автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Термодинамическая оптимизация схем и параметров бинарных парогазовых установок

ПРЕДИСЛОВИЕ.

ВВЕДЕНИЕ.

0.1 .Состояние и перспективы развития бинарных ПТУ в России и странах СНГ.

0.2. Состояние и перспективы развития бинарных ПТУ за рубежом.

0.3.Анализ выполненных исследований по выбору термодинамических циклов, схем и параметров бинарных ПТУ.

0.4.Цели и задачи исследования.

1 .ОСНОВЫ МЕТОДИКИ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОЙ ОПТИМИЗАЦИИ

ПАРАМЕТРОВ БИНАРНЫХ ПТУ.

1.1 .Показатели эффективности циклов ПТУ и взаимосвязь между ними.

1.2.Показатели внутренней необратимости циклов бинарных ПТУ и их численный анализ.

1.3.Особенности оптимизации параметров бинарных ПТУ.

1.4.Сопоставление различных способов утилизации теплоты отработавших газов в бинарных ПГУ.

2.ТЕРМОДИНАМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ СТЕПЕНИ ПОВЫШЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ВОЗДУХА ГАЗОВОЙ ЧАСТИ ПГУ.

2.1 .Методика оптимизации степени повышения давления воздуха в компрессоре.

2.2.Влияние параметров утилизационного цикла и минимального температурного напора в КУ на оптимальную степень повышения давления.

2.3.Взаимосвязь оптимальной степени повышения давления и относительных расходов пара.

3.ВЫБОР ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИ ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ УТ14ЛИЗАЦИОННОЙ ПАРОВОЙ ЧАСТИ БИНАРНЫХ ПГУ.

3.1.Методика выбора оптимальных начальных параметров части высокого давления.

3.2.Методика выбора оптимальных начальных параметров части низкого давления.

3.3.Совместная оптимизация начальных давлений пара частей высокого и низкого давлений.

3.4.Оптимальные относительные расходы пара.

4 .РЕГЕНЕРАЦИЯ И ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ ПЕРЕГРЕВ В

УТИЛИЗАЦИОННОЙ ПАРОВОЙ ЧАСТИ БИНАРНЫХ ПТУ.

4.1.Оптимальная температура регенеративного подогрева питательной воды части высокого давления.

4.2.Оптимальное давление промежуточного перегрева части высокого давления.

4.3.Влияние регенерации и промперегрева на эффективность бинарной ПГУ.

5.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ БИНАРНЫХ ПГУ С РАЗЛИЧНЫМИ СПОСОБАМИ УТИЛИЗАЦИИ.

5.1.Методические основы расчета экономической эффективности бинарных ПГУ.

5.2.Расчет капиталовложений в бинарные ПГУ.

5.3.Сравнительная экономическая эффективность использования цикла одного, двух и трех давлений в паровой части ПГУ.

С началом экономических и политических реформ в России электроэнергетика вступила в качественно новый этап своего развития, характеризующийся принципиальным изменением многих положений структурной, технической и экономической политики развития отрасли.

Особенностью сегодняшнего состояния электроэнергетики России является как большой физический износ энергетического оборудования, так и моральное старение применяемых технологий, что существенно влияет на показатели экономичности и надежности его работы.

Главная проблема, которую необходимо решать немедленно, это создание новых типов ТЭУ ТЭС, позволяющих снизить удельный расход топлива на выработку электроэнергии на 35-40 %. Это вполне реально, если учесть, что КПД новейших ПГУ составляет 52-58 %, в то время как КПД современных КЭС - 38-40 %. С этой целью в России была разработана Федеральная Целевая Программа «Энергосбережение России» [88, 139], которая определяет для отрасли направления энергосбережения, в числе которых предусмотрено использование бинарных ПГУ единичной мощностью 100-500 МВт при строительстве новых электростанций на природном газе и реконструкции по парогазовому циклу действующих ТЭС. Согласно разработанной Энергетической стратегии, производство электроэнергии в России увеличится до 1080-1270 млрд.кВт-ч в 2010 г. [53]. При этом решающее значение для формирования стратегии развития электроэнергетики России имеет соотношение цен на основные виды топлива. В пересчете на одинаковую теплоту сгорания стоимость нефти должна быть на 15-30% выше стоимости газа, который в свою очередь примерно на 30-35% превышает стоимость энергетического угля.

В соответствии с прогнозами [53], роль природного газа в электроэнергетике будет возрастать. В то же время, высокая стоимость и ограниченность запасов природного газа приводят к необходимости его экономии и использования других видов топлив, например, твердых [94]. В 2010 г. доля электростанций в мировом потреблении угля составит 63 %, в 2020 г. - 65 % [38, 52]. Несмотря на это, в конце 90-х годов наблюдаются высокие темпы прироста энергетических мощностей на природном газе. Как считают специалисты, на производство электроэнергии в 2010 г. будет израсходовано около 38 % всего используемого в мире природного газа, в 2020 г. - 43 %. Это связано с проблемой защиты атмосферы от вредных выбросов и попытками увеличить располагаемую мощность энергосистем не путем строительства новых энергоблоков, а с помощью модернизации устаревшего оборудования. При этом в большинстве случаев более привлекательным оказывается бинарный парогазовый цикл с котлом-утилизатором.

Бинарные ПГУ имеют следующие преимущества:

1. быстрота запуска ГТУ с набором нагрузки за 5-10 мин;

2. модульность оборудования, позволяющая сооружать мощные высокоэкономичные, базовые электростанции за 2 года или менее;

3. поэтапность строительства с возможностью пуска собственно ГТУ за год или быстрее и получения дохода во время сооружения паровой части;

4. возможность снижения выбросов NOx, СО и SO2 до весьма низких концентраций с минимальным воздействием на КПД электростанций;

5. для перспективных мощных ПГУ - существующая возможность их модификации с целью использования в дальнейшем угля или других низкокалорийных видов топлив (например, газификация угля, биомасс и др.).

Применению таких установок должен предшествовать комплекс исследований по выбору термодинамических циклов, рациональных схем, оптимизации основных параметров с целью получения максимальной эффективности, и, следовательно, минимального расхода топлива.

Впервые наиболее полно основные теоретические вопросы, определяющие выбор рациональных циклов и схем ПГУ, рассмотрены в работах, выполненных в 60-х годах [5, 6, 8, 59]. После этого новых фундаментальных исследований в области парогазовых технологий практически не проводилось. Однако необходимость дальнейшего развития термодинамической теории ПГУ назрела в силу происходящих изменений в области энергомашиностроения (новые мощные и экономичные ГТУ с высокими начальными параметрами, более совершенные ПТУ, усовершенствованные процессы горения топлив).

В настоящее время создание ПГУ осуществляется главным образом с использованием уже освоенного тепломеханического оборудования, требующего выявление наивыгоднейших условий комбинирования газовых и паровых турбин. Однако для получения наибольшего эффекта от применения парогазовой технологии необходимо специальное проектирование ПГУ, которому должно предшествовать проведение комплекса схемно-параметрических исследований, требующее разработки конструкции вновь создаваемого оборудования. Практически отсутствуют исследования по выбору наивыгоднейших параметров и схем современных перспективных установок. Поэтому первостепенное значение приобретают вопросы разработки методов расчета наивыгоднейших параметров, позволяющих определить влияние различных факторов на их величину и в дальнейшем на выбор наиболее экономичной схемы ПГУ.

Современные тенденции развития парогазовой технологии определили выбор предмета исследования диссертационной работы, заключающегося в исследовании и выборе рациональных схем и оптимальных параметров бинарных ПГУ. Объектом настоящего исследования являются конденсационные бинарные ПГУ средней и большой мощности, работающие в базовом и полупиковом режимах.

Методы исследования. В основе исследований лежит метод циклов, опирающийся на фундаментальные законы термодинамики. При получении частных оптимальных решений широко использованы дифференциальные уравнения реальных процессов циклов, позволяющие получить соответствующие аналитические выражения.

Научная новизна результатов исследования:

1. Установлена рациональная организация процессов, определены основные оптимальные параметры образцовых циклов бинарных ПГУ, что позволило обосновать рациональный цикл.

2. Разработана методика совместной термодинамической оптимизации основных параметров газовой и паровой частей бинарных ПГУ. Получены аналитические выражения для определения оптимальных значений основных параметров: степени повышения давления воздуха газовой части, начальных давлений пара паровой.

3. Выявлены качественная и количественная взаимосвязи параметров, расходов рабочих тел и показателей газовой и паровой частей с учетом реальности происходящих в установках процессов.

4. Определено влияние основных факторов на оптимальные параметры, показатели и эффективность бинарных ПГУ.

5. Рассмотрена эффективность применения регенерации и промежуточного перегрева пара в утилизационной части бинарных ПГУ. Установлено их отличие от обычных ПТУ.

6. Проведены расчеты сравнительной экономической эффективности бинарных ПГУ-КЭС.

Практическая значимость. Проведена совместная термодинамическая оптимизация основных параметров бинарной ПГУ, позволяющая рекомендовать полученные оптимальные параметры для технико-экономических расчетов. Определены основные факторы, влияющие на термодинамическую эффективность бинарной ПГУ. Даны практические рекомендации по дальнейшему совершенствованию ПГУ. Показано влияние экономических факторов на эффективность ПГУ с утилизационными циклами одного, двух и трех давлений.

На защиту выносятся: 1. Результаты расчетов термодинамической эффективности образцового цикла бинарных ПГУ-КЭС.

2. Методика термодинамической оптимизации и результаты расчетно-теоретических исследований бинарных ПГУ с учетом реальных процессов происходящих в установках.

3. Методика и результаты расчетов термодинамически оптимальных температуры питательной воды и давления промперегрева пара.

6. Результаты расчетов сравнительной экономической эффективности бинарных ПГУ-КЭС.

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснована использованием методологии термодинамических исследований при определении эффективности ПГУ, применением фундаментальных законов термодинамики и дифференциальных уравнений реальных процессов циклов. Проведено сопоставление результатов и выводов исследования с имеющимися данными других исследований, а также параметрами и показателями существующих бинарных ПГУ.

Содержание отдельных разделов диссертации опубликовано в статьях [44, 49, 50, 165] и докладывалось на международной научно-технической конференции «Ввод в эксплуатацию и опыты эксплуатации новых и модернизированных энергетических установок» (г. Дрезден, Германия, 11-12 ноября 1997 г.); на межвузовской научной конференции «Проблемы повышения эффективности и надежности систем теплоэнергоснабжения» (г. Саратов, 1-3 ноября 1999 г.); на научно-технических конференциях и семинарах Саратовского государственного технического университета с 1996 по 2001 гг.

Исследованию этих вопросов посвящается настоящая работа, выполненная на кафедре Теплоэнергетики Саратовского государственного технического университета под руководством д.т.н., профессора А.И. Андрющенко и к.т.н., доцента А.Б. Дубинина. Автор выражает глубокую благодарность всем лицам за их критические замечания при обсуждении материалов диссертации, а также за помощь и содействие при выполнении работы.

ВВЕДЕНИЕ

В последние три десятилетия в мировой электроэнергетике наблюдается явно выраженная тенденция ко все более широкому использованию комбинированных ПГУ как в мощных энергосистемах для выработки электроэнергии в базовой и пиковой частях графиков нагрузки, так и в качестве автономных или резервных источников электро- и теплоснабжения отдельных предприятий, сооружений, поселков.

Соединение в одной установке ГТУ и ПТУ, работающих по высоко- и низкотемпературным циклам, позволяет существенно повысить эффективность использования топлива, обеспечить рост КПД до 55-60 %, то есть до уровня, недостижимого в настоящее время для других тепловых двигателей. Объединение ГТУ и ПТУ осуществляют различными способами, при этом получаются различные тепловые схемы, разные состав оборудования и основные характеристики работы. Следует отметить, что тепловая схема парогазовой установки, определяющая ее тип, энергетические, экономические и экологические характеристики в значительной степени зависит от конфигурации термодинамического цикла и организации его процессов.

В настоящее время в энергетике получили распространение ПГУ следующих основных типов:

1) с высоконапорным парогенератором (ПГУ с ВПГ);

2) со сбросом газов в топку низконапорного парогенератора (ПГУ с Hill');

3) с котлом-утилизатором (ПГУ с КУ или бинарные ПГУ);

4) с газоводяным подогревателем (ПГУ с ГВП);

5) с впрыском пара в проточную часть газовой турбины (ПГУ с ВП).

Первые четыре типа ПГУ реализуют термодинамические циклы с раздельными потоками рабочих тел, а в ПГУ с ВП рабочее тело газовой турбины -смесь водяного пара и продуктов сгорания.

1. Установки с ВПГ, совмещенным с камерой сгорания ГТУ и вырабатывающим пар, используемый в паровой турбине (рис.0.1).

Особенностью этой ПГУ является повышенное давление продуктов сгорания в парогенераторе (1,0-2,0 МПа), что приводит к более интенсивному теплообмену. чем в обычных паровых котлах, и, соответственно, уменьшенным металловложениям в поверхности нагрева. Существенными недостатками этой схемы являются сложность эксплуатации, необходимость разработки специальных ГТУ и ПТУ или реконструкции серийных, а также невозможность автономной работы ГТУ и ПТУ. Доля мощности ГТУ в суммарной мощности ПГУ обычно составляет 15-30 %.

В настоящее время широкого распространения данная схема не получила. Однако интерес к ней возрождается при использовании в ПГУ твердого топлива, например, его сжигании в циркулирующем кипящем слое под давлением (технология ЦКСД). Существенным недостатком подобных установок являются большие вредные выбросы серы, твердых отходов и низкая температура газов перед турбиной (900 °С и ниже). Поэтому проекты современных установок зависят от технологии циклонов, размещенных до ГТУ для улавливания летучей золы [79, 111].

2. Установки со сбросом отработавших газов ГТУ в НПГ, в котором сжигается дополнительное топливо (рис. 0.2).

Эти установки используются в основном при реконструкции существующих паротурбинных блоков, чем объясняется их небольшое количество построенное в последнее время. Доля ГТУ в суммарной мощности ПГУ с НПГ составляет 10-15 %. Длительная эксплуатация этих ПГУ показала их надежность, хорошие маневренные качества, определяемые возможностью автономной работы ГТУ и ПТУ [55].

Несмотря на то, что установки с НПГ и с ВПГ работают по одному и тому же термодинамическому циклу и при одинаковых параметрах и расходах у а

2 4 А 1 п

1 1 г

1 Зп ! • 1 1 1 1 2п -ь. топливо воздух

ГВП

То

4 > уходящие газы

Рис.0.1. Теоретический цикл и принципиальная тепловая схема ПГУ с ВПГ

Рис.0.2. Теоретический цикл и принципиальная тепловая схема ПГУ с НПГ Т

4

2 у/ yS / 1 п

ЗпГ . —

1 Зп | i 2п i i ■ -ь. топливо 0

ГТУ воздух

КУ

То уходящие газы

1 п ПТ

4п

Рис.0.3. Теоретический цикл и принципиальная тепловая схема ПГУ с КУ рабочих тел будут иметь одинаковые значения термического КПД, реальная экономичность установки с НПГ меньше, чем установки с ВПГ. Это объясняется прежде всего тем, что при строительстве ПГУ с НПГ стремятся использовать серийные ГТУ и сохранить регенерацию в ПТУ (наименьшая реконструкция), что не позволяет использовать все преимущества парогазовой технологии. В [6] на основе детального анализа были показаны преимущества схем с ВПГ как по сравнению с ПГУ с НПГ, так и по сравнению с ПГУ других типов при условии использования ГТУ с начальной температурой газов перед турбиной 650-800 °С, и на выходе - 300-450 °С. С повышением начальной температуры до 1100-1450 °С и конечной до 550-600 °С наиболее экономичными становятся ПГУ с КУ, где возможно получение высоких параметров пара без дополнительного подвода теплоты сжигаемого топлива непосредственно к утилизационному циклу.

3. Установки со сбросом отработавших газов ГТУ в КУ, вырабатывающего пар (одного или нескольких давлений), используемый в паровой турбине (рис. 0.3).

Относительно простая конструкция, монтаж, эксплуатация и наименьшие капиталовложения вывели эти установки на лидирующие позиции в России и во всем мире для использования в покрытии не только пиковых нагрузок, но и в базовом режиме. Мощность ГТУ в этих установках составляет примерно 50-70 % мощности ПГУ. Одним из недостатков схемы является невозможность автономной работы паротурбинной части установки при останове ГТУ.

Более подробно данный тип ПГУ будет рассмотрен далее.

4. Установки с использованием теплоты отработавших газов ГТУ для подогрева питательной воды в ГВП паровой части (рис. 0.4).

Данные установки, созданные одними из первых среди ПГУ, позволяют использовать имеющиеся газовые и паровые турбины, а также котельные агрегаты без всяких изменений. Кроме того, возможна автономная работа газовой и паровой частей ПГУ, а также применение различных видов топлив. Вместе с S

Рис.0.4. Теоретический цикл и принципиальная тепловая схема ПГУ с ГВП 0 топливо

2ь

ГТУ воздух

3(1п)

КУ w

5п

4 (2п)

-ф— вода

4п Зп

I (6п) уходящие газы

Рис.0.5. Теоретический цикл и принципиальная тепловая схема ПГУ с ВП тем, тепловая экономичность такой ПГУ оказывается существенно более низкой, чем установок с ВПГ, НПГ и КУ, поэтому широкого распространения они не получили. Как правило, такие установки создают, пристраивая ГТУ и ГВП к действующим паротурбинным энергоблокам.

5. Установки с впрыском в газовоздушный тракт ГТУ пара и использованием энергии паро-газовой смеси в газовой турбине ГТУ (рис.0.5).

В результате возрастает полезная работа по сравнению с обычной ГТУ и улучшаются экологические характеристики. Водяной пар генерируется в установленном на выхлопе ГТУ котле-утилизаторе. При повышении мощности

ГТУ на 15-53 %, КПД увеличивается на 14-18 % (абс.). Эти обстоятельства приводят к значительному уменьшению капитальных затрат на строительство электростанции, простоте тепловой схемы и высокой удельной мощности (на единицу массы оборудования). Однако необходимость подачи значительного количества обессоленной воды, которая выбрасывается в атмосферу в виде пара вместе с продуктами сгорания, снижает эффективность таких схем [23, 33, 69, 119, 129], которые применяются в основном, как на предприятиях-потребителях значительного количества технологического пара, так и для покрытия пиков графика нагрузки в энергосистемах.

Кроме рассмотренных, возможны и другие схемы ПГУ, реализующие в частности, более сложные термодинамические циклы, но учитывающие особенности подвода теплоты к рабочим телам (с ВПГ, НПГ, КУ или ГВП). Однако можно утверждать, что при прочих равных условиях наибольшая тепловая экономичность достигается в ПГУ с КУ, работающих по бинарным циклам.

ОЛ.Состояние и перспективы развития бинарных ПГУ в России и странах СНГ

Несмотря на очевидные преимущества ПГУ перед другими видами энергетического оборудования, широкого применения в России и странах СНГ они не получили. Одной из причин такого состояния, является неподготовленность заводов к производству ГТУ, пригодных для использования в составе современных ПГУ. К настоящему времени это положение несколько меняется.

Разработка и серийный выпуск энергетических ГТУ производится АО «ЛМЗ» (г.Санкт-Петербург), ПО «Турбоатом» (Украина) [54, 60, 96]. Эти установки имеют единичную мощность 12-150 МВт, а КПД - 22-36 %. Поступают предложения о создании ГТУ для энергетики от оборонных предприятий: СНТК «Двигатели НК» (г.Самара), НПО «Машпроект» (г.Николаев), АО «Рыбинские моторы» (г.Рыбинск), «Авиадвигатель» (г.Пермь) и некоторые другие. Предлагаемые ими ГТУ в основном конверсионные авиационные двигатели. Как правило мощность их небольшая и не превышает 0,6-25 МВт. Эти машины могут эффективно применяться в качестве приводов электрогенераторов автономных энергоустановок. Разработки газовых турбин большой мощности (50-150 МВт) для ПГУ ведутся в АО «Рыбинские моторы» [111].

Основные показатели ГТУ выпускаемые заводами мощностью свыше 50 МВт представлены в табл.1 (приложение 1). Все представленные ГТУ работают по простому циклу, кроме двухвальной установки типа ГТ-100 (JIM3) с промежуточными подогревом газа и охлаждением воздуха. Однако, низкая фактическая мощность (N3=?0 МВт) и КПД ГТУ (г|э=21 %), значительная металлоемкость, сложность изготовления, монтажа и обслуживания заставили JIM3 возвратиться к созданию одновальных энергетических ГТУ [54, 60].

Развитие и завершение разработок современных ГТУ сдерживается сложным экономическим положением в стране. Поэтому в настоящее время ПГУ, как правило, создаются на базе зарубежных ГТУ. Отсутствие опыта создания и эксплуатации подобных установок обусловило стремление к упрощению технологических схем и выбор надежных, но не самых экономичных ГТУ.

В табл.2 (приложение 1) приведены данные о некоторых строящихся и проектируемых бинарных ПГУ в России и странах СНГ с единичной мощностью блока более 50 МВт. Созданию этих ПГУ предшествовала разработка паровых турбин мощностью 100-180 МВт, которые имеют свои особенности (в частности, отсутствует развитая система регенеративного подогрева конденсата и питательной воды). Некоторые паровые турбины выполняются с приемом пара в проточную часть турбины, как, например, разработанные в АО «ЛМЗ» и рассчитанные на работу по схеме двух давлений при параметрах пара Рвд^вд=6,0-7,8 МПа/485-522 °С и рНд/1Нд=0,6 МПа/199-270 °С [70].

Одной из первых мощных бинарных ПГУ является сооружаемая Северо

Рис.0.6. Принципиальная тепловая схема блока ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ г.Санкт-Петербург КН1, КН2 - конденсатные насосы; БОУ - блочная обессоливающая установка; КПУ - конденсатор пара уплотнений; ПН ВД и НД - питательные насосы ВД и НД; СП1.4 - сетевые подогреватели; CHI, СН2 - сетевые насосы; БРОУ ВД - быстродействующая редуционно-охладительная установка ВД; ВВТ1, ВВТ2 - водоводяной теплообменник подпиточной воды; КСН - коллектор собственных нужд (СН)

Западная ТЭЦ в г. Санкт-Петербурге, состоящая из четырех теплофикационных блоков ПГУ-450Т. Один блок ПГУ-450Т (рис.0.6) включает: две газовые турбины V94.2, два котла-утилизатора на два давления, паровую турбину Т-150-7,7. Основные показатели блока: электрическая мощность 450 МВт; тепловая мощность - 407 МВт; удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии - 154,5 г у.т./(кВт-ч); удельный расход условного топлива на отпуск тепла - 40,6 кг у.т./ГДж; КПД ТЭЦ по отпуску электрической энергии - 79,6 %; тепловой энергии - 84,1 %; КПД блока на конденсационном режиме составляет более 50 % [27, 40, 71, 72, 75, 98, 110, 124, 125].

Применение усовершенствованной ГТУ типа ГТЭ-200, созданной на основе опыта разработки ГТЭ-150, дало возможность использовать новые технические решения в паросиловой части, позволившие существенно повысить экономичность блока, особенно для ПГУ с конденсационной ПТУ. Предложенная АО «ЛМЗ» ПГУ-320 компонуется в виде моноблока с конденсационной ПТУ и горизонтальным КУ (рис.0.7). Моноблок ПГУ-320 содержит: одну ГТУ типа

Рис.0.7. Принципиальная тепловая схема блока ПГУ-320 ВО - воздухоохладитель;СМ - сцепная муфта

ГТЭ-200, один КУ двух давлений и одну ПТУ типа К-120-130 и общий электрогенератор номинальной мощностью 320 МВт (АО Электросила). Согласно расчетам «ЛМЗ» моноблок общей электрической мощностью 320 МВт будет иметь электрический КПД брутто в конденсационном режиме 54,9 %. У предложенного варианта одновальной ПГУ уменьшенные стоимости фундамента и строительные габариты, не говоря уже о меньшей стоимости основного оборудования, по сравнению с многовальными ПГУ бинарного типа.

Путем комбинирования различного состава оборудования созданы проекты бинарных ПГУ: ПГУ-80, ПГУ-345, ПГУ-435 и другие (табл.2, прил.1).

В настоящее время создание бинарных ПГУ большой мощности считается наиболее перспективным направлением развития энергетических ПГУ в России.

На фоне имеющего место в России и странах СНГ неразвитого состояния дел в области энергетических ГТУ и ПГУ во всем мире наблюдается непрерывный рост их производства и использования.

0.2.Состояние и перспективы развития бинарных ПГУ за рубежом

Успехи во внедрении ГТУ и ПГУ в электроэнергетику промышленно развитых стран явились результатом целенаправленной технической политики ряда ведущих энергомашиностроительных фирм, уделяющих большое внимание совершенствованию конструкций агрегатов ГТУ, технологии их изготовления. В первую очередь это Asea Brown Boveri (Швейцария-ФРГ), Siemens-KWU (ФРГ), General Electric (США) и Westinghouse (США). Это обеспечило возможность организации серийного выпуска энергетических ГТУ мощностью от 10 до 250 МВт с КПД 28,5-41,9 % [54].

Основные показатели ГТУ нового поколения (технологии F, G и Н) приведены в табл.3 (приложение 1). Примечательно, что ГТУ технологии класса Н предусматривают применение замкнутого контура парового охлаждения и будут использоваться только в составе ПГУ с паровым циклом трех давлений и промперегревом пара, и не предназначены для автономной работы [116].

Высокие показатели ГТУ достигнуты путем совершенствования проточной части компрессоров и турбин, применения более эффективных систем охлаждения деталей турбин и камеры сгорания (воздушные, паровые), использования отлитых с направленной кристаллизацией или монокристаллических лопаток, термобарьерных покрытий и керамических узлов и других мероприятий. Фирмы активно работают над созданием ГТУ следующего поколения, которые будут работать с начальной температурой газов 1500 °С и созданных на их основе ПГУ с КПД более 60 % (на природном газе) [91, 146].

Большинство разработанных ГТУ работают по простому циклу. Однако, две установки GT24 и GT26 (ABB) выполнены одновальными по циклу с промежуточным подводом тепла при расширении и оптимизированы для работы в составе ПГУ. К примеру, бинарная ПГУ с использованием GT26 в сочетании с КУ и ПТУ трех давлений и промперегревом пара будет иметь электрические КПД брутто 58,3 % и КПД нетто 57,3 % [95].

Тенденция разработки ГТУ для использования в составе ПГУ характерна и для других фирм разработчиков. Например, электрическая мощность бинарной ПГУ с ГТУ GTX100 (ABB) и паровым циклом двух давлений без промпе-регрева пара равна 62 МВт при КПД 54 %. Аналогичный цикл осуществленный с использованием ГТУ типа V94.3A (Siemens) при электрической мощности 259 МВт будет иметь электрический КПД 58,1 % [91, 141]. При температуре газов за ГТУ MSQ001H (GE) 593 °С в паровом цикле можно использовать пар с давлением 16,5 МПа и температурой перегрева 565/565 °С. Электрический КПД нетто такой ПГУ составит 60 %.

Разработкой и серийным выпуском энергетических ПГУ за рубежом занимаются как фирмы, непосредственно производящие газовые и паровые турбины, так и специализированные компании, использующие турбинное оборудование других (в том числе указанных выше) фирм. Например, компания Еи-ropian Gas Turbines (Франция), фирмы John Brown Engineering (Великобритания), Stewart & Stevenson (CILIA), Turbomeca (Италия), Alin (Австрия) и другие.

Проектирование и строительство бинарных ПГУ за рубежом осуществляется уже много десятков лет. В табл.4 (приложение 1) приведены характеристики некоторых ПГУ, построенных с начала 80-х годов и единичной электрической мощностью свыше 100 МВт.

Примером одной из современных бинарных ПГУ может служить английская ТЭС Кеадби (рис.0.8), сооруженная в 1994 г. Тепловая схема блока включает две ГТУ MS9001F (GE), два КУ (Babcoc) на 3 давления с промперегревом пара, одну ПТУ (GE-Alsthom). Поток пара среднего давления смешиваясь с отработавшим в ЧВД паром высокого давления перегревается и направляется в ЧСД. Отборы пара из паровой турбины в систему регенерации отсутствуют. Деаэрация производится частично в самом конденсаторе, частично в деаэраторе. Имеется дополнительный котел для подачи пара в уплотнения турбины до набора нагрузки. Конденсатор предусматривает возможность приема 100 % свежего пара через БРУК - байпасирования турбины при выходе ее из строя. Общая электрическая мощность блока брутто достигает 690 МВт при электрическом КПД 54,55 %.

На второй очереди ТЭС в Иокогаме (Япония) введены в строй 8 блоков бинарных ПГУ на три давления с промперегревом пара электрической мощностью каждый 365 МВт и типичной для японских ПГУ одновальной конструкции (рис.0.9). На одном валу расположены ГТУ MS9001FA (GE), общий электрогенератор и паровая турбина. Тепловая схема не предусматривает деаэратора и вся деаэрация производится в конденсаторе. Несмотря на одновальную конструкцию, гидравлические системы и маслоснабжение раздельны для ГТУ и ПТ. Предложенная тепловая схема получена в итоге оптимизационных исследований, проведенных электроэнергетической компанией ТЕРСО и фирмой GE. Принятый вариант обеспечивает при той же ГТУ выигрыш в экономичности уходящие газы уходящие | газы

Рис.0.8. Принципиальная тепловая схема ПГУ с КУ ТЭС Кеадби топливо

ГТУ воздух уходящие газы

Рис.0.9. Принципиальная тепловая схема ПГУ с КУ ТЭС Иокогама

ПГУ по сравнению со схемой двух давлений без промперегрева на 2,27 % (отн.), а с промперегревом - 0,94 % (отн.). Электрический КПД ПГУ брутто равен 54,12 %, а КПД ПГУ нетто - больше 53 %. Как достоинство отмечаются: низкая стоимость установленного киловатта (меньше, чем у двухвальных паротурбинных энергоблоков сверхкритического давления мощностью 1000 МВт), меньшая требуемая для размещения ПГУ площадь и высокие маневренные показатели. Установка рассчитана на ежедневные пуски-остановки - до 10 тыс. циклов за эксплуатацию. Нормальная работа блока обеспечивается в диапазоне от 1,0 до 0,5 номинальной нагрузки. Возможна минимальная нагрузка вплоть до холостого хода, а также работа одной ГТУ с байпасированием газа.

Часто по схеме с КУ производится реконструкция существующих ТЭС. Так, на ТЭС Рейхафен в Корлсруе (ФРГ) использована ГТУ GT26 (ABB) для реконструкции по схеме ПГУ с КУ угольного блока №4 электричекой мощностью 100 МВт [95]. Паровая турбина будет сохранена (с обследованием и заменой узлов, исчерпавших ресурс или неподходящих для новых условий). Добавлен контур низкого давления. В ПГУ используется двухконтурный прямоточный КУ, выполненный по схеме Бенсона и включенный в газовый тракт без байпаса. Предусмотрена возможность отпуска из отборов паровой турбины 75-80 МВт теплоты. В этом случае коэффициент использования тепла топлива составит 66,6 %.

Сооружение теплофикационных бинарных ПГУ осуществляется в основном на промышленных предприятиях или для покрытия отопительной нагрузки в муниципальной энергетике.

На новых землях ФРГ в течение 1993-1996 гг. фирмой ABB были построены шесть теплофикационных ПГУ с КУ: Потсдам, Росток, Гера Норд, Нойбрандербург, Дессау, и Франкфурт Одер [154]. Характерной особенностью этих ТЭЦ является применение противодавленческих паровых турбин, что при эксплуатации ТЭЦ по тепловому графику дает большую экономию топлива по сравнению с обычными теплофикационными паровыми турбинами с «конденсационным хвостом». Тепло отработавшего пара используется для нагрева воды в теплосети. При пониженных нагрузках в схемах предусмотрены либо воздушный конденсатор для конденсации потока отработавшего пара, либо охладитель рециркуляции, для увеличения потока обратной сетевой воды. Другой особенностью является применение в хвостовой части КУ водяных подогревателей, в которых параллельно основным сетевым подогревателям нагревается обратная сетевая вода из теплосети. Это позволяет держать температуру уходящих газов на практически постоянном уровне. Большинство КУ снабжены устройствами дополнительного сжигания топлива. Гарантированное значение о выбросов для всех ТЭЦ: при работе на природном газе - 100 мг/нм СО и 100

Л Т Л мг/нм NOx. При работе на жидком топливе - 100 мг/нм СО и 200 мг/нм NOx.

Так, например, на ТЭЦ Потсдам сооружены два энергоблока, каждый из которых включает одну ГТУ типа GT10B, одну паровую турбину типа V32AH, один КУ на одно давление с дополнительным сжиганием газа или жидкого топлива (рис.0.10). При пониженных нагрузках в схеме предусмотрен охладитель рециркуляции воды из теплосети. Для ТЭЦ характерен последовательный нагрев сетевой воды каждым энергоблоком, что требует различные значения конечных параметров пара. Таким образом, эффективность каждого блока ТЭЦ неравноценна и в этом случае необходимо достигать наибольшую эффективность всей ТЭЦ. Теплоснабжение от ТЭЦ производится горячей водой. Для покрытия пиковых нагрузок по горячей воде дополнительно имеется один ПВК. Летом, при пониженной нагрузке, эксплуатируются оба блока, с целью максимальной выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

С целью экономии природного газа и использования запасов местных бурых углей на ТЭЦ Франкфурт Одер был сооружен двухтопливный блок ПГУ с КУ, который состоит из одной ГТУ типа GT10B, одной паровую турбину типа V40AHH с сепаратором, и одного КУ на два давления с возможностью небольшого дополнительного сжигания природного газа, байпаскрованием уходящих газов и дополнительным дутьевым вентилятором (рис.0.11). На ТЭЦ дополни

Рис.0.10. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ Потсдам ДУ - дожигательное устройство; ОР - охладитель рециркуляции

Рис.0.11. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ Франкфурт Одер ВК - воздушный конденсатор тельно установлен ПК, работающий на буроугольной пыли, который также питает паровую турбину. Летом в основном эксплуатируется твердотопливный ПК и воздушный конденсатор за паровой турбиной с целью поддерживания минимальной нагрузки. ГТУ используется при пиковых нагрузках или как резервная. Гарантированные значения выбросов для твердотопливного ПК - 200 мг/нм3 СО, 250 мг/нм3 S02, 350 мг/нм3 NOx и 20 мг/нм3 пыли [149].

Основная масса действующих и строящихся бинарных ПГУ проектируются с учетом индивидуальных требований заказчиков. Однако многие зарубежные фирмы создают серии унифицированных бинарных ПГУ, охватывающих большой диапазон мощностей от 15 до 950 МВт и приспособленных для электрических сетей с частотой 50 и 60 Гц. Некоторые варианты таких ПГУ достаточно подробно рассмотрены в [55] и различаются схемой взаимного расположения агрегатов, типом применяемых ГТУ и их количеством в одном блоке. Во всех случаях применяется одна паровая турбина (конденсационная или теплофикационная), работающая на паре одного, двух, трех давлений с промперегревом и без него. ПГУ по своим характеристикам практически идентичны и сдаются заказчику «под ключ». Продолжительность монтажа и наладки одного блока ПГУ не превышает 18 месяцев. При создании ПГУ параметры пара выбираются, исходя из технико-экономических условий работы данной электростанции, но в общем имеют близкие значения. В ПГУ, работающих на паре одного давления - 3,0-18,87 МПа, 426-540 °С; в ПГУ, работающих на паре двух давлений - перед ТВД 2,8-11,0 МПа, 460-540 °С, перед ТНД 0,5-0,89 МПа, 155-232 °С; в ПГУ, работающих на паре трех давлений - перед ТВД 5,0-14,0 МПа, 480-565 °С, перед ТСД 2,0-3,0 МПа, 270^120 °С, перед ТНД 0,5-0,7 МПа, 180-230 °С. Промежуточный перегрев обычно осуществляется до температуры свежего пара 430-540 °С при давлении 2-3 МПа. В конденсационных турбинах давление пара на выходе составляет 0,003-0,005 МПа, в турбинах с противодавлением - 0,25-1,5 МПа [55, 91, 95]. Во многих ПГУ потребителям кроме электроэнергии поставляется технологический пар или горячая вода.

Уделяется много внимания использованию в качестве топлива в ГТУ газообразных продуктов газификации угля, как, например, сооруженная ТЭС в Словакии с двумя энергоблоками. Основной проблемой является очистка горячих газов перед поступлением в ГТУ от твердых частиц, а также удаление из продуктов сгорания окислов серы и азота. Утверждается об успешном решении обеих указанных задач, что подтверждается опытом эксплуатации пилотных установок.

На основе анализа состояния и перспектив развития ПГУ в России, странах СНГ и за рубежом, проведено сравнение эффективности различных типов комбинированных ПГУ, результаты которого показаны в табл.0.1.

Таблица 0.1

Сравнение эффективности различных типов ПГУ

Тип ПГУ Россия Зарубежные страны Уд. капвложения, долл./кВт*

N3, МВт Лзнт, % N3, МВт Пэнт, %

ПГУсКУ 80-490 48,6-54,9** 62-972 44,8-58,2 450-800

ПГУ с ВПГ 200 37,1 70-425 40,0-44,0 1000-1600

ПГУ с НПГ 250-410 37,4-47,7 550-765 41,2-46,5 700-900

ПГУ с ГВП 410-550 43,4-47,4 700-800

ПГУ сВП - - 17.2-52,4 38.9-55.0 400-500 Здесь и далее в долларах США ** Для проектируемых ПГУ

Видно, что наибольшей эффективностью обладают бинарные ПГУ, поэтому создание и совершенствование именно этих установок является перспективным путем дальнейшего развития парогазовой технологии.

0.3. Анализ выполненных исследований по выбору термодинамических циклов, схем и параметров бинарных ПГУ

Подробные обзоры ПГУ работающих по различным комбинированным циклам и история их создания приведены в [6,13, 24, 26, 29, 59, 64, 81].

Фундаментальные исследовательские и проектные работы ПГУ различных типов выполнялись в 60-80-х годах ВТИ, ЦКТИ, СПбГТУ, СГТУ, МГТУ, МЭИ, НГТУ и ряде других организаций [6, 10, 22, 24, 26, 29, 59, 64, 81]. Большой комплекс работ по исследованию бинарных ПГУ проведен, в частности, в СГТУ под руководством А.И. Андрющенко [8-10, 14, 18, 21, 76, 83, 117, 140].

В настоящее время основная масса исследований направлена на совершенствование бинарных ПГУ. Зарубежные публикации, как правило, посвящены действующим и строящимся установкам, срокам их строительства и экологическим характеристикам [148, 149, 154, 161, 164]. Современные отечественные публикации в большей степени представляют собой обработанные данные зарубежных источников [29, 54, 55, 91, 92, 126].

Анализ опубликованных работ показал, что в большинстве случаев современные бинарные ПГУ сооружаются с использованием стандартных ГТУ, которые не проектируются, подобно паровой турбине, для каждого конкретного случая применения. Утилизационные паровые циклы могут быть от простых -одного давления, до сложных комплексных - трех давлений с промежуточным перегревом пара. С увеличением сложности КПД повышается, однако капитальные затраты также возрастают [37, 55].

В качестве критерия выбора рациональной схемы или оптимальных параметров установки используются различные показатели, зависящие от цели и задач исследования. Так, при термодинамической оптимизации (первой стадии проектирования установки) используются термодинамические показатели цикла - термический, внутренний, эффективный и эксергетический КПД, с помощью которых определяются термодинамически оптимальные параметры установки и ее термодинамическая эффективность. Первоначально считалось достаточным использовать термический КПД цикла, однако он не отражает реальную эффективность и для этих целей стали использовать внутренний КПД [6, 22]. В [3, 10] в качестве критерия термодинамической оптимизации различных установок предлагается использовать эффективный КПД цикла. Для многоцелевых ТЭУ дополнительно рекомендуется применять эксергетический КПД цикла или установки [4, 10, 35, 122].

При технико-экономической оптимизации определяется экономическая эффективность установки и технико-экономически оптимальные параметры, которые, как правило, отличаются от параметров, полученных при термодинамической оптимизации. Первоначально в качестве критерия экономической эффективности использовались приведенные расчетные затраты или их переменная часть [6]. В рыночной экономике для этих целей используется целый комплекс критериев - чистый дисконтированный доход, индекс доходности, внутренняя норма доходности, срок окупаемости и другие, которые в совокупности определяют экономическую эффективность установки [84]. Так, например, фирма ABB предлагает так называемый «паритет капитала», который учитывает: стремление фирмы получить установку с высоким КПД и низким уровнем вредных выбросов; потребность заказчика в максимальных доходах от инвестиций; местные географические условия и политические обстоятельства [37]. Подобный финансово-экономический показатель предлагают использовать при выборе оптимального технического решения в [31], где эффективность инвестиций оценивалась по программе EKOKALK, разработанной фирмой Siemens. В [45] предложена упрощенная методика технико-экономических расчетов применительно к условиям России, позволяющая без привлечения трудоемкого инструментария бизнес-планирования и анализа во временном разрезе денежных потоков, принимать оптимальные инженерные решения еще на стадии проектирования установки.

Многие исследователи полагают, что конфигурация цикла должна приближаться к циклу Карно [22, 105], что лишь иногда оказывается справедливым, но чаще это мнение ошибочно. Обладая высоким термическим КПД, цикл Карно имеет большую работу сжатия, что значительно снижает общую эффективность бинарной ПГУ [4, 14].

В работах А.И. Андрющенко [3, 4, 10, 13] приведены теоретические основы комбинирования циклов и получения образцовых циклов, обеспечивающих в реальных условиях осуществления наибольший эффективный КПД. Образцовый цикл бинарной ПГУ, показанный на рис. 1.2, служит основой выбора рациональной тепловой схемы и определения оптимальных параметров, которые используются в дальнейших технико-экономических расчетах. Общая степень повышения давления, степень повышения давления в последней ступени, а также температуры в концах процессов сжатия и расширения последних ступеней образцового цикла имеют оптимальные значения.

Уже первые исследования [2, 6, 59] показали бесспорные преимущества бинарных ПГУ в случае применения в них высокотемпературных ГТУ с охлаждаемыми газовыми турбинами и температурами газов перед турбиной 1200-1300 °С и на выходе из нее 550-700 °С с возможностью получения в КУ пара сверхкритических параметров. Эффективный КПД такой установки при самой простой тепловой схеме может достигать величины 52-53 %. В этих работах отмечено наличие сложных взаимозависимостей параметров рабочих тел паровой и газовой частей, а также справедливо показано, что термодинамическая эффективность бинарной ПГУ в общем случае зависит от КПД газовой и паровой частей.

В [157] проведен подробный эксергетический анализ бинарных ПГУ. Рассмотрено влияние различных факторов на эксергетический КПД и величины эксергетических потерь. Утверждается, что наибольшее влияние на КПД оказывают не параметры цикла, а совершенство его процессов (подвод теплоты в камере сгорания, теплообмен в КУ). В то же время отмечается малое влияние начальных параметров парового цикла на эффективность ПГУ, которые по экономическим соображениям рекомендуется принимать низкими. Также малое влияние на эффективность ПГУ оказывают потери давления. Приведенные утверждения небесспорны и требуют строгого обоснования, так как параметры газового и парового циклов находятся в сильной взаимной зависимости.

В большинстве публикаций отмечается первостепенное влияние газовой части на общую эффективность бинарной ПГУ, нахождению оптимальных параметров которой посвящен ряд исследований. В частности, является очевидным наличие оптимальной по максимуму КПД степени повышения давления в газовой части, численное значение которой при прочих одинаковых параметрах значительно отличается от подобной для простой ГТУ. Однако В.А. Зысиным [59] сделан вывод о незначительном влиянии степени повышения давления простого газового цикла на эффективный КПД бинарного парогазового цикла, что, по мнению автора, позволяет делать выбор давления воздуха за компрессором из условия максимальной работы газового цикла. Следует отметить, что данные результаты были получены при использовании в утилизационной части установки парового цикла треугольной конфигурации с существенными упрощениями реальных условий и применительно к уровню параметров установок 60-х годов, и в современных условиях требуют пересмотрения и коррекции.

В [83] А.И. Андрющенко и др. предлагают выбирать параметры газовой части с учетом влияния переменной температуры газов на входе в КУ на КПД паровой части, которое различно в зависимости от конкретных схем и параметров утилизационной части. Приводится методика определения термодинамически оптимальной степени повышения давления в простом и сложном газовых циклах, которая нашла продолжение в [18] для определения экономически наивыгоднейшей степени повышения давления, в том числе и для переменных параметров пара. Получено, что экономически наивыгоднейшая степень повышения давления всегда ниже термодинамически оптимальной. С ростом начальной температуры газов это отличие увеличивается, а при увеличении стоимости топлива - уменьшается. Отмечается малое влияние начальных параметров пара на значение экономически наивыгоднейшей степени повышения давления.

Для бинарной ПГУ большой мощности с предельным расходом газов применение повышенной выходной скорости и увеличение давления на входе в лимитирующую турбину позволяет существенно повысить КПД ПГУ и единичную мощность блока [65]. Приведенная методика расчета оптимальных параметров газовой части ПГУ позволяет определить наивыгоднейшие значения выходной скорости газов, степень повышения давления воздуха в компрессоре и распределение теплоперепадов по цилиндрам газовой турбины с предельным расходом газов, исходя из условия максимума КПД всей установки.

Целый ряд публикаций связан с нахождением оптимальных параметров в КУ и утилизационной паровой части бинарной ПГУ.

Влияние сопротивления газовоздушного тракта на КПД ПГУ проанализировано в [6, 117], где показано, что увеличение гидравлических сопротивлений приводит к снижению КПД, а также к некоторому возрастанию оптимальной степени повышения давления воздуха в компрессоре и снижению температуры уходящих газов. В [117] Г.С. Сапрыкиным и др. получены формулы для определения экономически наивыгоднейшего газового сопротивления КУ в зависимости от стоимости топлива, начального давления пара и схемы установки.

Важной величиной, требующей тщательного выбора и обоснования, является минимальный температурный напор ATmjn между контурами обоих рабочих тел в процессе теплообмена в КУ [59]. В [42] JI.B. Арсеньев и др. справедливо подчеркивают влияние величины и положения ATmui на площадь теп-лопередающей поверхности КУ и экономичность бинарной ПГУ в целом. При этом АТт,п имеет место либо на горячем конце пароперегревателя, либо на холодном или горячем конце водяного экономайзера, в зависимости от относительного расхода пара d [24, 26]. Диапазон экономически целесообразных температурных напоров и аэродинамического сопротивления КУ определен Грибовым В.Б. и др. в [45, 46]. Так для схемы с паровым циклом двух давлений, ATmjn находятся в диапазоне 5-8 °С для испарителей и 15-30 °С для пароперегревателей ВД и НД, в зависимости от стоимости поверхности котлов и соотношения цен на топливо и электроэнергию. Оптимальное аэродинамическое сопротивление КУ составляет 1,5-3,0 кПа.

Отмечается существенное влияние соотношения расходов рабочих тел на экономичность ПГУ. В частности, в [6] А.И. Андрющенко и В.Н. Лапшовым показано, что уменьшение относительного расхода пара сопровождается ростом доли работы газового цикла и при определенных условиях вызывает одновременное повышение КПД парогазового цикла и уменьшение удельной стоимости установки. От соотношения расходов рабочих тел, в частности, зависят потери тепла с уходящими газами установки и при d>cpr/cpB обеспечивается наиболее полная утилизация теплоты выхлопных газов ГТУ (здесь срг и срв -средние изобарные теплоемкости продуктов сгорания и воды на экономайзер-ном участке теплообмена в КУ). Значения температуры уходящих газов при этом могут быть предельно низкими и определяются только эксплуатационными и экологическими факторами (точка росы; стоимость поверхностей нагрева КУ и другие). Подчеркивается, что в бинарных установках относительный расход пара для заданных параметров паровой части является строго определенным и выбор его наивыгоднейшего значения должен производится с учетом изменения КПД паровой части.

При выборе начальных параметров пара в [6, 26, 128] рекомендуется принимать их сопряженными, найденными для предельной конечной влажности (12-15 %), так как именно при сопряженных начальных температуре и давлении пара достигается максимум КПД утилизационного парового цикла [6], а при частичных нагрузках позволяет поддерживать влажность за последней ступенью паровой турбины в допустимой зоне (регулирование - скользящими начальными параметрами пара) [72, 128].

Как справедливо отмечено JI.B. Арсеньевым и др. [24], оптимальные начальные параметры пара зависят от начальных параметров газовой части, которыми определяется температура газа на входе в КУ. Их значения соответствуют определенному соотношению КПД парового цикла и степени утилизации теплоты выхлопных газов ГТУ. Понижение температуры уходящих газов, а следовательно и увеличении степени утилизации теплоты может быть достигнуто использованием в утилизационном цикле нескольких давлений пара. В качестве примера была рассчитана ПГУ с паровым циклом двух давлений (при заданных температуре газов перед турбинойТз=1500 К; степени повышения давления воздуха ак=16; начальных параметрах пара ступени piB=13 МПа и tiB=510 °С и оптимизированном начальном давлении пара ступени НД piH=0,6 МПа) и был получен внутренний КПД ПГУ (53,3 %), который очевидно может быть значительно повышен при оптимизации всех параметров.

В [6] показывается, что при заданных параметрах газовой части термодинамически оптимальные параметры пара должны удовлетворять условию получения максимальной работы утилизационной части. Здесь же отмечено преимущество и перспективность сложных утилизационных паровых циклов, в частности, одного давления с промперегревом пара или двух давлений по сравнению с обычным циклом одного давления, а начальные давления пара должны иметь технико-экономически оптимальные значения.

Предполагая, что количество и параметры отработавшего газа являются заданными и от параметров парового цикла не зависят, оптимизация начальных параметров пара должна проводиться по величине его относительного расхода, для расчета которого получено аналитическое оптимизационное выражение [5]. Затем, используя уравнение теплового баланса КУ и h-s или T-s диаграмму, находятся значения оптимальной начальной энтальпии пара и, соответственно, сопряженные начальные параметры. Предложенное сочетание аналитического и графического методов решается последовательным приближением и является достаточно трудоемким и сложным.

По мнению Н.С. Чернецкого [134], задача оптимизации параметров пара в утилизационном цикле по максимуму КПД ПГУ сводится к оптимизации по наибольшему КПД ПТУ. При этом параметры пара зависят от температуры (tBX) газов на входе в КУ. Рассматривая схемы одного и двух давлений, автор делает выводы, которые в основном согласуются с [157]: 1) при низких tBX существует четко выраженный максимум КПД ПТУ; 2) при высоких tBX максимум КПД

ПТУ размыт и мало зависит от начального давления пара, которое рекомендуется выбирать небольшим и наиболее технически освоенным; 3) КПД ПГУ практически не зависит от начальной температуры пара и ее следует принимать минимальной; 4) сжигание дополнительного топлива перед КУ приводит к снижению КПД. Недостатком работы является отсутствие анализа влияния параметров газовой части на полученные результаты. Не приводя расчетов, автор не рекомендует применять промперегрев пара и регенеративный подогрев питательной воды. Такой вывод требует детального обоснования. Проведенные нами расчеты показывают, что при определенных значениях ак и Тз промежуточный перегрев приводит к увеличению КПД на 1-2 % (абс.). Кроме того, эти схемы получают все большее распространение.

В [46] В.Б. Грибовым и др. проведены многовариантные расчеты схем бинарных ПГУ с утилизационным циклом двух- и трех давлений с промперегревом пара и без него для диапазона температур выхлопных газов ГТУ 540-550 °С. Предлагаемая методика технико-экономических расчетов позволяет определить область оптимальных параметров ПГУ. Получено, что для начальных давлений пара достаточно выполнить чисто термодинамическую оптимизацию, так как их изменение в зоне оптимума практически не влияет на общую стоимость ПГУ ввиду использования определенных сортаментов труб и корпусных деталей. Ввиду крайней пологости оптимумов (приростов мощности, экономичности и поверхности КУ) допускается несоответствие найденных параметров области оптимальных значений при наличии компоновочных, массогабаритных, финансовых и других ограничений. Полученные результаты указывают на возможность использования в утилизационной части паротурбинных установок с заданными начальными давлениями пара и давлением промперегрева. Кроме того, оправдывается усложнение схемы вплоть до трех давлений с промперегревом пара. Отмечается значительное влияние температуры газов на входе в КУ на результаты расчетов.

Подобные расчеты проведены JT.A. Березинец и др. [30], где проведен анализ экономичности одновальных бинарных ПГУ (вариант: одна ГТУ + одна паровая турбина) с различными конденсационными паровыми турбинами (одного - трех ступеней давлений без промперегрева и при его наличии) и заданной ГТУ. В работе простым перебором некоторых возможных значений начальных параметров пара установлено, что КПД и мощность ПГУ возрастают с увеличением количества контуров давлений, начальных параметров пара и при использовании промежуточного перегрева пара. Отмечено, что для ПГУ, в которых температура выхлопных газов ГТУ превышает 600 °С, в утилизационной части целесообразно использовать трехконтурные схемы с промперегревом и максимально возможными начальными параметрами пара 12,75 и 23,5 МПа. Однако полного сравнения по всем технико-экономическими показателями не приводится.

В ряде исследований предусмотрено дополнительное сжигание топлива перед КУ. Мнения о его целесообразности и эффективности различные и иногда диаметрально противоположные [26, 29, 33, 137]. Как достоинство отмечается возможность поддержания параметров паровой части в допустимых пределах при низких температурах выхлопных газов ГТУ и дополнительное регулирование мощности ПГУ. Недостатками являются снижение термодинамической эффективности и надежности, а также ухудшение экологических характеристик. В [24] показано, что дополнительное сжигание топлива может быть термодинамически эффективным тогда, когда КПД дополнительного цикла, определяющего эффективность использования теплоты топлива камеры дожигания, оказывается больше КПД парогазового цикла без дожигания.

Актуальными являются вопросы применения регенерации тепла в бинарных ПГУ, поскольку наличие теплообмена в КУ изменяет условия как газовой, так и паровой регенерации [11].

Бинарные ПГУ обычно имеют слабо развитую паровую регенерацию, которая прежде всего решает проблемы повышения надежности КУ (предотвращение низкотемпературной коррозии труб газовых подогревателей) [24, 26]. В [140] показано, что задача определения оптимальной температуры питательной

Топт пв сводится к определению наивыгоднеишего соотношения значении степени утилизации теплоты и термического КПД парового цикла. Установлено, что регенеративный подогрев термодинамически выгоден при величине относительного расхода пара d>cpr/cpB, причем Т^ будет всегда иметь меньшее значение, чем в обычных ПТУ, и тем меньше, чем меньше d.

Различные типы регенераций в ПГУ рассмотрены в [6, 26, 77, 132]. В частности в [6] предложены три варианта регенерации: 1) регенерация тепла внутри паровой части; 2) регенерация тепла внутри газовой части и 3) комбинированная регенерация. Отмечается, что целесообразность применения той или иной схемы регенерации определяется в каждом конкретном случае отдельно. Из рассмотренных вариантов регенерации в паровой части наибольшей термодинамической эффективностью обладает схема параллельного подогрева питательной воды в газоводяном подогревателе и регенеративных подогревателях (рис.0.12).

Рассмотренная в [6] на примере ПГУ с Hill' газовая регенерация, может быть применима в бинарных ПГУ. Так, А.Н. Хозе и др. [132] предложили схему с использованием в утилизационной части низкокипящего рабочего тела (типа фреон Ф-11, Ф-21) (рис.0.13). Использование фреона объясняется низкой температурой выхлопных газов после регенератора. Термодинамическая эффективность подобной регенерации требует дополнительных исследований, так как с уменьшением температуры газов на входе в КУ увеличивается КПД газовой части и снижается КПД паровой части. В результате КПД ПГУ, в общем виде, может как возрастать, так и уменьшаться.

Применение комбинированной регенерации позволяет достигнуть значительной экономии топлива в ПГУ с подводом теплоты топлива к паровой части (ПГУ с ВПГ, HI 11) [6]. Однако ее применение возможно в бинарных ПГУ по термодинамически равноценным схемам (рис.0.14): а) путем подогрева сжатого

ТОПЛИВО уходящие газы

Рис.0.12. Принципиальная тепловая схема бинарной ПГУ с параллельным подогревом питательной воды в КУ и РП

Рис.0.13. Принципиальная тепловая схема бинарной ПГУ с регенерацией тепла в газовой части воздуха отработавшим газом и подогрева питательной воды паром верхних регенеративных отборов пара от турбины. В зоне низких температур питательная вода подогревается отработавшими газами, выходящими из воздушного регенератора; б) путем подогрева сжатого воздуха паром верхних регенеративных отборов от турбины и подогрева питательной воды только отработавшими газами. Наивыгоднейшая схема определяется в каждом конкретном случае с учетом поверхностей нагрева теплообменных аппаратов и достигаемой экономии топлива. Очевидно, что эффективность применения комбинированной регенерации возрастает в случае многоступенчатого сжатия воздуха с промежуточным охлаждением, так как при этом возможно использование нижних отборов пара.

По мнению авторов [6], тепловые схемы ПГУ с регенерацией тепла могут найти применение в связи с тем, что они позволяют использовать паровые и газовые турбины без каких-либо конструктивных изменений. Эта же цель достигается в схеме [16] с предварительным подогревом воздуха выхлопными газами газовой турбины перед сжатием его в компрессоре (рис.0.15). Выигрыш в КПД подобной схемы достигается за счет значительного роста внутреннего КПД парового цикла, поскольку при росте термического КПД парогазового цикла значительно возрастает работа сжатия воздуха. Оптимальная температура регенеративного подогрева питательной воды находится в пределах 150-200 °С. Некоторое уменьшение работы компрессора и повышение КПД установки может быть достигнуто путем применения двухступенчатого сжатия с промежуточным подогревом воздуха уходящими газами. Увеличение электрического КПД может составлять 3,0 % (отн) [16].

Продолжением является [16], где для полного сохранения регенерации в паровой части ПГУ, предлагается повысить давление газов в КУ с последующим расширением их в утилизационной газовой турбине. По мнению авторов, при выборе оптимальных значений всех параметров таких ПГУ их экономичность оказывается не меньше, а в некоторых случаях даже выше экономично

Рис.0.14. Термодинамические циклы бинарных ПГУ с комбинированной регенерацией в газовой и паровой частей а - подогрев воздуха уходящими газами; б - подогрев воздуха паром S

Рис.0.15. Термодинамический цикл бинарной ПГУ с предварительным подогревом воздуха уходящими газами и регенерацией в паровой части сти установок с КУ атмосферного типа. Это позволяет значительно увеличить единичную мощность парогазовых блоков и уменьшить удельные капиталовложения в строительство ПГУ КЭС.

Заслуживает внимания схема, предложенная А.И. Андрющенко в [10, 112] (рис.0.16). Здесь применяется высокотемпературное сжатие воздуха и двухкратный подвод теплоты топлива, что обеспечивает высокий термический КПД газовой части ПГУ. Повышение эффективности утилизационной паровой части обеспечивается применением двух давлений с регенеративным подогревом питательной воды ВД отборным паром, а также низкой температурой отвода теплоты в конденсаторе. При Т3=1500 К и Ti=300 К эффективный КПД реального цикла такой ПГУ достигает 53 % и выше. Выбор параметров утилизационного парового цикла, такой ПГУ предлагается начинать с части НД, где с целью наибольшего охлаждения уходящих газов выбирается относительный расход пара, равный отношению теплоемкостей газа и воды (dH=0,24) [39]. Выбор относительного расхода пара части ВД осуществляется из баланса КУ и условия максимального использования эксергии выхлопных газов на соответствующем участке охлаждения. При этом оптимальная температура питательной воды рассчитывается по формулам, полученным для ПТУ. Недостатком предложенной методики расчета является несоответствие степени использования тепла отработавших в ГТУ газов и параметров утилизационного цикла. Несмотря на минимальную температуру уходящих газов, эффективный КПД цикла будет невысоким вследствие значительных потерь эксергии теплоты выхлопных газов на испарительном участке нагрева пароводяного рабочего тела НД и снижения термического КПД парового цикла. Предварительные расчеты показали, что оптимальный относительный расход пара части НД dH<0,24, а оптимальная температура регенеративного подогрева воды значительно ниже, чем для обычной ПТУ. В качестве усовершенствования данной схемы предлагается использовать сверхкритические начальные параметры пара части ВД с его последующим промежуточным перегревом, который после повторного расширетопливо топливо

Рис.0.16. Термодинамический цикл и тепловая схема бинарной ПГУ с двухкратным подводом теплоты в газовой части и утилизационной частью двух давлений с регенерацией

Рис.0.17. Термодинамический цикл и тепловая схема бинарной ПГУ с двумя паровыми циклами и промежуточной конденсацией пара ния в паровой турбине смешивается с паром части НД [21]. Несколько иной предлагается вариант этой схемы в [39], где частично отработавший в паровой турбине поток пара ВД, смешиваясь с потоком пара НД, дополнительно перегревается в КУ, после чего поступает в паровую турбину. Целесообразность применения подобной схемы требует дополнительного обоснования, так как предварительные исследования показали, что оптимальные давления промежуточного перегрева пара и начального давления пара части НД значительно отличаются.

Ряд работ направлен на использование теплоты промежуточного охлаждения воздуха при многоступенчатом сжатии в компрессоре ГТУ, например, для нагрева питательной воды паровой части или сетевой воды [1,7, 107, 131].

Одним из путей увеличения термодинамической эффективности парового цикла бинарной ПГУ является применение промежуточного подогрева пара, исследованию которого посвящен ряд работ.

В.А. Понятов в [106] отмечает необходимым условием эффективности промперегрева - параллельный подогрев основного потока вода-пар и пара промперегрева. Основным преимуществом подобной схемы является возможность применения сверхкритического начального давления пара при относительно невысоких температурах газа (500-600 °С) на входе в КУ. Отмечается увеличение эффективного КПД утилизационной части на 15-20 % (отн.) по сравнению с обычной схемой без промперегрева. Другой возможной схемой является применение двух паровых циклов в установке с промежуточной конденсацией пара (рис.0.17). Подбирая соответствующий расход пара во втором (верхнем) цикле и применением сверхкритического давления, удается тем самым приблизить общую конфигурацию парового цикла к оптимальному «треугольному» при допустимой влажности в концах процессов расширений (точки 2п и 2п'). Такая схема термодинамически несколько уступает схеме с промперегревом, однако является намного эффективнее простой схемы одного давления.

Рис.0.18. Принципиальная тепловая схема бинарной ПГУ со смешанной системой охлаждения ГТУ и паровым циклом двух давлений с промперегревом пара

JI.B. Арсеньев, исследуя эффективность применения различных систем охлаждения ГТУ, на примере бинарной ПГУ с паровым циклом двух давлений и промперегревом пара (рис.0.18), сделал выводы о выборе параметров всей ПГУ [41]. В расчетах принималось, что при изменении степени повышения давления воздуха в компрессоре, параметры паровой части поддерживались изменением соотношений расходов пара ВД и НД и уровнем параметров пара НД. Было выявлено: 1) с точки зрения термодинамической эффективности стк может выбираться в достаточно широком диапазоне; 2) температура газов на выходе из газовой турбины должна быть примерно на 40 °С выше начальной температуры пара в паровой турбине (при Atmin=12 °С); 3) начальная температура пара должна выбираться в достаточно широком диапазоне для увеличения маневренности, КПД паровой турбины и снижения стоимости ее изготовления; 4) отмечено слабое влияние параметров пара на температуру уходящих газов, которая может выбираться исходя из условий эксплуатации, экологических и других факторов; 5) давление промежуточного перегрева пара слабо влияет на КПД ПГУ, причем при увеличении давления промперегрева КПД снижается. Некоторые полученные результаты вызывают сомнения. Очевидно они отвечают принятым исходным условиям, соответствующим целям исследования.

Множество исследований посвящено определению эффективности и нахождению оптимальных параметров теплофикационных ПГУ бинарного типа, как [19, 104, 137], однако здесь они не рассматриваются, поскольку выходят за рамки настоящей работы.

В целом ряде публикаций [24, 72, 116, 128, 129, 133, 138] рассмотрены работы бинарных ПГУ на частичных нагрузках, а также исследованию влияния температуры наружного воздуха на энергетические показатели. Как правило, для исследований берутся типичные схемы ПГУ с паровыми циклами двух давлений и близкие к действующим, с их проектными показателями и параметрами. В [128] А.А. Трухний справедливо отмечает, что проектирование ГТУ для использования в ПГУ не может вестись в отрыве от проектирования паросиловой установки и паровой турбины.

Как было отмечено, показатели ПГУ в значительной степени определяются уровнем начальной температуры газов перед турбиной, которая в настоящее время достигает 1500 °С. Освоение столь высоких температур обеспечивается совершенствованием систем охлаждения газовых турбин, чему посвящен целый ряд работ [6, 25, 41, 82, 121]. Отмечается наибольшая эффективность паровых систем охлаждения, однако из-за трудностей, связанных с реализацией подобных систем, целесообразным считается применение смешанной системы, в которой охлаждение сопловых венцов осуществляется паром по замкнутой системе, а рабочих лопаток - воздухом по открытой (рис.0.18) [25]. При этом увеличивается удельная работа газовой турбины на 7,5-15 %, а экономия топлива составляет 4-6,5 %. Однако в действующих ГТУ чаще применяется воздушное охлаждение. Как отмечают некоторые исследователи, применение воздуха вместо пара снижает КПД ПГУ на 0,2 %, но резко упрощает конструкцию, исключает риск коррозии в паровой среде и отложений. В целом, при воздушном охлаждении издержки производства оказываются ниже, а ремонт и обслуживание упрощаются [91].

Проводились исследования по применению в утилизационной части в качестве рабочих тел не только пароводяного рабочего тела, но и аммиака, фрео-нов и некоторых других веществ [13, 22, 132]. Эти установки не получили применения из-за своей сложности и малого выигрыша в экономии топлива

Одним из первых утилизационный паровой цикл двух давлений был разработан и реализован на АЭС с реакторами с газовыми теплоносителями в Кол-дер-Холле и Чэпел-Кроссе [63]. Как отмечает Д.Д. Калафати, применение цикла двух давлений позволяет уменьшить среднюю разность температур, и, следовательно, необратимость процесса теплообмена в парогенераторе, так же, как при регенеративном подогреве питательной воды, что повышает КПД цикла. Однако следует иметь ввиду, что данные станции являются двухцелевыми, то есть предназначены в первую очередь для получения плутония, а затем уже для выработки электроэнергии.

В [130] Х.Х. Финк приводит методику термодинамической оптимизации бинарной ПГУ гелиоэлектической станции с любым количеством ступеней давления в паровом цикле. В схеме ГТУ, в отличие от стандартной, присутствует ресивер, в котором за счет солнечной энергии нагревается воздух, идущий из компрессора в камеру сгорания. Термодинамическое улучшение в предложенной парогазовой схеме, по мнению автора, возможно посредством добавления ступеней давления в паровом цикле и снижением тем самым разности средних температур AT между рабочими телами, а также одновременным уменьшением температуры уходящих газов. Исходя из особенностей гелиоэлектрической станции, оптимизация ограничивается максимизацией электрической мощности

ПГУ. Несомненным достоинством работы является совместная оптимизация газовой и паровой частей, проводимая аналитически совместным решением системы уравнений, полученных приравниванием нулю частных производных по мощности оптимизируемых величин.

В условиях снижения потребления природного газа на ТЭС и заменой его твердым топливом перспективной может стать двухтопливная схема бинарной ПГУ, в которой воздух после компрессора, перед поступлением в камеру сгорания, предварительно нагревается в твердотопливном «воздушном котле» [20, 85, 100]. При этом может быть обеспечена экономия природного газа до 50 %.

Анализ выполненных исследований показал наличие серьезных пробелов в вопросах теории парогазовых установок и ее практического применения при разработке и освоении современных высокоэффективных бинарных ПГУ. При этом следует подчеркнуть, что термодинамический анализ является первым обязательным этапом при выборе и обосновании параметров бинарных ПГУ и предполагает полный последующий технико-экономический расчет конкретной схемы.

0.4. Цели и задачи исследования

Проведенный анализ состояния развития ПГУ показал, что перспективным направлением в парогазовой технологии является создание бинарных ПГУ с их возможным дальнейшим совершенствованием.

Проведенный критический анализ опубликованных работ приводит к выводу:

1. в подавляющем большинстве в современных бинарных ПГУ оптимизируются параметры паровой части при заданной стандартной ГТУ. Однако взаимосвязь газовой и паровой частей очевидна, что требует их совместной оптимизации;

2. отсутствуют методики выбора рациональных схем и оптимальных параметров циклов бинарных ПГУ, учитывающих взаимное влияние паровой и газовой частей. Тепловые схемы предлагаются, как правило, без анализа термодинамических циклов, что приводит иногда к неэффективным решениям. В особенности это относится к ПГУ с утилизационным паровым циклом нескольких давлений;

3. отсутствуют рекомендации по выбору оптимальных параметров при возможных изменениях характеристик основного оборудования (такое положение объясняется тем, что фирмы сдают ПГУ «под ключ»);

4. практически отсутствуют рекомендации по дальнейшему повышению эффективности бинарных ПГУ.

В этой связи целью настоящей работы является определение эффективности бинарных ПГУ при условии выбора их оптимальных схем, параметров и характеристик основного оборудования.

Основными задачами, подлежащими исследованию, являются:

1. Определение термодинамической эффективности бинарных ПГУ-КЭС.

2. Выбор образцового комбинированного цикла и рациональных схем бинарных ПГУ.

3. Разработка методики термодинамической оптимизации основных параметров газовой и утилизационной паровой частей бинарных ПГУ.

4. Определение характера и степени взаимного влияния основных параметров газовой и паровой частей на термодинамически оптимальные решения.

5. Определение эффективности применения регенерации и промежуточного перегрева пара в утилизационной части бинарных ПГУ.

6. Определение экономической эффективности бинарных ПГУ-КЭС.

1.0СН0ВЫ МЕТОДИКИ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОЙ ОПТИМИЗАЦИИ

ПАРАМЕТРОВ БИНАРНЫХ ПГУ

В современной термодинамике применяются два метода исследования энергетических систем: метод циклов и метод потенциалов. Метод циклов, обоснованный Карно и Клаузиусом, позволяет на базе первого и второго законов термодинамики найти связи между количеством теплоты, работой и параметрами системы. Посредством анализа энергетических балансов цикла можно вычислить характеризующие его коэффициенты преобразования энергии (термический КПД, коэффициент использования теплоты топлива и др.) и сопоставить их с коэффициентами соответствующих идеальных циклов или цикла Карно. Чтобы найти распределение потерь от необратимости между отдельными частями системы, производится подсчет возрастания энтропии в них. Такой «энтропийно-цикловой» подход к задаче позволяет определить в данной системе суммарную потерю производимой (или затрачиваемой) работы вследствие необратимости процессов. Метод потенциалов, обоснованный Гиббсом, основан на использовании термодинамических потенциалов для анализа процессов превращения энергии в различных системах. Применяя основное свойство потенциалов - давать значение работы, можно оценить работоспособность вещества и энергии в любой точке рассматриваемой системы независимо от ее вида, структуры и сложности. Это же свойство потенциалов позволяет определить все необходимые для последующего анализа термодинамические характеристики системы и любой ее части.

Следует заметить, что оба рассмотренных метода не исключают друг друга, а часто взаимодополняют. В настоящей работе применен «энтропийно-цикловой» метод.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен анализ различных типов парогазовых циклов и степень их освоения в реально действующих установках России и за рубежом. Выявлено преимущество и перспективность развития ПГУ бинарного типа.

2. Установлено, что для реальных условий осуществления бинарных ПГУ рациональным циклом является сочетание безрегенеративного газового цикла с одной ступенью сжатия воздуха в компрессоре и одной (двумя) ступенями расширения в газовой турбине в верхней части и утилизационного парового цикла нескольких давлений в нижней.

3. Проведено сопоставление различных способов утилизации теплоты отработавших газов ГТУ. Наибольшую эффективность обеспечивают установки с применением в утилизационной части парового цикла двух и более ступеней давлений, количество которых должно определяться технико-экономическими расчетами.

4. Установлены характер и степень взаимосвязи параметров газовой и утилизационной частей бинарной ПГУ. Наибольшее влияние на эффективность ПГУ оказывают параметры газовой части - температура газов перед турбиной и степень повышения давления воздуха в компрессоре; наименьшее влияние -начальные параметры пара утилизационной части низкого давления.

5. Разработана методика комплексной термодинамической оптимизации основных параметров бинарной ПГУ. Получены аналитические зависимости определения термодинамически оптимальных степени повышения давления воздуха в компрессоре газовой части и начальных давлений пара в утилизационной части двух давлений. Полученные формулы учитывают реальность рабочих тел и процессов.

6. Проведена термодинамическая оптимизация основных параметров бинарной ПГУ с утилизационной частью двух давлений. При температуре газа перед турбиной t3=1300 °С и минимальном температурном напоре Л1:тщ=30 °С оптимальная степень повышения давления воздуха составляет а®111*=14,9-21,1, оптимальное начальное давление пара части высокого давления составляет р^=14,9-15,4 МПа при tiB=550 °С, оптимальное начальное давление пара части низкого давления р^1 =0,32-0,34 МПа при tiH=160 °С. При этом относительные расходы пара равны gB=0,1458-0,1562, gH=0,0297-0,0320, температура уходящих газов равна tyx=89,2-92,6 °С. Эффективный КПД парогазового цикла составляет г^ =54,47-54,50 %.

7. Рассмотрена эффективность использования регенеративного подогрева питательной воды. Получена аналитическая зависимость для определения термодинамически оптимальной температуры регенеративного подогрева питательной воды в части высокого давления. Установлено, что применение регенерации не всегда дает положительный эффект. Отличительной особенностью является более низкое, по сравнению с обычной ПТУ, значение термодинамически оптимальной температуры питательной воды, которое в рассмотренных условиях составляет 126,9-168,8 °С. Установлено, что на величину Т™т наибольшее влияние оказывает начальное давление пара части низкого давления и наименьшее влияние - начальные параметры газового цикла и части высокого давления парового.

8. Рассмотрена эффективность использования промежуточного перегрева пара. Получена аналитическая зависимость для определения термодинамически оптимального давления промежуточного перегрева пара в части высокого давления. Установлено, что при t3=1300 °С применение промперегрева повышает эффективный КПД парогазового цикла на 1,94-2,06 % (отн.). При этом термодинамически оптимальное давление промежуточного перегрева пара близко к давлениям используемым в обычных ПТУ и в рассмотренных условиях составляет 1,3-6,0 МПа, а температуру промперегретого пара следует выбирать равной или большей температуре острого пара части высокого давления.

Установлено, что на величину наибольшее влияние оказывают начальное давление пара части высокого давления и температура промперегретого пара. Влияние начальных параметров газового цикла и части низкого давления парового менее значительное.

9. Определена экономическая эффективность использования цикла одного, двух и трех давлений в утилизационной паровой части бинарной ПГУ. В принятых условиях и стоимостях условного топлива Св~50 долл./т у.т., электроэнергии С\\г=30,5 долл./(МВт-ч) и температурах газа перед турбиной ниже 1340 °С наибольшую эффективность обеспечивает применение двух ступеней давлений пара. Например, при t3=1300 °С индекс доходности такой установки равен Р1= 1,998, электрический КПД нетто - г)"1 =51,24 %, удельный расход топлива на выработку электроэнергии - Ьэ=0,2400 кг у.т./(кВт-ч). При температурах газа свыше 1340 °С наибольшей эффективностью обладает установка с одной ступенью давлений пара, и, например, при t3=1500 °С имеет следующие показатели: Р1=2,138; г|эТ=54,55 %; Ьэ=0,2255 кг у.т./(кВт-ч).

1. Андрющенко А.И., Аминов Р.З. Определение оптимальных параметров газовой части парогазовых ТЭЦ с промежуточным охлаждением воздуха сетевой водой// Изв. вузов «Энергетика», 1964. - №12. - С.41-49.

2. Андрющенко А.И. Возможные пути развития и применения парогазовых установок// Парогазовые энергетические установки: Сб. науч. сообщ. Саратов, 1968.-С.5-14.

3. Андрющенко А.И., Дубинин А.Б. Образцовые циклы теплоэнергетических установок и их оптимизация. Саратов: Изд-во СПИ, 1988. - 69с.

4. Андрющенко А.И., Дубинин А.Б. Эксергетические основы выбора циклов теплоэнергетических установок// Теплоэнергетика и теплофизика: Сб. докл. конф., 19 окт. 1998г. М.: Изд-во МЭИ, 1998. - С.95-105.

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

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

7. Андрющенко А.И., Лапшов В.П., Понятов В.А. Тепловая эффективность парогазовых установок с использованием тепла промежуточного охлаждения воздуха в паровой части// Теплоэнергетика, 1965. №4. - С.77-80.

8. Андрющенко А.И., Лапшов В.Н. Рациональные циклы парогазовых установок// Теплоэнергетика, 1960. №9. - С.60-62.

9. Андрющенко А.И., Лапшов В.Н. Рациональные циклы и схемы парогазовых теплофикационных установок// Теплоэнергетика, 1961.-№11.-С.13-18.

10. Андрющенко А.И. О показателях термодинамической эффективности тепловых электростанций// Изв. вузов «Энергетика», 1990. -№11.- С.3-10.

11. Андрющенко А.И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок. -М.: Высшая школа, 1985. 319с.

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

13. Андрющенко А.И., Понятов В.А. О парогазовых установках с напорным экономайзером// Теплоэнергетика, 1968. №8. - С. 17-21.

14. Андрющенко А.И., Понятов В.А. Повышение эффективности парогазовых установок путем подогрева воздуха уходящими газами// Теплоэнергетика, 1965. -№6. С.66-70.

15. Андрющенко А.И. Развитие методов теплоэнергетических исследований в трудах ПНИЛ ТЭУ// Вопросы повышения эффективности теплоэнергетических установок и систем: Сб. науч. сообщ. Саратов: Изд-во СГТУ, 1997. -С.2-9.

16. Андрющенко А.И., Сапрыкин Г.С., Шестобитов И.В. Определение экономически наивыгоднейшей степени повышения давления воздуха в бинарных ПГУ// Изв. вузов «Энергетика», 1966. №10. - С.37-45.

17. Андрющенко А.И. Системная эффективность бинарных ПГУ-ТЭЦ// Теплоэнергетика, 2000. №12. - С.11-16.

18. Андрющенко А.И. Современные проблемы теплоэнергетики// Энергетика России в переходный период. Проблемы и научные основы развития и управления. Новосибирск: «Наука», 1986. - С.296-300.

19. Андрющенко А.И. Термодинамические основы комбинирования циклов теплоэнергетических установок// Теплоэнергетика, 1979. -№1. С.51-55.

20. Андрющенко А.И. Термодинамические расчеты оптимальных параметров тепловых электростанций. М.: Высшая школа, 1963.

21. Арсеньев Л.В., Беркович A.JI. Параметры газотурбинных установок с впрыском воды в компрессор// Теплоэнергетика, 1996. №6. - С. 18-23.

22. Арсеньев JI.B., Рисс В., Черников В.А. Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами.-Санкт Петербург:Изд-воСПбГТУ, 1996.-124с.

23. Арсеньев Л.В., Соколов Н.П., Аббас Дж. Показатели ГТУ с паровоздушным охлаждением турбины// Изв. вузов «Энергетика», 1991. №3. - С.57-65.

24. Арсеньев Л.В., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982. - 247с.

25. АСУ ТП Северо-Западной ТЭЦ на базе ПТК TELEPERM МЕ/ Р.И. Костюк,

26. B.А. Биленко, О.А. Радин и др.// Теплоэнергетика, 1997. №10. - С.8-15.

27. Барракато Т., Шульц Т. Применение одновальной конструкции ПГУ для комбинированной выработки тепла и электроэнергии// Мировая электроэнергетика, 1994. №4. - С.39-42.

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

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

30. Березинец П.А., Васильев М.К., Ольховский Г.Г. Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности// Теплоэнергетика, 1999. №1.1. C. 15-22.

31. Березинец П.А., Копсов А.Я. Газотурбинная надстройка блоков 300 МВт Костромской ГРЭС// Электрические станции, 1999. №7. - С.64-72.

32. Босуэлл М., Тоней Р., Нарула Р. Выбор наилучшего варианта технологической схемы для повышения мощности парогазовой установки// Электроэнергетика, 1994. №2. - С.22-28.

33. Бритвин О.В., Паули В.К. Об отраслевой системе согласованной инженерной деятельности// Теплоэнергетика и теплофизика: Сб. докл. конф., 19 окт. 1998г. М.: Изд-во МЭИ, 1998. - С.15-22.

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

35. Буринов М.А., Трухний А.Д. Роль конденсатора в паротурбинной установке утилизационной ПГУ и его математическая модель// Теплоэнергетика, 1999. -№12. -С.65-69.

36. Варнер Д., Нильсен Г. Обширный выборочный метод делает возможним оптимальный расчет комбинированных электростанций// Обзор АББ, 1993. -№8. С.13-23.

37. Вольфберг Д.Б. Современное состояние и перспективы развития энергетики мира// Теплоэнергетика, 1999. №8. - С.5-13.

38. Выбор оптимальных схем и определение эффективности комбинированных систем теплоснабжения: Отчет о НИР (промежуточн. СГТУ-163)/ Саратовский госуд. техн. ун-т. ПНИЛ ТЭУ. Инв.№01980006735.-Саратов, 1999.-84с.

39. Гельтман А.Э., Будняцкий Д.М., Апатовский Л.Е. Блочные конденсационные электростанции большой мощности. М.-Л.: «Энергия», 1964. - 404с.

40. Грибов В.Б., Комисарчик Т.Н. Методика анализа сравнительной экономической эффективности альтернативных инженерных решений при проектировании энергоисточников// Теплоэнергетика, 2000. №8. - С.58-63.

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

42. Гудков Н.Н., Неженцев Ю.Н., Гаев В.Д. Паровые турбины ЛМЗ для утилизационных парогазовых установок// Теплоэнергетика, 1995. №1. - С.2-8.

43. Дубинин А.Б. Образцовые циклы основы выбора оптимальных решений// Вопросы повышения эффективности теплоэнергетических установок и систем: Сб. науч. сообщ. - Саратов: Изд-во СГТУ, 1997. - С.25-31.

44. Дубинин А.Б., Осипов В.Н. Анализ термодинамической эффективности утилизационных паровых циклов бинарных ПГУ// Совершенствование энергетических систем и комплексов: Сб. науч. тр. Саратов: Изд-во СГТУ, 2000. -С. 15-24.

45. Дубинин А.Б., Осипов В.Н. Термодинамическая оптимизация основных параметров циклов бинарных ПГУ// Проблемы развития энергетики России и Поволжья: Материалы межвуз. науч. конф. Самара: Изд-во СамГТУ, 2000. - С.37-44.

46. Дубинин А.Б., Терехин Б.Л. Дифференциальные уравнения термодинамики и их применение. Саратов: Изд-во СПИ, 1982. - 80с.

47. Длугосельский В.И., Земцов А.С. Эффективность использования в теплофикации газотурбинных и парогазовых технологий// Теплоэнергетика, 2000. -№12. С.3-7.

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

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

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

51. Испытания газотурбинной установки ГТ-100-750-2 на жидком топливе/ И.С. Бодров, Г.Г. Ольховский, А.Г. Тумановский и др.// Теплоэнергетика, 1975. -№6. С. 15-21.

52. Исследование перспективных энергетических и энерготехнологических установок/ A.M. Клер, С.В. Жарков, Э.А. Тюрина и др.// Энергетика России в переходный период. Проблемы и научные основы развития и управления. -Новосибирск: «Наука», 1986. С.305-316.

53. Исследование показателей парогазовой установки с полузависимой схемой/ Э.К. Аракелян, Н.И. Тимошенко, С.В. Цанов и др.// Теплоэнергетика, 1994. -№1. С.39-42.

54. Калафати Д.Д. Термодинамические циклы атомных электростанций. M.-JL: Гос. энергетическое изд-во, 1963.

55. Канаев А.А., Корнеев М.И. Парогазовые установки. Конструкции и расчеты. JL: Машиностроение, 1974. - 240с.

56. К выбору оптимальных параметров газовой части парогазовых установок большой мощности/ А.И. Андрющенко, В.Н. Лапшов, В.А. Понятов и др.// Изв. вузов «Энергетика», 1964. -№11.- С.39-46.

57. Коллинз С. Газотурбинные и парогазовые установки// Мировая электроэнергетика, 1994. №1. - С.8-14.

58. Коллинз С. Газотурбинные электростанции в США// Мировая электроэнергетика, 1995. №4. - С.24-30.

59. Коллинз С. Перспективные газотурбинные установки основа современной энергетики// Мировая электроэнергетика, 1994. - №3. - С.26-32.

60. Коллинз С. Электростанции на газообразном топливе// Мировая электроэнергетика, 1993. -№1. С.8-18.

61. Кортенко В.В., Баринберг Г.Д. Теплофикационные турбины для парогазовых установок// Тяжелое машиностроение, 1996. №6. - С. 11-15.

62. Костюк Р.И. Некоторые особенности организации технологии переходных режимов энергоблока ПГУ-450Т// Теплоэнергетика, 1999. №4. - С.60-66.

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

64. Котлер В.Р. Уголь и его роль в мировой электроэнергетике// Электрические станции, 1999. №4. - С.67-70.

65. Кузнецов В. Северо-Западная ТЭЦ первенец нового поколения отечественных электростанций// Электрические станции, 2001. - №2. - С.3-7.

66. Лапшов В.Н. Расчет оптимальных параметров парогазовых циклов// Изв. вузов «Энергетика», 1960. №11. - С.46-52.

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

68. Лейзерович А.Ш. Некоторые современные аспекты развития теплоэнергетики Японии// Теплоэнергетика, 1999. №10. - С.71-77.

69. Лейзерович А.Ш. Новые разработки концерна ABB на паротурбинных ТЭС Германии// Электрические станции, 1999. №12. - С.57-61.

70. Макензи Д. Экологически чистое сжигание угля// Мировая электроэнергетика, 1993.-№1.-С. 18-24.

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

72. Манушин Э.А., Соснов Ю.В. Разработка высокоэффективных полузамкнутых систем охлаждения газовых турбин ПГУ// Теплоэнергетика, 1997. №1.- С.60-65.

73. Методика термодинамического расчета оптимальных параметров газовой части бинарных парогазовых установок/ А.И. Андрющенко, В.Н. Лапшов, Р.З. Аминов и др.// Изв. вузов «Энергетика», 1964. №6. - С.54-60.

74. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования/ Под рук. А.Г. Шахназарова. М., 1994.-81с.

75. Минков В.А., Пазухин В.В. Влияние дефицита газообразных топлив на эффективность схем парогазовых установок// Теплоэнергетика, 1986. №10. -С.11-16.

76. Модернизация энергетических блоков путем их надстройки газовыми турбинами/ Г.Г. Ольховский, Н.С. Чернецкий, П.А. Березинец и др.// Электрические станции, 1999. №7. - С.9-18.

77. Нечаев В.В. Современное состояние и проблемы дальнейшего развития и управления ЕЭС России// Энергетика России в переходный период. Проблемы и научные основы развития и управления. Новосибирск: «Наука», 1986.- С.238-245.

78. Новая энергетическая политика России/ Под ред. Ю.К. Шафраника. М.: Энергоатомиздат, 1995. - 512с.

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

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

81. Ольховский Г.Г. Применение газовых турбин в энергетике России// Мировая электроэнергетика, 1995. №2. - С.18-23.94.0льховский Г.Г. Пути развития мировой энергетики// Электрические станции, 1999.-№6.-С. 10-19.

82. ЮО.Островецкий P.M. О некоторых аспектах эффективного использования твердого топлива месторождений Украины на электростанциях// Энергетика и электрификация, 1996. №5. - С.3-6.

83. Парогазовая установка ПГУ-490 для Щекинской ГРЭС/ М.А. Верткин, В.Д. Гаев, Н.Н. Гудков и др.// Теплоэнергетика, 1998. №8. - С.25-30.

84. Первый отечественный одновальный парогазовый энергоблок ПГУ-170/ О.Н. Фаворский, В.И. Длугосельский, А.С. Земцов и др.// Теплоэнергетика, 2001. -№5. -С.2-8.

85. Перспективы применения газовых турбин в энергетике// Теплоэнергетика, 1992. №9. - С.2-9.

86. Повышение эффективности работы парогазовых ТЭЦ в зимнее время/ JI.C. Попырин, И.А. Смирнов, А.Г. Щеглов, и др.// Теплоэнергетика, 2000. №12. -С.22-29.

87. Полишук B.JL, Ефимов B.C. Пути создания перспективных мощных энергетических ГТУ нового поколения усложненной тепловой схемы и высокоэффективных ПГУ на их основе// Теплоэнергетика, 1996. №6. - С.23-28.

88. Юб.Понятов В.А. Определение наивыгоднейших параметров и эффективных схем парогазовых энергетических установок: Дис. . канд. техн. наук. Саратов, 1964.

89. Понятов В.А., Фирсин Ю.А. Оптимальное соотношение подогрева питательной воды в ПГУ отборным паром и сжатым воздухом// Парогазовые энергетические установки: Сб. науч. сообщ. Саратов, 1968. - С.29-39.

90. Ю8.Попырин JI.C. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. М.: «Энергия», 1978. 416с.

91. Проект Калининградской ТЭЦ-2 с двумя парогазовыми энергоблоками ПГУ-450/ А.С. Земцов, А.С. Брыскин, Н.А. Зыков и др.// Электрические станции, 2000. №12. - С.48-54.

92. Разработка методов экономии топливо-энергетических ресурсов и повышение надежности теплоэнергетических систем и комплексов: Отчет о НИР (Заключительный СПИ-6)/ Саратовский госуд. техн. ун-т. ПНИЛ ТЭУ. Инв.№01230005214. - Саратов, 1995. - 40с.

93. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: «Энергия», 1976.

94. Саламов А.А., Фильков В.М. Парогазовые установки со сжиганием топлива в кипящем слое под давлением// Теплоэнергетика, 1998. №8. - С.71-74.

95. Сапрыкин Г.С., Ларин Е.А. Тепловой расчет газотурбинных установок компрессорных станций. Саратов: Изд-во СПИ, 1979. - 80с.

96. Иб.Сапрыкин Г.С., Шелудько Л.П. Работа парогазовых установок с высокотемпературными охлаждаемыми газовыми турбинами на переменных режимах// Парогазовые энергетические установки: Сб. науч. сообщ. Саратов, 1968. - С.82-94.

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

98. Свейнекэмп Р. Газотурбинные и парогазовые установки для производства электроэнергии// Мировая электроэнергетика, 1996. №2. - С. 13-18.

99. Свейнекэмп Р. Перспективы использования газовых турбин// Мировая электроэнергетика, 1999. №1-2. - С. 16-24.

100. Свешников В.Н., Стрелков А.И. Зельвенская ГРЭС электростанция нового поколения в энергетике республики Беларусь// Изв. Вузов «Энергетика», 1995.-№5-6.-С.124-127.

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

102. Степанов B.C., Степанова Т.Б. Расчет химической энергии и эксергии технических топлив// Изв. вузов «Энергетика», 1994. №1. - С.106-116.

103. Степанов И.Р. Оптимальные режимы парогазовых установок с впрыском пара// Теплоэнергетика, 1994. №9. - С.25-30.

104. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ/ А.Ф. Дьяков, П.А. Березинец, Р.И. Костюк и др.// Электрические станции, 1996. -№7. С.11-17.

105. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга. Статические характеристики/ А.Ф. Дьяков, П.А. Березинец, Р.И. Костюк и др.// Электрические станции, 1996, №12, с.9-17.

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

107. Трояновский Б.М., Трухний А.Д., Грибин В.Г. Теплофикационная утилизационная парогазовая установка мощностью 210 МВт// Теплоэнергетика, 1998. №8. - С.9-12.

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

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

110. Финк Х.Х. Оптимизация комбинированного газо- и паротурбинного циркуляционного контура для гелиоэлектрической станции (Optimierung eineskombinierten Gas- und Dampfturbinen-Kreislaufs fur ein Sonnenkraftwerk): Дис. . докт.-инж. Ганновер (ФРГ), 1982.

111. Фирсин Ю.А. Комплексная оптимизация схем и параметров газовой части ПГУ с промежуточным охлаждением воздуха: Дис. . канд. техн. наук. Саратов, 1970.

112. Хозе А.Н., Сердаков Г.С., Ноздренко Г.В. Методика выбора экономически наивыгоднейших параметров и рабочего тела паросиловой ступени БГПУ// Изв. вузов «Энергетика», 1971. №9. - С.67-72.

113. Цанев С.В., Буров В.А. Методические основы алгоритма определения энергетических показателей тепловых схем парогазовых теплоэлектроцентралей// Электрические станции, 1999. №8. - С.7-12.

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

115. Чубарь JI.C., Гордеев В.В., Петров Ю.В. Котлы утилизаторы для парогазовых установок// Теплоэнергетика, 1999. №9. - С.34-37.

116. Энергетическая газотурбинная установка мощностью 180 МВт/ Н.И. Серебрянников, А.С. Лебедев, Д.Д. Сулимов и др.// Теплоэнергетика, 2001. -№5. С.8-12.

117. Энергетические показатели высокоманевренных парогазовых теплоэлектроцентралей с дожиганием топлива// Электрические станции, 1997. №2. -С.12-16.

118. Энергетические показатели парогазовых теплоэлектроцентралей с котла-ми-утилизаторами/ Э.К. Аракелян, В.В. Кудрявый, С.В. Цанев и др.// «Вестник МЭИ», 1996. -№1. С.23-28.

119. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. М.: «Нефть и газ», 2000. - 442с.

120. Эффективность регенеративного подогрева питательной воды в утилизационных энергетических установках// А.И. Андрющенко, В.Н. Лапшов, А.Т. Курносов и др.// Теплоэнергетика, 1963. №8. - С.29-33.

121. Becker В., Simon G. Betriebserfahrungen mit der V94.3A-Gasturbine// VGB KraftwerksTechnik, 1998. №9. - S.60-63.

122. Farmer R. GE unveils the new EC series of Frame 7 and 9 at 116 MW and 169 MW// Gas Turbine World, 1994. №5. - P.28-32.

123. Farmer R. Portugal IPP 1000 MW "ВОТ" for PowerGen operational in 1998// Gas Turbine World, 1996. -№2. -P.16-20.

124. First «G» class gas turbine begins demo: first order snagged// Elec. Power Int.,1997. -№3. -P.6.

125. Gajewski W. Gas und Dampfiurbinen: Kraft aus dem Feuer// Standpunkt., 1996. -№1. S.12-15.

126. Karita 360 MWe PFBC plant will be the first P800// Mod. Power Syst., 1995. -№2. P.33-35.

127. Keppel W. Gasturbinen//BWK: Brenst.-Warme-Kraft., 1996.-№4.-S.l 16-128.

128. Lindhorst W.,Happe W., Schonbeck L. Gas- und Dampfturbinenkraftwerk Kirchmoser fur die Bahnenergieversorgung// Elek. Bahnen, 1995. №9-10. -S.280-289.

129. Seibba E., Kelnhafer W., Esmail H. Second law analysis of a combined gas turbine cycle power-plant// "2nd Law Aspects Therm. Des. 22nd Nat. Heat Transfer Conf. and Exhib., Niagara Falls, N.Y., 5-8 Aug.1984.", New York, 1984.-P.55-68.

130. Shenzhen gas turbine plant upgrade// Mod. Power Syst., 1995. №11. - P.5.

131. Siemens unveils 240 MWe V94.3A gas turbine// Mod. Power Syst., 1995. №3. -P.31-34.

132. Sithe Sterling cogen maintenance program yields over 99 % availability// Gas Turbine World, 1994. №5. - P.22-26.

133. Tatar G., Gonzaloz M., Fankhanel M. An update on the pinen pine igce project// Proc. Amer. Power Conf. Vol.57. Ptl. 57th Annu. Meet. Amer. Power Conf. "Technol. for Compretit World" Chicago (III), 1995. - P.60-64.

134. Thomas B. Siemens Westinghouse Ship Their First W501G// Turbomachinery International, 1998. №11-12. P.20-22.

135. VoB W., Kamradt H. GuD-Heizkraftwerk fur die Stadtwerke Erfurt// Heizkraft-wirtschaft und Fernwarmeversorgung: Beitrag. I, XXXI. Kraftwerkstechn. Koll., 29-30 Sept. 1999 in Dresden. S.155-165.

136. Wieser R. Eine modifizierte Schaltung fur kombinierte Gasturbinen-Dampfturbinenanlagen// "Gas-Int. Z. Ratoin. Energieanwend.", 1985, №2. -S.81-86.