ с учетом условий эксплуатации. Даны рекомендации по обеспечению надежности теплоэнергоснабжения от ПТУ-ТЭЦ. Определена экономическая эффективность отопительных ПТУ-ТЭЦ в системах теплоснабжения, а также зона устойчивости решений и области их эффективного использования.

Научная новизна. Разработаны теоретические положения расчета системной тепловой и топливной эффективности отопительных ПТУ-ТЭЦ. Разработана математическая модель расчета энергетических характеристик отопительных ПТУ-ТЭЦ в системах теплоснабжения с учетом реальных режимных и климатических факторов. Предложена методика расчета и обеспечения показателей надежности ПТУ-ТЭЦ и систем теплоэнергоснабжения на их основе. Разработана методика определения экономической эффективности строительства и области эффективного использования отопительных ПТУ-ТЭЦ малой и средней мощности.

Практическая значимость. Проведено технико-экономическое обоснование создания и определены условия эффективного применения отопительных ПТУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения. Определена системная тепловая и топливная эффективность отопительных ПТУ-ТЭЦ. Даны практические рекомендации по выбору рациональных схем ПТУ-ТЭЦ и оптимальной тепловой нагрузки для каждой из рассматриваемых схем с учетом реальных режимов их работы. Результаты расчетно-теоретических исследований отопительных ПТУ-ТЭЦ малой и средней мощности с учетом реальных условий их работы в системах теплоснабжения.

На защиту выносятся. Методические положения и результаты расчета тепловой и топливной эффективности ПТУ-ТЭЦ в системах теплоснабжения. Математические модели и результаты расчетно-теоретических исследований определения энергетических характеристик и показателей системной топливной эффективности отопительных ПТУ-ТЭЦ с учетом реальных режимов работы и климатических факторов и обеспечения надежности теплоэнергоснабжения. Результаты обоснования рациональных схем ПТУ-ТЭЦ малой и средней мощности, расчета оптимальной тепловой нагрузки для каждой из рассматриваемых и схем ПГУ-ТЭЦ при различных режимах их работы. Методические положения и результаты расчетов экономической эффективности отопительных ПТУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения.

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснована использованием методологии системных исследований в энергетике, применением фундаментальных законов технической термодинамики, теплопередачи и теории надежности систем энергетики. Математические модели ПГУ-ТЭЦ разработаны на основе апробированных методов при решении ряда аналогичных задач. Проведено сопоставление полученных результатов и выводов исследования с имеющимися данными на основе других теоретических подходов.

Личный вклад автора заключается в следующем:

1. Разработаны основные теоретические положения и методика расчета топливной и общей эффективности отопительных ПГУ-ТЭЦ в системах теплоснабжения.

2. Разработана математическая модель расчета энергетических показателей и показателей системной топливной эффективности отопительных ПТУ-ТЭЦ с учетом реальных режимов работы и климатических факторов.

3. В развитие теории надежности теплоэнергоснабжающих систем предложена методика расчета показателей надежности ПГУ-ТЭЦ с учетом различных способов резервирования и систем теплоэнергоснабжения на их базе с учетом реальных условий эксплуатации.

4. Определена экономическая эффективность ПГУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения.

Работа выполнена на кафедре "Теплоэнергетика" и в Проблемной научно-исследовательской лаборатории теплоэнергетических установок электростанций Саратовского государственного технического университета в рамках основного научного направления развития науки и техники Российской Федерации "Топливо и энергетика", федеральной программы фундаментальных исследований в области "Физико-технические проблемы энергетики", раздел "Фундаментальные проблемы энергосбережения и эффективного использования топлива", а также программой конкурса грантов в области энергетики и электротехники по разделу С-098 "Экономия топлива и тепловой энергии".

Изложенные в диссертации материалы опубликованы в [12, 50, 53, 55, 87]. Основные результаты диссертационной работы обсуждались и докладывались на научных конференциях, в том числе на: на научных конференциях и семинарах Саратовского государственного технического университета в 20002004 гг. (г. Саратов), на международной научной конференции «Технические, экономические и экологические проблемы энергосбережения» (2-3 октября 2001г. г. Саратов), международной научно-практической конференции «Проблемы развития централизованного теплоснабжения» (26-28 апреля 2004г. г. Самара), на межвузовской научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения» (1-4 ноября 2004г. г. Саратов). Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю кандидату технических наук, профессору Ларину Евгению Александровичу за внимательное руководство и помощь при выполнении работы, Заслуженному деятелю науки и техники Российской Федерации, доктору технических наук, профессору Андрющенко Анатолию Ивановичу за постоянные консультации в процессе выполнения работы, а также коллективам кафедры "Теплоэнергетика" и Проблемной научно-технической лаборатории ТЭУ за советы и замечания, высказанные при подготовке и обсуждении диссертации.

ВВЕДЕНИЕ

0.1 Анализ современного состояния систем теплоснабжения и приоритетные направления их развития

Существующие в настоящий момент теплофикационные системы, созданные во времена плановой экономики СССР, представляют собой, как правило, уникальные по своим размерам и масштабам крупные централизованные системы теплоснабжения, построенные с применением технических решений по их компоновке и размещению и низкими экологическими показателями, не обеспечивают расчетной экономии топлива. В современных экономических условиях необходим новый подход к обоснованию и созданию централизованных комбинированных систем теплоснабжения [64, 89, 102]. Значительное удаление источников теплоснабжения от потребителей привело к росту протяженности тепломагистралей, затрат на их сооружение и эксплуатацию, увеличению тепловых потерь при транспорте теплоты, заметному снижению надежности теплоснабжения и пр. Этот путь развития теплофикации привел к снижению ее масштабов в малых и средних городах и населенных пунктах. Это обуславливает системный перерасход топлива и материально-технических ресурсов, вызванный ростом раздельной выработки электрической и тепловой энергии.

Высокие тарифы на энергию, низкие цены на топливо и большие потери в тепловых сетях привели к тенденции строительства децентрализованных источников энергии. Как правило, это котельные. Такое положение привело не только к снижению загрузки турбин и увеличению расхода топлива на ТЭЦ, но и увеличению расхода топлива в системе низкоэффективными котельными.

В итоге структура теплоснабжения и теплопотребления в России выглядит следующим образом [78]: теплоснабжение обеспечивают 485 ТЭЦ, около 6,5 тыс. котельных мощностью более 20 Гкал/ч, более 180 тысяч мелких котельных и около 600 тысяч автономных индивидуальных теплогенераторов; суммарное годовое потребление тепла в стране составляет 2060 млн. Гкал, в том числе жилищный сектор и бюджетная сфера потребляют 1086 млн. Гкал/год, промышленность и прочие потребители 974 млн. Гкал/год; на теплоснабжение затрачивается около 400 млн. т у.т. в год; около 71% тепловой энергии вырабатывается в наиболее экономичном теплофикационном режиме на ТЭЦ, однако эта доля снижается.

Развитие жилищно-коммунального хозяйства городов приводит к постепенному перераспределению концентрации тепловых нагрузок, недостаточные объемы демонтажа и вынужденные меры по повышению длительности эксплуатации оборудования, в том числе малоэкономичного, приводят к увеличению тепловых потерь в сетях и снижению эффективности использования топлива. И, тем не менее, в условиях рыночной экономики при постоянно нарастающем росте цен на оборудование, и, в особенности, на энергоносители, теплофикация была и остается главным направлением высокоэффективного использования топлива.

Отмеченное не исключает развитие теплофикации на базе современных мощных ТЭЦ общего пользования, в особенности, для крупных городов и промышленных центров с высококонцентрированной тепловой нагрузкой. Накопленный значительный опыт проектирования, сооружения и эксплуатации сложных теплоснабжающих систем с мощными ТЭЦ способствует развитию крупной теплофикации [90]. Однако, причины, изложенные выше, диктуют необходимость поиска новых путей развития теплофикации в малых населенных пунктах и разработки технических требований, предъявляемых к основному оборудованию ТЭЦ, уровню его мощности и эксплуатации.

Развитие теплофикации по децентрализованному принципу, при относительно невысокой степени концентрации тепловых нагрузок, обеспечивает высокую степень топливоиспользования на базе хорошо освоенного способа комбинированного производства тепловой и электрической энергии, а при сравнительно небольших мощностях источника позволяет иметь меньшие потери в тепловых сетях и их стоимость.

Изменение направления развития теплофикации производится в тяжелых экономических условиях и требует решения рядя взаимосвязанных задач. К их числу относятся освоение современных эффективных технологий производства электрической и тепловой энергии и проведение на их основе технического перевооружения и модернизации устаревшего оборудования ТЭЦ. По мере разукрупнения мощности систем теплоснабжения, затраты в тепловые сети снижаются гораздо быстрее, чем затраты в источники. В результате, снижение затрат в систему транспорта теплоты заметно обгоняет снижение тепловой экономичности. Поэтому из установок примерно одинаковой тепловой экономичности наиболее предпочтительными оказываются более мелкие. Наиболее перспективным здесь является строительство ПТУ-ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности с максимальным приближением к потребителю, что позволяет сократить затраты на создание установок и тепловых сетей. Кроме того, парогазовые установки уже получили широкое распространение за рубежом [74, 82, 115, 117, 129]. В ближайшие десятилетия мировая энергетика будет тесно связана с широкомасштабным применением парогазовых технологий.

При автономной работе современные ГТУ имеют КПД около 36%, т.е. близки к КПД паротурбинных энергоблоков. Соединение в одной комбинированной установке газотурбинной (ГТУ) и паротурбинной (ПТУ) установок позволяет существенно повысить эффективность использования топлива, обеспечить рост КПД до 50-52%.

Теплофикационные установки малой и средней мощности могут служить основой для создания альтернативных энергосистем, в качестве источников индивидуального энергоснабжения отдельных предприятий, групп потребителей, жилых массивов на основе широкого вовлечения средств этих же потребителей на создание и функционирование этих систем. Такие альтернативные энергосистемы должны дополнить большие энергосистемы, беря на себя энергообеспечение групп потребителей, населенных пунктов, в особенности сельских, в большинстве случаев оказавшихся вне зоны эффективности больших энергосистем, в первую очередь теплоснабжающих. Такое развитие теплофикации согласуется с проводимой политикой широкомасштабного разгосударствления и создания конкурентной среды в сфере генерации.

На основе сооружения малых ТЭЦ может развиваться процесс демонополизации в электроэнергетике России, поскольку ПТУ-ТЭЦ будут сооружаться в первую очередь при промышленных предприятиях и станут независимыми от региональных энергетических систем источниками производства электрической и тепловой энергии. Указанное направление энергообеспечения принято ОАО "Газпром" как одно из основных и приоритетных [84].

0.2. Возможности и масштабы применения парогазовых ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения

Причиной кризисного состояния ТЭК стало не столько низкое научно-техническое развитие, сколько экономические трудности энергетики, вызванные кризисом неплатежей, высоким уровнем инфляции в стране, значительным сокращением централизованных государственных инвестиций в развитие энергетики, преобладанием давно устаревшего оборудования и очень низким уровнем ввода новых эффективных мощностей.

Нормализация экономики страны дает необходимые условия для развития промышленности, которая в свою очередь увеличивает потребление энергии. Для обеспечения развития экономики необходимо обеспечить соответствующее энергоснабжение предприятий и социальной сферы. Современное состояние генерирующих мощностей можно оценить как упадочное, большая часть основного оборудования выработала свой ресурс или близка к этому рубежу. Вследствие морального износа большинство электростанций не удовлетворяют современным требованиям экономичности, экологичности и надежности энергоснабжения. Состояние тепловых сетей можно охарактеризовать как максимально изношенные [78].

Перспективы развития энергетики в среднесрочной перспективе носят, как правило, пессимистичный характер. Процесс ввода высоких и средних мощностей затрудняется их высокой капиталоемкостью и сложностью поиска источников финансирования, низкой инвестиционной привлекательностью, высокими сроками строительства и окупаемости инвестиций. В связи с этим строительство новых АЭС не планируется, возможен лишь монтаж нескольких блоков и окончание строительства уже начатых. Расширение мощностей гидроэлектростанций сопряжено не только с финансовыми, но и с исчерпанием водных ресурсов. Сооружению и введению в эксплуатацию крупных ТЭЦ в настоящее время препятствуют ограничения поставок газа на внутренний рынок, дороговизна и плохие экологические показатели станций при использовании мазута, большие капвложения в систему подготовки твердого топлива и золо-улавливающих установок, а также высокая стоимость тепловых сетей.

Одним из перспективных направлений развития энергетики является создание теплоэнергетических установок малой и средней мощности, сочетающие в себе преимущества комбинированной выработки электроэнергии и теплоты, а также хорошие технико-экономические показатели, относительно низкие капиталовложения и короткие сроки строительства. Преимуществами таких установок являются повышение надежности теплоснабжения, снижение инерционности теплового регулирования и потерь в тепловых сетях. Недостатки представляют собой необходимость решения экологических задач, вопросы отпуска избытка электроэнергии в общую сеть.

За рубежом в последнее время в качестве источников теплоэнергоснаб-жения малой и средней мощности широкое распространение получили ПГУ, энергоустановки на базе ГТУ, паровые турбины с противодавлением, двигатели внутреннего сгорания (в основном дизель-генераторы и газо-поршневые двигатели). Наиболее эффективно используют теплоту сгорания топлива ПГУ. Это достигается высокой степенью утилизации теплоты уходящих газов ГТУ и использование ее для выработки электроэнергии и теплоты.

Зарубежными фирмами сформулированы общие требования к газотурбинным агрегатам мощностью от нескольких МВт до нескольких десятков МВт, главными из которых являются [84]:

- высокая эффективность использования топлива (коэффициент использования теплоты топлива до 90 %);

- общетехнический ресурс работы не менее 150 тыс. часов;

- межремонтный период (между капитальными ремонтами 80 тыс. часов);

- применение систем сухого подавления окислов азота с нормой выбросов не более 25 ppm N0x(50 мг/м3);

- оснащение системами шумоглушения, обеспечивающими выполнение зарубежных и российских норм (ПС-75 и ПС-40);

- оснащение противообледенительными системами с автоматическим регулированием, обеспечивающими экономию топлива в размере 1,5 - 2,0% в год;

- оснащение системой очистки циклового воздуха и компрессора, обеспечивающей экономию удельного расхода топлива в количестве 2 - 5%;

- оснащение системой утилизации теплоты уходящих газов (котел-утилизатор);

- уровень деградации (увеличения) удельного расхода топлива за межремонтный период не должен превышать 1,5 - 2,0 %;

- короткий срок поставки и монтажа оборудования.

Для создания парогазовых установок в нашей стране имеются все предпосылки - серийный выпуск паровых и газовых турбин (ТМЗ, КТЗ, НПО им. Климова, Машпроект, Авиадвигатель, и т.д.), а также котлов-утилизаторов (Красный котельщик, Белэнергомаш, и т.д.).

В настоящее время отечественными энергомашиностроительными заводами подготовлено к серийному выпуску значительное количество ГТА, которые в основном обеспечивают требования к ГТУ малой и средней мощности для применения их в составе ПГУ [67]. Некоторые из них приведены в табл. 0.2

Применение ГТУ в составе ПГУ требует выполнения следующих общих условий:

- оснащение газотурбинных установок дожимными компрессорами для обеспечения требуемого давления газа перед камерой сгорания ГТА;

-обеспечение приемлемых экологических и шумовых характеристик работы ГТУ при их размещении вблизи жилой застройки;

- возможность работы с противодавлением около ОД МПа с учетом аэродинамического сопротивления котлов-утилизаторов и газоходов, подающих уходящие газы ГТА в топку котлов через горелочные устройства;

- обеспечение необходимых показателей надежности и экономичности.

В таблице 0.3. приведены основные характеристики, выпускаемых, в настоящее время, отечественными заводами, паротурбинных установок малой мощности. Для возможности работы ПТУ в составе ПГУ, они должны отвечать требованиям по экономичности и надежности. Начальные параметры пара ПТУ определяются параметрами пара, вырабатываемого котлом - утилизатором, стоящим за ГТУ [22].

По различным данным [18, 99], при сохранении современного уровня инвестиций в энергетику страны, в ближайшее время прогнозируется неуправляемое выбытие из эксплуатации энергетических мощностей, в результате чего резко снизится надежность энергоснабжения потребителей, особенно питающихся от региональных энергосистем РАО «ЕЭС России». Эта проблема особо значима для ОАО «Газпром», учитывая удаленность объектов, необходимость освоения новых месторождений и строительства объектов в системе магистральных газопроводов. Кроме того, морально и физически изношен парк электростанций собственных нужд, общей мощностью более 1 ГВт.

Таким образом, для обеспечения энергетической безопасности объектов добычи, транспортировки и переработки газа, повышения экономической эффективности энергообеспечения всей отрасли. В рамках реализации политики ресурсосбережения, была разработана и реализуется программа «Малая энергетика», одним из направлений которой является строительство ПГУ.

Возможная тепловая мощность, МВТ Расход воздуха, кг/с Температура газа после турбины, °С Температура газа после камеры сгорания, °С Степень повышения давления Эффективный КПД, % Номинальная мощность, МВт Характеристики

U) V 1- 7,67 Ui ю 1112 13,6 25,0 К) НПО им. Климова, С-Пб ГТЭ-1,5

О 15,0 ^ OJ ЧО О 12,0 28,5 2,85 Маш-проект, Николаев ГТЭ-2500

--J оо 26,2 OJ оо on оо оо on О ю 1—' оо ы Авиадвигатель, ГПУ-2,5П

1—' 30,4 ^ оо on >> 24,7 о Пермь ГТУ-4П

ЧО 00 31,0 ^ к) о 1000 Ь—» on on 31,5 on Маш-проект, Николаев ГТГ-6

Ь—» oj 1023 ЧО 1л 29,1 ЧО 1л СКБМ, Самара НК-14Э

24,7 62,4 -j оо чо о on 8,41 30,1 10,0 i Моторо-строи-тель, Уфа ГТЭ-10/95 £ о to а и сг "i Н 4j я е- тз 2

-* j-J 51,0 4^ к) on 1049 !-* on ЧО 35,0 12,0 Авиадви-гатель, Пермь ГТУ-12ПЭ

27,3 98,0 oj on of) 00 -j о 15,8 31,0 15,8 Машпроект, ГТД-15

26,5 72,0 4^ OJ к) 1076 19,6 35,0 --а 1л Николаев ГТД-16 & 1 тз е 43 рз ю !-* ЧО 57,0 4^ on on 1143 1 19,6 37,5 16,0 Авиадви-гатель, Пермь ГТУ-16ПЭ о\ о н л я «

26,9 61,0 Ю о 1250 21,0 ! 36,5 20,0 Сатурн-Люлька, Москва АД-31СТ я to" 16,5 Ю я to 13,5 28,5 OJ 1—' Ui ГТД 2500 я to 16,6 4^ Ы О Я to" 13,5 oj 3,36 X I* ГТД 3000 я to" J^ K> о я to" 16,6 и> on Я Ё я а о « й о о 2 ГТД 6000

Я to" СТ^ —1 о я to" 19,5 U) on 10,7 и я н ГТД юооо я to" ■о чо Я to" 1—» чо on 41,8 25,0 ГТД 15000 С Ч о о а о w к а а» х « н

П>

•а к о н

К « к о н

CD Л О) о н »

О) к a Е х а> и re

-I О) н К аЗ re о я

К X ч ч «С

T-.J л< ч ьэ а» ы к а со о to

Таблица 0.3 - Основные характеристики отечественных ПТУ

Модель ПТУ Номинальная мощность начальные параметры давление температура кВт МП а °С

К-4-35 4000 3,5 435

К-6-35 6000 3,5 435

К-6-16 6000 1,6 320

К-6-16М 6000 2,2 320

К-12-3 5 12000 3,5 435

К-25-90 25000 9 535

Т-2,5-35 2500 3,5 435

Т-4-35 4000 3,5 435

Т-6-35 6000 3,5 435

Т-12-35 12000 3,5 435

П-2,5-35/5 2500 3,5 435

П-6-35/5 6000 3,5 435

ПТ-12-35/10 12000 3,5 435

ПТ-12-90/7 12000 9 535

ПТ-12-90/10 12000 9 535

Р-1,5-35/15 1500 3,5 435

Р-2,5-35/3 2500 3,5 435

Р-2,5-35/5 2500 3,5 435

Р-2,5-35/10 2500 3,5 435

Р-2,5-35/15 2500 3,5 435

Р-4-35/15 4000 3,5 435

Р-6-35/3 6000 3,5 435

Р-6-35/5 6000 3,5 435

Р-6-35/10 6000 3,5 435

Р-6-90/31 6000 9 435

Р-12-90/7 12000 9 435

Р-12-90/13 12000 9 435

Использование для строительства ПТУ, турбин и котла-утилизатора блочно-модульного исполнения с максимальной заводской готовностью и высокой степенью автоматизации позволит не только сократить сроки строительства, но и упростить доставку и строительство в труднодоступных районах [59].

Большие возможности рационального использования природного газа обеспечивает сооружение ПТУ с комбинированным производством электро- и теплоэнергии в европейской и северной районах РФ. Это направление в развитии электро- и теплоэнергетики должно стать стратегическим и поэтому оно нуждается в широкой государственной поддержке и привлечении инвесторов для реализации конкретных проектов по строительству ТЭЦ на базе ПТУ.

С изменением исходных влияющих факторов масштабы ввода ПТУ могут измениться, однако коренных изменений выводов в пользу использования комбинированных циклов и комбинированного производства электрической и тепловой энергии в России они не внесут. Тем не менее, в каждом конкретном случае строительства ПТУ необходимо проводить детальный анализ проектов, с учетом местных условий, для выбора оптимального технического решения. Для оценки экономической привлекательности проекта необходима разработка подробного бизнес-плана, с обоснованием источников финансирования и путей получения прибыли за счет сбыта продукции.

Для широкого развития малой энергетики и, прежде всего ПТУ на природном газе, необходима разработка соответствующей нормативно-правовой базы [18]. Указанное обстоятельство имеет важное значение в случае, когда ГТГУ обеспечивают не только технологические потребности собственно предприятий ОАО "Газпром", но и имеют коммерческий характер.

Расчеты экономической эффективности, выполненные в [10] для ПТУ ТЭЦ, показали, что отопительные ПТУ оказываются эффективнее раздельной схемы энергоснабжения, обеспечивая при этом экономию топлива в системе. Однако, несмотря на это, при больших затратах в тепловые сети ПТУ-ТЭЦ могут оказаться невыгодными.

Кроме того, в настоящее время проводятся тендеры на строительство ПГУ ТЭЦ малой мощности [133] на Сочинской ТЭС - 2 * ПГУ 40МВт - ОАО «РАО ЕЭС России», на Комсомольском НПЗ - 2 * ПГУ 40МВт - ОАО «Роснефть» и др.

0.3 Анализ выполненных исследований по схемам, параметрам режимам и технико-экономической эффективности парогазовых ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности

Обоснованию применения парогазовых ТЭЦ в развитых странах и наметившейся тенденцией строительства малых ПГУ-ТЭЦ в России посвящено достаточно много работ [2, 9, 10, 13, 19, 68, 99].

В результате обзора зарубежных публикаций [121, 129, 130, 138,] выявлено преобладание вопросов лицензирования строительства малых ТЭЦ, законодательных и правовых аспектов, взаимоотношений с энергетическими компаниями и обеспечения их минимального воздействия на окружающую среду.

Большая часть отечественных публикаций посвящена исследованиям топливной и общей эффективности малых ТЭЦ по сравнению с традиционными системами теплоснабжения. [2, 9, 19, 39, 100].

Анализ зарубежных публикаций [118, 121, 129] показывает, что, как правило, установки малых ПГУ-ТЭЦ выполнены по бинарному и частично-бинарному (использование дожигания топлива) термодинамическим циклам, с тепловыми схемами одного или двух давлений пара.

В составе ПГУ-ТЭЦ для обеспечения надежности работы котел-утилизатор оснащается камерой дожигания и, как правило, устанавливается бак-аккумулятор горячей воды. В установках, используемых для нужд промышленного теплоснабжения, аккумуляторы не предусматриваются. Это объясняется равномерным графиком теплопотребления. Однако почти все установки этого типа оснащены камерой дожигания.

В ряде зарубежных работ, посвященных вопросам повышения эффективности применения малых ТЭЦ, отмечается, что важнейшим вопросом является обеспечение надежности их работы [114, 122]. Высокая надежность достигается соответствующим уровнем надежности энергооборудования, высокой автоматизацией установок, совершенствованием сервисного обслуживания, а также повышением тепловой эффективности установок за счет выбора экономически наивыгоднейших параметров. Так, большинство газотурбинных агрегатов малых ТЭЦ выполнены с начальной температурой газа перед турбиной до 1300°С. Ведутся проработки по повышению этой температуры до 1600°С за счет использования более жаропрочных сталей с совершенствованием системы охлаждения лопаток и применения керамических материалов [115]. Все это приводит к снижению удельной металлоемкости основного оборудования. Другими важными параметрами ПГУ, требующими экономического обоснования, являются выбор схемы и величина присоединенной тепловой нагрузки.

Среди работ, проводимых в России, следует выделить работы ИНЭИ РАН, ВНИПИЭнергопрома, ВТИ, ВНИИГаза, ВНИИГазэкономики, Московского энергетического института (ТУ), Белорусской политехнической академии, Самарского, Новосибирского и Саратовского государственных технических университетов.

В работах ВНИПИЭнергопрома исследованы вопросы повышения эффективности использования малых ТЭЦ [102, 103, 104]. Отмечено, что наличие зоны отчуждения по условиям экологической безопасности ограничивает их применение в зонах городской застройки. В работах отмечены также трудности надстройки существующих котельных газовыми турбинами по условиям компоновки оборудования. Применение конверсионных авиационных ГТУ с собственной системой повышения давления газа позволяет решить проблему дожим-ных компрессоров.

В [7] предложено в качестве критерия тепловой эффективности малых ТЭЦ использовать коэффициент системной эффективности использования топлива, представляющий собой отношение экономии топлива в системе от ТЭЦ к величине отпуска теплоты потребителям. Утверждается, что этот критерий целесообразно использовать в экономических расчетах, т.к. его значение однозначно определяет топливную составляющую системного эффекта от применения ТЭЦ. Отмечается также, что основными путями повышения тепловой экономичности является увеличение степени повышения давления в компрессоре до 24 и более и достижение температур газа перед турбиной 1150 - 1250°С. Исследованиями установлено также, что при дорогом оборудовании ТЭЦ (если удельные капиталовложения превышают затраты в замещаемые установки) оптимальная величина коэффициента теплофикации снижается. При более низких затратах в малые ТЭЦ становится экономически целесообразным применение аккумулирования теплоты для покрытия графиков тепловых нагрузок. При этом важнейшим фактором, определяющим выбор числа часов использования установленной мощности, является разность в приведенных затратах на выработку пиковой и базовой электроэнергии. Сравнительными расчетами установлено, что системная эффективность ПГУ-ТЭЦ примерно в 3 раза выше, чем при использовании ПТУ. Это обусловлено тем, что выработка электроэнергии на тепловом потреблении в ПГУ-ТЭЦ происходит по комбинированному циклу, в то время как для паротурбинных установок давление отборного пара на сетевые подогреватели существенно зависит от требуемой температуры сетевой воды.

В работах [13, 88] показано, что эффективность применения тепловых аккумуляторов в раздельных схемах энергоснабжения существенно ниже, чем в комбинированных. Максимум эффекта от применения аккумулятора теплоты и их оптимальная емкость определяются условиями достижения наибольшего числа часов использования установленной мощности. Специально проведенными исследованиями установлено, что газотурбинная часть ПГУ-ТЭЦ должна выполняться по простейшей схеме без промежуточного охлаждения воздуха. В [5, 19, 106] приведены результаты схемно-параметрических исследований малых ТЭЦ. В качестве критерия термодинамической оптимизации принят ранее упомянутый коэффициент системной эффективности. На основе этого критерия разработаны методики оценки сравнительной эффективности различных схем ПГУ-ТЭЦ. Исследованы вопросы возможности применения впрыска пара в камеры сгорания ГТУ. Указано, что при отсутствии возможностей полного использования теплоты конденсации паров из уходящих газов впрыск пара снижает тепловую эффективность ПТУ-ТЭЦ и должен быть ограничен минимальным значением по экологическим соображениям.

Большой комплекс работ в обоснование схем, параметров и технико-экономической эффективности использования малых ТЭЦ для энергоснабжения проведен коллективами исследователей Саратовского, Самарского и Новосибирского государственных технических университетов, Московского энергетического института. В работах [9, 106, 109] излагаются методологические аспекты оценки экономической эффективности малых ТЭЦ в системах энергоснабжения. В отличие от других подходов в качестве критерия оценки эффективности принимается интегральный сравнительный экономический эффект. При этом разработаны методические основы учета таких важнейших факторов как условия финансирования строительства энергообъекта, режимов работы установок как в суточном, так и в годовом разрезах. Разработаны соответствующие методики расчета показателей надежности энергетических установок и систем [51, 52], учета неопределенности информации [56] и рисков. Кроме того, эффективность малых ТЭЦ определяется с учетом экологических факторов и потребления различных видов ресурсов. Такой комплексный системный подход позволяет проводить оптимизационные исследования схем и параметров малых ТЭЦ. В частности, разработаны методические положения учета режимов работы установок малой и средней мощности и климатических факторов в разрезе сезона при определении расходов топлива. Расчетами установлено, что учет действительных факторов работы установок приводит к росту затрат на топливо на 3-5%. Весьма важным вопросом является обоснование схем и параметров отпуска теплоты от малых ТЭЦ. Расчетными исследованиями установлено, что для малых ТЭЦ оптимальным является температурный график 95/70 °С. Следует отметить, что в Германии для установок такого класса принят такой же уровень температур 95/70 °С. Проведены также исследования по влиянию параметров ГТУ в составе малых ТЭЦ на условия работы камеры дожигания по кислородному балансу газового тракта, определены параметры, при которых возможно использование камер дожигания без подачи дополнительного воздуха.

Аналитический обзор выполненных исследований по обоснованию рациональных схем и параметров ПГУ-ТЭЦ малой и средней мощности показывает, что комплексные исследования по этой проблеме не проводились. Все исследования носят частный характер, не увязаны единой методологией. Поэтому результаты носят предварительный характер.

0.4. Цель и задачи исследования

Аналитический обзор выполненных работ по схемам, параметрам, режимам работы и оценке общей эффективности малых ТЭЦ показывает, что проблема создания и функционирования парогазовых установок представляет собой сложный комплекс научно-технических задач. Факторами, усложняющими решение этих задач, являются:

- отсутствие в стране законодательной и нормативно-правовой базы функционирования независимых производителей электрической и тепловой энергии, работающих параллельно с энергоснабжающими организациями на региональном энергетическом рынке;

- недостаточная теоретическая проработка вопросов создания ПГУ-ТЭЦ на базе ГТУ, проявляющаяся в неразработанности теоретических положений оценки действительной экономии топлива в системе с учетом реальных режимов работы и климатических факторов;

- отсутствуют теоретические положения и практические рекомендации по вопросам расчета и обеспечения надежности систем теплоэнергоснабжения на базе ПГУ-ТЭЦ;

- требуют решения вопросы оптимизации режимов работы ПГУ - ТЭЦ в системах теплоснабжения, коэффициента теплофикации парогазовых ТЭЦ малой и средней мощности;

- необходимо совершенствование методов технико-экономического анализа малых ТЭЦ в новых экономических условиях.

Анализ выполненных исследований по проблеме показал также направление совершенствования систем теплоснабжения потребителей сочетанием преимуществ комбинированного способа производства электрической и тепловой энергии и децентрализованного способа теплоснабжения, так как покрытие тепловой нагрузки от мощных паротурбинных ТЭЦ оказывается неэффективным. Это достигается созданием теплоснабжающих систем на базе парогазовых ТЭЦ малой и средней мощности для теплоэнергоснабжения отдельных предприятий, групп потребителей, жилых массивов. Теоретическое обоснование и технико-экономическая целесообразность создания систем теплоэнергоснабжения на базе ПГУ-ТЭЦ требуют дополнительных исследований.

Настоящая диссертационная работа посвящена решению только части указанных выше задач и связана, в основном, с разработкой теоретических вопросов оценки системной тепловой и топливной эффективности отопительных ПГУ-ТЭЦ с учетом реальных условий их работы в системах теплоэнергоснабжения, оптимизацией присоединенных тепловых нагрузок ПГУ-ТЭЦ, методов расчета и обеспечения надежности теплоснабжающих систем на базе ПГУ-ТЭЦ, а также разработкой практических рекомендаций по эффективному использованию парогазовых ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения.

Целью настоящей работы является определение эффективности ПГУ ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности в системах теплоэнергоснабжения.

Основными задачами, подлежащими решению, являются:

1. Обоснование показателей и разработка методов расчета тепловой и топливной эффективности парогазовых ТЭЦ в системах теплоснабжения.

2. Разработка математической модели ПГУ-ТЭЦ и проведение расчетно-теоретических исследований характеристик основных ее элементов с учетом режимных и климатических факторов.

3. Разработка методов расчета и обеспечения надежности систем теплоснабжения, элементов и агрегатов ПГУ-ТЭЦ с учетом условий эксплуатации.

4. Обоснование рациональных схем и определение рациональных областей применения отопительных ПГУ-ТЭЦ с учетом климатических и режимных факторов.

5. Определение экономической эффективности создания парогазовых ТЭЦ на базе ГТУ малой и средней мощности.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Разработана экономико-математическая модель определения эффективности отопительных ПГУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения, учитывающая режимные и климатические условия работы системы, системную топливную эффективность различных вариантов схемных решений, экологические факторы, обеспечение требуемой надежности энергоснабжения потребителей, а также условия финансирования создания систем теплоснабжения.

2. Разработаны теоретические положения расчета показателей системной тепловой и топливной эффективности отопительных ПГУ в системах теплоснабжения. По сравнению с раздельной схемой производства электрической и тепловой энергии применение ПГУ-ТЭЦ обеспечивает системную экономию топлива до 32-34 процентов. По сравнению с теплофикационными газотурбинными установками ПГУ-ТЭЦ обеспечивают повышение удельной экономии топлива 0,21-025 до 0,34 -0,36 за счет обеспечения эффективных термодинамических циклов ПГУ-ТЭЦ и эффективных режимов работы.

3. Разработана математическая модель расчета энергетических характеристик и показателей ПГУ-ТЭЦ с учетом всего комплекса важнейших факторов их функционирования в системах теплоснабжения, а также конструктивных характеристик агрегатов ПГУ и режимов теплопотребления. Расчетно-теоретическими исследованиями установлено влияние режимов работы отопительных ПГУ на интегральные показатели тепловой и топливной эффективности. Расчетами по реализованной методике почасового расчета показателей эффективности показано, что расчетный расход газового топлива увеличивается на 2,7-4,2% по сравнению с расчетами по среднесуточным и среднемесячным режимам.

4. Проведен сравнительный анализ различных схем отопительных ПГУ, различающихся способами утилизации теплоты уходящих газов ГТУ, вариантами схем паротурбинной части ПГУ, применением камер дожигания топлива в среде уходящих газов ГТУ, а также способами покрытия графиков тепловых нагрузок. Установлено, что максимальную системную топливную эффективность обеспечивает бинарная схема ПГУ с противодавленческой паротурбинной установкой, последовательной схемой включения сетевых подогревателей в тракт уходящих газов ГТУ и применением камеры дожигания.

5. Разработана методика расчета и обеспечения комплексных показателей надежности систем теплоснабжения на базе отопительных ПГУ с учетом структурной схемы, способов резервирования и требований надежности теплоснабжения потребителей. Установлено, что применение дубльблочной схемы отопительной ПГУ с применением параллельных связей и функционального резервирования по отпуску теплоты обеспечивают требуемые показатели надежности теплоснабжения.

6. Определены способы обеспечения надежности теплоснабжения от ПГУ ТЭЦ. Форсирование тепловой мощности котла-утилизатора путем сжигания дополнительного топлива в камере дожигания не приводит к снижению его надежности. Установлено, что применение бака-аккумулятора горячей воды в схемах отопительных ПГУ приводит к повышению безотказности теплоснабжения на 0,5.1,6% в зависимости от его емкости.

7. Определена экономическая эффективность ПГУ-ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения. Выявлено влияние основных технико-экономических факторов на показатели экономической эффективности. Установлено, что срок окупаемости инвестиций в создание малых ТЭЦ составляет 4,5.6,4 года при величине внутренней нормы доходности 14. 19% в зависимости от исходных данных. Определяющее влияние на показатели экономической эффективности оказывают режимы работы отопительных ПГУ, условия и объемы реализации электрической и тепловой энергии и условия финансирования инвестиций в их сооружение.

1. Аминов Р.З. О конверсии мощных авиационных газотурбинных двигателей для стационарной энергетики /Аминов Р.З., Ковальчук А.Б. /Теплоэнергетика, 1994. №6. - С. 59-62.

2. Андрющенко А.И. Комбинирование теплофикационных систем -способ повышения экономичности и надежности теплоснабжения / Андрющенко А.И. / Изв. вузов и энергетических объединений СНГ. Энергетика, 1995. №3-4. С. 3-4.

3. Андрющенко А.И. Комбинированные системы теплоэнергоснабжения и их эффективность / Андрющенко А.И. /Теплоэнергетика, 1996. №5. - С. 2-7.

4. Андрющенко А.И. Методика системных термодинамических исследований в теплоэнергетике / Андрющенко А.И. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 1996. - 72 с.

5. Андрющенко А.И. Некоторые пути увеличения экономии топлива от теплофикации и определение эффективности ТЭЦ в энергосистеме / Андрющенко А.И. /Проблемы энергосбережения. Киев, 1995. - №2-3. -С. 99-105.

6. Андрющенко А.И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок / Под ред. О.М. Смирницкой. М.: Высшая школа, 1985. - 319с.

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

8. Андрющенко А.И. Экономическая эффективность сооружения парогазовых ТЭЦ /Андрющенко А.И./ Промышленная энергетика,2000.-№3.-С. 12-15.

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

10. Антропов П.Г. Определение эффективности эксплуатации ^ промышленных ПГУ-ТЭЦ / Антропов П.Г., Соколов А.А., Антропова

11. Т.В. // Актуальные вопросы промышленной теплоэнергетики и V энергосбережения: Межвузовский научный сборник Саратов. 2004г.1. С. 198-205.

12. Арсеньев JI.B. Комбинированные установки с газовыми турбинами / Арсеньев JI.B., Тырышкин В.Г. JL: Машиностроение, 1982. - 248 с.

13. Аршакян Д.Т. Особенности развития теплофикации в условиях перехода к рыночной экономике. / Аршакян Д.Т. /Теплоэнергетика, 1997. -№1.- С. 72-77.

14. Астахов H.J1. Коэффициент использования теплоты топлива. / Астахов Н.Л. /Энергетик, 2004г. №3. - С. 29-30.

15. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод) / Под ред. С.И. Мочана. Л.: Энергия, 1977. - 256 с.

16. Беляев Ю.К. Надежность технических систем: Справочник / Беляев ^ Ю.К., Богатырев В.А., Болотин В.В. и др.; под ред. И.А. Ушакова. М.:

17. Радио и связь. 1985. 608 с.

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

19. Березинец П.А. Анализ схем бинарных ПГУ на базе Перспективной ГТУ / Березинец П.А., Васильев М.К., Костин Ю.А. / Теплоэнергетика.2001. №5. 18-ЗОС.

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

21. Болыпев JI.H. Таблицы математической статистики. / Большев JI.H., Смирнов Н.В. М: Вычислительный центр АН СССР. 1968. 474 с.

22. Бугаец А.А. Паровые турбины единичной мощностью 0,5. 12 МВт для объектов «малой» теплоэнергетики различных отраслей1 промышленности / Бугаец А.А., Вирченко М.А. / Тяжелоемашиностроение, 2001. №9. - С. 15-17

23. V 23. Бушуев В.В. Энергетическая стратегия России и экономика страны /

24. Бушуев В.В. / Теплоэнергетика, 2004. №5. - С.21-27.

25. Васильев А.В. Тепловой расчет котлоагрегатов / Акимов Ю.И., Васильев А.В., Мусатов Ю.В.: Под ред. Г.В.Антропова. -Саратов: СГТУ, 1994. -95 с.

26. Внуков А.К. Новые стандарты Белоруссии на содержание N02 в атмосфере населенных мест / Внуков А.К., Розанова Ф.А. / Энергетик, 1998. №9. С. 12-13.

27. Волков М.М. Справочник работника газовой промышленности / Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. М.: Недра, 1989. - 286 с.

28. Вопросы повышения эффективности теплоэнергетических установок и систем: Юбилейный сборник научных сообщений / Под общ. ред. А.И. Андрющенко. Саратов: СГТУ, 1997. - 200 с.

29. Газовые турбины в энергетике // Теплоэнергетика. 1996. №4. С. 2-11.

30. Гиршфельд В.Я. и др. Режимы работы и эксплуатации ТЭС.1. М.'.Энергия, 1980. 357 с.

31. Гладышев Г.П. Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС: Учеб. пособие для теплоэнергетических и энергомашиностроительных вузов / Гладышев Г.П., Аминов Р.З., Гуревич В.З. и др.; Под ред. А.И. Андрющенко. М.: Высш. щк., 1991. -303с.

32. Гнеденко Б.В. Математические методы в теории надежности / Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д М.: Наука, 1985. 524 с.

33. Гуторов В.Ф. Резервы снижения затрат и повышения эффективности эксплуатации паротурбинного оборудования ТЭЦ промышленных предприятий / Гуторов В.Ф., Трембовля В.И. / Промышленная энергетика, 2004. №3. - С. 2-3.

34. Дедусенко Ю.М. Оптимизация тепловых схем сложных газотурбинных установок / Дедусенко Ю.М., Дедков Г.В. К.: Наукова думка. 1972. -124 с.

35. V 34. Дьяков А.Ф. Инвестиции в экологию энергетики / Дьяков А.Ф., Внуков

36. А.К. / Энергетик, 1996, № 8. С. 2 4.

37. Дьяков А.Ф. Перспективные направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике России/ Дьяков А.Ф., Попырин JI.C. / Теплоэнергетика №2 1997г.

38. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций / Елизаров Д.П. М. Энергоиздат 1980г. 264 С.

39. Жгулев Г.В. К вопросу создания маневренных ТЭЦ с ГТУ на базе ГТД / Жгулев Г.В. / Энергетическое строительство. 1991. - №5. - С. 20-27.

40. Жидков К.П. Оценка стоимости основного и вспомогательного оборудования теплоэнергетических установок / Жидков К.П., Николаев Ю.Е. Саратов. СПИ, 1983.-38 с

41. Зайцев А.И. Математическое моделирование источников энергоснабжения промышленных предприятий / Зайцев А.И., Митновицкая Е.А., Левин Л.А., Книгин А.Е. М. Энергоатомиздат. 1991г.

42. Зельдович Я.Б. Окисление азота при горении / Зельдович Я.Б., Садовников П.Я. М., 1947. - 242 с.

43. Земцов А.С. Основные направления при проектировании новых и Т реконструкции существующих электростанций с применениемгазотурбинных и парогазовых технологий / Земцов А.С. / V Теплоэнергетика, 2000. №10. - С. 19-23.

44. Зысин В.А. Комбинированные парогазовые установки с газовыми турбинами / Зысин В.А. М.: Машиностроение, 1982.

45. Ильин Н.И. Управление проектами. / Ильин Н.И., Лукманова И.Г., Немчинов A.M. и др. СПб: ДваТрИ. 1996. 610 с.

46. Кейс В.М. Компактные теплообменники / Кейс В.М., Лондон А.Л. М.: Энергия, 1967. 221 с.

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

48. Костюк А.Г. Газотурбинные установки: Учебное пособие для вузов / Костюк А.Г., Шерстюк А.Н. М.: Высшая школа, 1979. - 254 с.

49. Ларин Е.А. Методика расчета системной топливной эффективности теплофикационных ПГУ / Ларин Е.А., Соколов А.А. / Актуальныевопросы промышленной теплоэнергетики и энергосбережения: Межвузовский научный сборник Саратов. 2004г. - С. 182-190.

50. Ларин Е.А. Метод расчета надежности теплоэнергоснабжающих систем / Ларин Е.А., Сандалова Л.И. /Изв. Вузов. Энергетика. 1989. -№7. -С.61-65.

51. Ларин Е.А. Методы и модели расчета и обеспечения надежности комбинированных теплоэнергетических установок и систем/ Ларин

52. Т Е.А.: Гл. ред. Чеботаревский Ю.В./ Вестник СГТУ № 3(4) СГТУ

53. Ларин Е.А. Технико-экономическая оптимизация высокотемпературных АЭС / Ларин Е.А. Саратов: Изд. СГУ. 1989. 120 с.

54. Ларин Е.А. Системная топливная эффективность парогазовых электростанций малой и средней мощности в системе теплоснабжения / Ларин Е.А., Соколов А.А. / Проблемы энергетики: Межвузовский научный сборник Саратов. 2004г. - С. 126-133.

55. Ларин Е.А. Учет неопределенности информации в технико-экономических расчетах энергоустановок / Ларин Е.А., Сандалова Л.И. / Изв. Вузов. Энергетика. 1987. -№10. -С.83-85.

56. Левченко Г.И. Оребренные поверхности нагрева паровых котлов/ Г.И. д Левченко, И. Д. Лисейкин, A.M. Копелиович и др. М.:

57. Энергоатомиздат, 1986. 168 с.

58. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования /А.Г. Шахназаров и др. М. 1994. - 80 с. (2000)-f

59. Мильман О.О. Теплоутилизационные энергоблоки для ОАО «Газпром» / Мильман О.О., Белоусенко И.В., Циммерман С.Д. и др./ Теплоэнергетика, 2001, № 3. - С. 65 - 69.

60. Морозов Д. Основные принципы управления проектными рисками / Морозов Д. / Управление риском. 1999. №1. С. 13-21.

61. Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник: В 4 т.- Новосибирск: Наука, 2000. Т. 1. - 350 с.

62. Т 62. Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник: В 4 т.- Новосибирск: Наука, 2000. Т.4. - 350 с.

63. V 63. Николаев Ю.Е. Научно-технические проблемы совершенствованиятеплоснабжающих комплексов городов. Саратов: Сарат. гос. техн. унт, 2002. - 88с.

64. Новая энергетическая политика России /Под ред. Ю.К. Шафраника. М.: Энергоатомиздат, 1995. 192 с.

65. Новиков А.С. Разработки АО "Рыбинские моторы" для стационарной энергетики / Новиков А.С. и др. / Теплоэнергетика. 1998. №4. С. 20-27.

66. Ноздренко Г.В. Вероятностная оценка эффективности при оптимизации сложных систем / Ноздренко Г.В., Зыков В.В., Щинников П.А., Чурашев В.Н. / Теплоэнергетика: Сборник научных трудов. -Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. С. 99-109.

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

68. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России /

69. Ольховский Г.Г./ Теплоэнергетика. 1999. №1. С. 2-9. д 69. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом /

70. Ольховский Г.Г./ Теплоэнергетика. 1999. №1. С. 71-80. 70. Ольховский Г.Г. Масштабы и особенности применения газотурбинных и парогазовых установок за рубежом./ Теплоэнергетика№9 2002г.

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

72. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки / Ольховский Г.Г. М. Энергоатомиздат. 1985. 304с.

73. Ольховский Г.Г. Энергетические ГТУ за рубежом / Ольховский Г.Г. / Теплоэнергетика. 1992. №9. С. 70-74.т 74. Парогазовые электростанции США (статистика за 2001г.) //

74. Электрические станции, 2003, №4. - С. 71-74.

75. V 75. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М.

76. Энергоатомиздат 1989г. 288 С.

77. Пчелкин Ю.М. Камеры сгорания газотурбинных двигателей: Учебник для студентов вузов, обучающихся по специальности "Турбиностроение" / Пчелкин Ю.М. М.: Машиностроение, 1984. - 280 с.

78. Разработка комплексной методики определения коммерческой эффективности электростанций небольшой и средней мощности на природном газе: Отчет о НИР / Ин-т правовых основ энергоэффективности; Руководитель И.А.Смирнов. -М., 1999. -51 с.

79. Реутов Б.Ф. Теплоснабжение страны на грани./ Реутов Б.Ф. Семенов В.Г. и др. / Энергия: экономика, техника, экология. №1 2002г.

80. Ривкин C.J1. Термодинамические свойства газов / Ривкин C.JI. М.: Энергоатомиздат. 1987. 288 с.

81. Руденко Ю.Н. Надежность систем энергетики / Руденко Ю.Н., Ушаков

82. И.А. М.: Высш. шк. - 1991. - 303с.

83. Саламов А.А. Парогазовые установки с газификацией топлива / Саламов А.А. /Теплоэнергетика №6 2002г.

84. Саламов А.А. Развитие ТЭЦ в европейских странах / Саламов А.А / Теплоэнергетика №7 2001г.

85. Саламов А.А. Удельные капитальные затраты на сооружение ТЭС за рубежом / Саламов А.А / Теплоэнергетика, 1997, № 2. С. 76 79.

86. Сборник докладов и выступлений на конференции "Новая техника и технологии в энергетике ОАО Газпром". М: ОАО "Газпром", ДАО "Оргэнергогаз", 1998. 178 с.

87. Слободянюк Л.И. Расчет котла-утилизатора на частичных режимах ГТД с теплоутилизационным комплексом / Слободянюк Л.И. / Изв.

88. Г вузов. Энергетика.- 1993.-№ 3-4. С. 11-15.

89. Смирнов И.А. Формирование тарифов на ТЭЦ в рыночных условиях / "У Малафеев В.А., Смирнов И.А., Хараим А.А., Хрилев Л.С., Лившиц

90. И.М. / Теплоэнергетика, 2003, №4. - С. 55-63.

91. Соколов А.А. Системная топливная эффективность отопительных ПГУ в системах/ Соколов А.А. Ларин Е.А.: Гл. ред. Чеботаревский Ю.В./ Вестник СГТУ№ 3(4) СГТУ Саратов. 2004г. - С. 103-108.

92. Соколов Е.Я., Цветков А.В. Количественный расчет систем теплоснабжения//Теплоэнергетика. 1990.№9. С. 11-15.

93. Соколов Е.Я. Развитие теплофикации в России // Теплоэнергетика. 1993. №12. С. 24-29.

94. Соколов Е.Я. Современное состояние и основные проблемы теплофикации и централизованного теплоснабжения / Соколов Е.Я. / Теплоэнергетика. 1998. №3. С. 2-6.

95. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети / Соколов Е.Я. М.: Энергоиздат. 1982. - 360 с.

96. Строительные нормы и правила. СНиП 2.04.05-91. Отопление, д вентиляция и кондиционирование. М.: Минстрой России, 1992. -64 с.

97. Тарифное регулирование естественных монополий Саратовской области в 2003 году/ Министерство энергетики и коммунального хозяйства Саратовской области. Управление государственного регулирования тарифов. Саратов. Типография №6. 2003г.

98. Тачтон А. Полуэмпирический метод расчета содержания NOx в продуктах сгорания при наличии впрыска пара / Тачтон А. / Энергетическое машины и установки. 1984. №4.

99. Тепловой расчет котельных агрегатов. / Нормативный метод / Под ред. Н.В. Кузнецова 2-е изд-е. 1973 М «Энергия»

100. Трухний А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. 4.1. Объект и методика проведения

101. У исследований. / Трухний А.Д. / Теплоэнергетика №1 1999г.

102. Трухний А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при \ частичных нагрузках. 4.2. / Трухний А.Д. / Теплоэнергетика №7 1999г.

103. Фаворский О.Н. Проблемы, стоящие перед энергетическим сектором страны / Фаворский О.Н., Асланян Г.С., Доброхотов В.И. / Теплоэнергетика, 2004. №1. - С. 28-32.

104. Фаворский О.Н. Состояние и перспективы развития парогазовых установок в энергетике России / Фаворский О.Н., Длугосельский В.И., Пестреня Ю.К., / Теплоэнергетика №2 2003г.

105. Фаворский О.Н. Эффективные технологии производства электрической и тепловой энергии с использованием органического топлива / Фаворский О.Н., Леонтьев А.И., Федоров В.А., Мильман О.О. /Теплоэнергетика №9 2003г.

106. Хаджа-Багирова А.Э. Обоснование тарифов на услуги по транспортировке газа независимых производителей. / Хаджа-Багирова А.Э., Якина Г.А. / Нефть, газ и бизнес №4 2003.

107. Хрилев Л.С. Развитие теплофикации в рыночных условиях с учетом ^ формирования электрического и топливно-энергетического балансастраны / Хрилев Л.С., Воробьев М.С. и др. / Теплоэнергетика. 1994. №12. С. 2-10.

108. Хрилев Л.С. Основные направления и эффективность развития теплофикации / Хрилев Л.С. / Теплоэнергетика. 1998. №4. С. 2-12.

109. Хрилев Л.С. Сравнительная оценка отечественных и зарубежных методов разделения расхода топлива и формирования тарифов на ТЭЦ / Л.С., Малафеев В.А., Хараим А.А., Лившиц И.М. / Теплоэнергетика, 2003, №4. - С. 45-54.

110. Хряпченков А.С. Судовые вспомогательные и утилизационные парогенераторы / Хряпченков А.С. Л. Судостроение 1979г. 280 С.

111. Цанев С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / Цанев С.В, Буров В.Д, Ремезов А.Н. М: Издательство МЭИ 2002г.

112. Цанев С.В. Вопросы выбора параметров пара парогазовой установки с котлом-утилизатором одного давления / Цанев С.В., Буров В.Д., Торожков В.Е. / Электрические станции, 2004. №2. - С. 9-18.

113. Частухин В.И. Тепловой расчет промышленных парогенераторов / Частухин В.И. Киев, 1980. 184 с.

114. Шелудько Л.П. Методические особенности предпроектного анализа децентрализованных мини-ТЭЦ / Шелудько Л.П./Вопросы повышения эффективности теплоэнергетических установок и систем: Юбилейный сборник научных сообщений. Саратов: СГТУ, 1997. - С.61-67.

115. Шнеэ Я.И. Газовые турбины / Шнеэ Я.И. М.: Машгиз. 1960.

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

117. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. -М.:Мин. топлива и энергетики РФ. 2000. -441 с.

118. Юдин В.Ф. Теплообмен поперечнооребренных труб / Юдин В.Ф. Л.: Машиностроение. 1982. 189 с.

119. Dry air-cooling solves GTCC siting problem // Gas Turbine World. 1993. -13, №2-P. 39-43.

120. Dutch utility adding GT 10 combined cycle // Gas Turbine World. 1993. -23, №4 - P. 5, 6.

121. Gas turbine world: 2000-2001 Handbook. Vol. 21. 2001. 225 p.

122. Kuhnel J. Optimierung des Teillastverhaltens von Gas-turbinenprozessen ^ mit Warme-Auskopplung / Kuhnel J., Gyarmathy G./ Heizkraftwurtschaftund Fernwarmeversorgung: Beitrag. II, XXIX. Kraftwerkstechn. Koll., 2930 Sep. 1999 in Dresden. S. 77-89

123. Masamuthi W. Overall review of Hitachi gas turbines / Masamuthi W., Hauro U./ Hitachi Rev. 1989. - Vol. 38, №3. -P. 135-144.

124. Pederfen F. Децентрализованное комбинированное производство тепла и электроэнергии в Дании / Pederfen F. Copenhagen. 1993. - 55 с.

125. Sambler I. EPRI seek dramatic gains in maintain + ability and reliability / Sambler I. / Gas Turbine World. 1989. - Vol. 19, №2. P. 16-20.

126. Scalzo A. Jet allow NOx emission from advantage gas turbines / Scalzo A. / Mod. Power Syst. 1988. - Vol. 8, №9. - P. 19-22.д 124. Schemenau W. Druckaufgeladene Wirbelschichtfeuerung eine zweite

127. Brennstoffbasis fur Heizkraftwerke/ Schemenau W. / Inbetriebnahme und Betrieserfahrungen neuer und modernisierter Kraftwerksanlagen: Beitrag. I, XXIX. Kraftwerkstechn. Koll., 11-12 Nov. 1997 in Dresden. S.35-41.

128. Teff E. District heating dominates gas turbine market in Finland / Teff E. / Gas Turbine World. 1990. - Vol. 20, №2. P.-22-25.

129. Teff E. 3 on line completes Dutch re-powering program / Teff E./ Gas Turbine World. 1989. - Vol. 19, №1. - P. 18-20.

130. The heat supply of Stockholm. Lindvoth Claud // Ternwarmeint.-1995.-27. №6. P. 260-266.

131. Uteley R. Small Gas turbines for CHP / Uteley R. / Eur. Power News. -1992.-Vol. 17, №5. P. 22-25.

132. Wob W. GuD Heizkraftwerk fur die Stadwerke Erfurt / Wob W., Kamradt H./ Heizkraftwurtschaft urid Fernwarmeversorgung: Beitrag. I, XXIX. Kraftwerkstechn. Koll., 29-30 Sep. 1999 in Dresden. - S. 155-164