автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Выбор оптимальных способов получения пиковой мощности на ТЭС для условий Сирии

На правах рукописи

Р Г Б ОД

ДАРВИШАЛИ _ ,

ВЫБОР ОПТИМАЛЬНЫХ СПОСОБОВ ПОЛУЧЕНИЯ ПИКОВОЙ МОЩНОСТИ НА ТЭС ДЛЯ УСЛОВИЙ СИРИИ.

Специальность: 05.14.14- Тепловые Электрические Станции (тепловая

часть)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

Работа выполнена на кафедре «Тепловых Электрических Станций» Московского Энергетического Института (Технический университет).

Научный руководитель- кандидат технических наук

доцент Ильин Е.Т.

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук, Куличихин В.В.

кандидат технических наук, проф. Марченко Е.М.

НПО ЦКТИ им. Ползунова

Защита состоится «/У» 2000 года в ¿Стасов в ауди-

тории заседания диссертационного совета К-053.16.01 в Мос-

ковском энергетическом институте по адресу: Москва, ул. Красноказарменная, д. 17.

Отзыв на автореферат ( в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения) просим высылать по адресу : 111250 Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, ученый совет МЭИ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ. Автореферат разослан

Ученый секретарь диссертационного совета :

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Развитие промышленности и резкое увеличение численности населения в стране привели к тому, что энергетика Сирии в настоящее время испытывает серьезные затруднения по обеспечению потребителей электроэнергией. Намеченный до 2005 года ввод новых мощностей в объеме Ыэ = 2500 МВт, позволит увеличить общий уровень установленной мощности в полтора раза. Однако, несмотря на существенный прирост установленной мощности, обеспечить полное покрытие спроса на электроэнергию в часы максимальных нагрузок не удастся и приходится отключать часть потребителей. Кроме того, часть установленного ранее оборудования морально и физически устарело и требует замены. Увеличить ввод новых мощностей не представляется возможным из-за недостатка средств для инвестирования. В этих условиях возникает настоятельная необходимость изыскания резервов действующего оборудования для увеличения производства электроэнергии в часы пиковых нагрузок.

Поэтому исследование возможных способов получения дополнительной пиковой мощности на базе действующего оборудования является актуальной и своевременной задачей. Получение дополнительной пиковой мощности позволяет сократить или полностью ликвидировать дефицит электроэнергии. Однако использование режимов работы оборудования с повышенными нагрузками приводит к изменению надежности, экологических и экономических показателей. Отсюда следует необходимость исследования не только эффективности самых режимов получения пиковой мощности, но и оценки их влияния на нормальные режимы эксплуатации.

Цель работы; разработать методику технико-экономической оценки выбора оптимальных способов и схем получения дополнительной мощности на базе действующего оборудования. Определить наиболее эффективные способы и схемы получения пиковой мощности на действующем оборудовании применительно к условиям Сирии.

Задачи исследования:

1.Анализ различных способов получения пиковой мощности и оценка величины прироста дополнительной мощности, получаемой на

базе действующего оборудования, установленного в энергосистеме Сирии;

2.Выбор наиболее оптимальных способов и схем получения mocoi-вой мощности и технико-экономическое обоснование их использования в условиях Сирии с учетом накладываемых технических ограничений.

Научная новизна.

1.В результате анализа способов и схем получения дополнительно й мощности на действующих паротурбинных и парогазовых установках, предложены рациональные технологические схемы получения пиково й мощности, обеспечивающие максимальную эффективность их эксплуа тации применительно к условиям Сирии и установлены пределы их использования;

2.Обоснована целесообразность применения частичного цикла STIG (частичного впрыска пара в камеру сгорания ГТУ) на базе бинари ных парогазовых установок и определены предельные значения расхода пара, впрыскиваемого в камеру сгорания ГТУ применительно к ПГУ с газотурбинными агрегатами, типа MW-701D, с учетом ограничений, установленных заводом-изготовителем.

3.Разработана методика расчета технико-экономической эффектив;-ности и целесообразности использования различных способов и схем получения дополнительной пиковой мощности на действующем и вновь вводимом оборудовании.

Достоверность полученных в диссертации результатов обеспе> чивается применением стандартных апробированных методов расчета тепловых схем паротурбинных, газотурбинных и парогазовых установок, а также подтверждается сравнением результатов расчета с результатами расчета других авторов и с экспериментальными данными, полученными ведущими фирмами в области строительства паровых и газовых турбин (например General Electric).

Практическая ценность работы определяется в первую очередь разработкой и выбором оптимальных схем и способов получения дополнительной пиковой мощности на базе действующего оборудования, в часы пиковых нагрузок, без существенных инвестиционных затрат. Результатами исследования по определению величины прироста мощности и предельно-допустимого, по условиям эксплуатации, расхода

пара, впрыскиваемого в камеру сгорания ГТУ на базе парогазовых установок бинарного типа, с целью получения дополнительной мощности.

Практический интерес представляет методика расчета экономической эффективности использования различных способов получения пиковой мощности, которая учитывает не только эффективность самого способа, но и влияние данного способа на эксплуатационные характеристики оборудования.

Конкретное личное участие автора в полученных результатах. Проведен анализ наиболее характерных схем и способов получения дополнительной пиковой мощности на паротурбинных и парогазовых энергоблоках установленных в энергосистеме Сирии. Предложены технологические схемы получения дополнительной мощности на базе бинарных Iii У, определены предельно-допустимые значения расхода пара, впрыскиваемого в камеру сгорания ПТУ, типа MW-701D входящей в состав Iii У. Разработана методика расчета выбора оптимальных способов и схем получения дополнительной пиковой мощности с учетом влияния их использования на показатели надежности, экономичности и экологические показатели установки.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы были представлены на пятой международной научно-технической конференции «Радиотехника, электротехника и энергетика» (1999г., МЭИ, Москва), на научном семинаре и заседании кафедры Тепловых электрических станций.

Основные положения, выносимые на защиту:

1.Методика расчета показателей технико-экономической эффективности и целесообразности использования различных способов и схем получения дополнительной пиковой мощности на базе действующего оборудования;

2.Результаты расчетов по определению величины прироста мощности при отключении ПВД на паротурбинных и применении частичного цикла STIG на базе бинарных парогазовых установок, с учетом эксплуатационных ограничений.

3. Результаты исследований по определению предельно-допустимых значений расхода пара в камеру сгорания действующих ПГУ с газотурбинными агрегатами, типа MW-701D, производства фир-

мы «Mitsubishi Heavy Industries, L.t.d.», с уметом технических ограничений по условиям эксплуатации.

4.Результаты расчетов по выбору оптимальных схем и способов получения дополнительной пиковой мощности и пределов их целесообразного применения для условий Сирии.

Публикация. По теме диссертации опубликованы две научные работы.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, списка литературы, включающего 108 наименований и приложений. Работа содержит 102 страницы основного машинописного текста, 21 рисунок, 29 таблиц и 3 приложения.

Содержание работы

Во введении дано обоснование актуальности проблемы исследования получения дополнительной мощности от оборудования, установленного в энергосистеме Сирии, а также дана общая характеристика работы.

В первой главе диссертации приводится обзор состояния энергосистемы Сирии в настоящее время и на ближайшую перспективу. Дан анализ графиков потребления и генерации электроэнергии.

Из анализа графиков следует, что в энергосистеме Сирии в часы пиковых нагрузок, продолжительность которых, составляет 2-3 час;!, наблюдается дефицит электроэнергии. В настоящее время величина этого дефицита составляет около 250 МВт, а к 2005 году может достигнуть 500 МВт.

Делается вывод о целесообразности привлечения, для покрытия дефицита электроэнергии в часы пиковых нагрузок, различных способов получения дополнительной пиковой мощности на базе действующего оборудования. Исходя из установленного в энергосистеме, оборудования предполагается использовать, для этих целей отключение подогревателей высокого давления на конденсационных энергоблоках типа К-200-130 и К-160-130, а также реализовать частичный впрыск пара в камеру сгорания газотурбинных установок типа MW-701D, входящих в состав парогазовых энергоблоков бинарного типа. Приводится анализ этих способов по результатам которого, были определены основные цели и сформулированы задачи исследований.

Во второй главе приводятся результаты расчетов по оценке величины прироста дополнительной пиковой мощности и показателей ее тепловой экономичности.

Для конденсационных электростанций с паротурбинными энерго— блоками типа К-200-130 и К-160-130 рассмотрены варианты отключения группы ПВД. Отключение ПВД дает прирост мощности на уровне 7-8 % от номинальной. В летнее время, когда температура наружного воздуха повышается выше 30°С, при отключении ПВД, давление в конденсаторе может повыситься выше допустимого уровня, что приводит к ограничению возможности получения пиковой мощности.

Осуществление частичного впрыска пара в камеру сгорания ГТУ на базе парогазового энергоблока бинарного типа приводит к снижению мощности, вырабатываемой паровой турбиной из-за снижения расхода пара в нее. В этом случае впрыск пара дает эффект только тогда, когда прирост мощности газовой турбины будет значительно больше, чем снижение мощности паровой турбины. Кроме этого, прирост мощности на ПТУ в целом зависит от места отбора пара в камеру сгорания ГТУ из паротурбинного цикла. Автором предлагаются к исследованию следующие три схемы ввода пара в камеру сгорания ГТУ.

а) Ввод пара высокого давления, генерируемого в котле-утилизаторе, в камеру сгорания ГТУ. Прирост мощности парогазовой установки в целом происходит как за счет увеличения мощности ГТУ. так и за счет увеличения паропроизводигельноси котла-утилизатора. Паропроизводительность котла-утилизатора возрастает за счет увеличения расхода уходящих газов за газовой турбиной, вследствие впрыска пара, роста их параметров, а также за счет изменения их теплофизиче-ских свойств, связанных с увеличением доли водяных паров. Увеличение паропроизводтельности КУ дает возможность частично компенсировать недовыработку электроэнергии паровой турбиной. Недостатком этой схемы является существенное уменьшение мощности, вырабатываемой паровой турбиной.

б) Для уменьшения этих потерь автором предлагается для подачи в камеру сгорания использовать не острый пар, а пар отбираемый за промежуточной ступенью паровой турбины. В этом случае пар часть своей энергии отдает в паровой турбине и только затем подается в камеру сгорания газовой турбины. Это позволяет увеличить суммарный при-

рост мощности на ПГУ. Однако, в этом случае температура пара, подаваемого в камеру сгорания ГТУ, существенно понижается и требуется увеличить расход топлива, чтобы обеспечить расчетную температуру газов на входе в газовую турбину. Недостатком этой схемы является необходимость организации отбора пара от паровой турбины, что по требует значительных капиталовложений;

в) Для уменьшения расхода свежего пара, автором предлагается еще одна схема, в соответствии с которой, в камеру сгорания подается пар от струйного компрессора, в котором энергия острого пара используется для подсоса пара низкого давления. Такая схема позволяет уменьшить расход острого пара, по сравнению с первой схемой, и тем самым уменьшить потери мощности паровой турбины, что в целом уве личивает прирост мощности ПГУ.

Применение впрыска пара в камеру сгорания ГТУ приводит к су щественному усложнению расчета показателей установки в целом. 1В этом случае прямой расчет ПГУ частичного цикла БТЮ не возможен, так как все элементы установки и их параметры взаимосвязаны. Отклонение любого из параметров приводит к отклонению параметров всех элементов установки: компрессор, камера сгорания, газовая турбина, котел-утилизатор и паровая турбина. Поэтому, для получения достоверных результатов, для каждого режима производилось последовательное итеративное уточнение параметров и показателей всей взаимосвязанно й цепочки, по алгоритму, разработанному автором. Блок схема алгоритма расчета ПГУ, с частичным циклом БТЮ, представлена на рис.1.

На основании предложенного алгоритма были проведены расчеты величины прироста мощности и показателей тепловой экономичности для всех схем с учетом эксплуатационных ограничений. Результаты расчетов, представленные на рис.2, показывают, что максимальный прирост мощности и максимальная величина впрыска пара в камеру сгорания ГТУ возможны при температуре наружного воздуха /нв =-5°С.

При повышении температуры наружного воздуха величина впрьк-ска плавно снижается из-за приближения к границе помпажа. При снижении температуры наружного воздуха в качестве ограничения выступает максимально-допустимая мощность электрогенератора. С учетом этих ограничений наибольший прирост мощности имеет вариант (б). Немного уступает ему вариант (в), вариант (а) обеспечивает минималь

чттг

Рис. 1. Блок-схема алгоритма теплового расчета ПГУ '

Ьу»- (а)

г.у.т./кВт.ч.

(б)

Рис. 2. Изменение прироста мощности (а) и удельного расхода топлива на дополнительную пиковую мощность (б), на паротурбинных и парогазовых энергоблоках в зависимости от температуры наружного

воздуха.

1- ПТУ впрыск свежего пара; 2- ПГУ впрыск пара из пароструйного компрессора; 3- ПГУ впрыск пара из отбора за промежуточной ступенью паровой турбины; 4- отключение ПВД на К-200-130; 5- отключение ПВ Дна К-160-130.

ный прирост мощности и имеет наихудшие показатели тепловой экономичности.

Показатели тепловой экономичности вариантов бив, при температурах наружного воздуха ниже +20°С, более высокие, чем при отключе-----------

нии ПВД на паротурбинных блоках.

В третьей главе приводится методика оценки экономической эффективности выбора оптимальных способов и схем получения дополнительной пиковой мощности. Необходимость разработки такой методики обусловлена тем, что использование пиковых режимов приводит, с одной стороны, к сокращению дефицита электроэнергии у потребителя и уменьшению у него ущерба от недоотпуска электроэнергии, с другой стороны, использование пиковых режимов приводит к снижению надежности и экономичности работы оборудования и увеличению затрат в энергосистеме.

Для оценки сравнительной финансово-экономической эффективности рассматриваемых вариантов, использовались критерии общеэкономической эффективности, применяемые при анализе финансовой рентабельности в современной экономике: Чистый дисконтированный доход (ЧДД): Индекс доходности (ИД); Внутренняя норма доходности (ВНД) и Срок окупаемости проекта.

Вариант считается оптимальным, если все критерии для него имеют лучшие показатели. При этом из рассмотрения исключаются варианты, не удовлетворяющие хотя бы одному из приведенных выше критериев. Если рассматриваемые варианты имеют разные показатели по разным критериям, то выбор оптимального варианта производится на основании экспертной оценки.

Функцию затрат для любой ¿-ой установки в А'-ом году использования для производства пиковой мощности, можно представить в виде:

Згк =АИт +АИЭЮк +3НАД1к ^ВПУЛ +АЗся (1)

где ЛПТ изменение топливных затрат, связанное с выработкой дополнительной мощности ¡-ым вариантом; ЛИГ)!< ¡¡.- издержки, связанные с изменением платежей за выбросы вредных веществ, в атмосферу и водную среду, за счет получения дополнительной пиковой мощности;

^над ¡к" изменение затрат, связанных с возможным недоотпуском

электроэнергии из-за изменения уровня надежности оборудования пр и его эксплуатации в режимах получения дополнительной мощности; ДЗвпу ^-дополнительные затраты, связанные с потерями воды из цикла

и их восполнением; ЛЗС дополнительные затраты в установку, свя занные с капиталовложениями для реализации того или иного варианта получения дополнительной пиковой мощности.

Детальный учет режимов работы оборудования с учетом основных технических ограничений устанавливаемых на условия его эксплуатации основывается на делении года на несколько характерных сезонов (периодов). В течение, которых условно сохраняются неизменными графики нагрузок для рабочих и выходных дней, и средняя температура наружного воздуха по сезону. На основании результатов расчетов по каждому характерному сезону выполняется расчет показателей за весь год. Для приведения всех вариантов в сопоставимые условия все полу ченные критерии приводятся к удельным показателям, и по этим значениям производится сравнение.

Топливную составляющую можно определить по выражению:

т ^ Т пл

у=15=1/=1

где Су-ф - стоимость топлива для /-ой установки; Т- число циклов;

51- число суток; т- число сезонов в году;ди —расход топлива,

Щ

затрачиваемый на производство дополнительной пиковой мощности на /-ой установки, определяемый на основании работы установки в соответствующем режиме.

Экологическая составляющая определялась в виде разности суммарной платы за выбросы при использовании режимов получения пико вой мощности (индекс 1) и эксплуатации без применения таких режи мов (индекс 0):

дИВ.С. ={ИА.В. +ИВ.С. )НИАВ. +ИВ.С. у (3) ¡к ЭЮк\ ЭКМ ЭКМ) ЭКлИ)

Плата за выбросы в атмосферный воздух, для заданного режима, равна:

ЭК^ 1К 1К ------ ¡К--------1К 1К

где рлв 1 рлв2- норматив платы за выбросы веществ, соответст-¡к ' ¡к

венно, в установленных лимитах и сверх установленных лимитов:

МАВ.Л- приведенный лимит выбросов загрязняющих веществ в це-¡к

лом по региону в А--ом году, рассчитанный исходя из заданной региональной природоохранной программы,

щ^АВ.ф-^АВф.^АЗЛ) - превышение фактических вьгбро-¡к 1к 1к

сов лимитированных значений; ТА-В. - коэффициент кратности норма-

1к

тива платы за превышения установленных лимитов выбросов.

Приведенный фактический выброс загрязняющих веществ 1-ым предприятием в к-ом году в атмосферный воздух, усл.т/год. определяется из выражения:

г=\

Фактический объем выброса г-ого загрязняющего вещества /-ым предприятием в ¿-ом году, т/год. составляют:

. _ . т Я Т Е (Гл

где валовый выброс г-ого загрязняющего вещества /'-ым

предприятием, ¿-ого цикла,у-ого сезона, г/с., е- число часов работы установки по заданном}' режиму, а л- число рабочих суток /-ого сезона. Кг-коэффициент приведения ¿-ого загрязняющего вещества.

Аналогичным образом рассчитывалась плата та выбросы в водную среду.

Затраты, связанные с возможным недоотпуском электроэнергии, из-за снижения уровня надежности оборудования, определяются следующим образом:

5 т

3над.,К = £ ^ (7)

у=и=1/=1

где ^ - удельный ущерб, нанесенный энергосистеме, вызванный отказом оборудования; Т.^.- рассматриваемый период работы оборудования в заданном режиме, ч; ЛУ^ теряемая мощность в энергосистеме при отказах оборудования при работе, соответственно, в базовом режиме и в режиме выработки дополнительной пиковой мощности, кВт; Р^, Рвероятность отказа оборудования, соответственно, в базовом и в перегруженном режиме работы установки. Изменение вероятности безотказной работы для элементов установки можно определить как:

(8)

ышх.

Мр^-^Ыр — число циклов до разрушения при совместном действии малоциклической усталости и ползучести при работе, соответст венно, в базовом и перегруженном режиме. Изменение вероятности безотказной работы установки в этом случае определяется на основании расчета изменения надежности элементов, подвергающихся наиболь шим термическим напряжениям и последующим расчетом надежности установки с учетом ее структурной схемы.

При получении пиковой мощности за счет указанных режимов, металл подвергается систематическому воздействию знакопеременного нагружения, в результате чего в нем постепенно накапливаются, структурные изменения и могут развиваться локальные дефекты в виде пор», трещин, в результате чего прочность его падает и после определенного числа изменений нагрузки он может разрушаться при напряжениях меньше предела прочности. В качестве критерия прочности, в этом случае, может использоваться гипотеза суммирования повреждений вызьн-

ваемых действием повторного пластического деформирования и ползучести. В этом случае суммарное повреждение за период Д1 равно:

(9)

где N • число циклов до разрушения при совместном действии малоцикловой усталости и ползучести. Обратная величина 1/ М^ =А представляет собой величину суммарного повреждения за один цикл; А^ -число циклов до разрушения от действия повторного пластических деформаций; Ас- повреждение вследствие ползучести за один цикл (за период Д1).

Влияние малоцикловой усталости и ползучести на долговечность оборудования, определяется следующим образом:

-определяется распределение температур по деталям оборудования; -определяются напряжения и деформации в самых опасных точках (в концентраторах напряжения);

-по параметрам: (размах полных Л£* и пластических Ае* деформации и характеристикам малоцикловой прочности и ползучести материала) определяется долговечность материала и число эксплуатационных циклов N , которое способна выдержать деталь до появления трешин.

Составляющую можно представить в следующем виде:

/к

А3™ = I £ ПАИЩ+АИ^+АИЩ- +ЛИЦ*1 ) (Ш)

где А и ИВ \ и Р Д1/ГЗ д иФМ - ежегодные дополнительные itsj' ' /'¿у'

затраты, соответственно, на исходную воду; на химические реагенты; затраты, связанные с теряемой теплотой и затраты, связанные с досыпкой фильтрующих материалов.

Суммарные дополнительные капиталовложения зависят от способа реализации варианта получения пиковой мощности и в общем, виде их можно определить из выражения (при этом считается, что срок реконструкции не превышает одного года):

A3 .,=(AKrrv +AKrjTV +AKTP +ДК )> <n) dk rrvik irryik ik Bnyik

где К - дополнительные капиталовложения в £-ом году для г-1 ik

ого варианта в изменение конструкции ГТУ для обеспечения впрыска

пара в камеру сгорания; К - дополнительные капиталовложения в

ik

к-ом году, для /-ого варианта в изменение конструкции паротурбинной установки, связанной с организацией дополнительного отбора или изменение конструкции проточной части; К - дополнительные капига-

ik

ловложения в к-ом году, для /-ого варианта в систему дополнительных трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры и других дополнительных элементов для реализации того или иного варианта получения

пиковой мощности; К - дополнительные капиталовложения в к-ом

ik

году, для /-ого варианта в расширение системы водоподготовигельной установки;

На основании представленной методики был реализован алгоритм расчета оценки экономической эффективности.

В четвертой главе проведены расчеты по выбору ошимального способа получения пиковой мощности и схем их реализации Дан анализ целесообразности использования различных способов получения пиковой мощности и сопоставление их с вводом специальной пиковой ГТУ.

Для получения более достоверных результатов, расчеты проводились для каждого сезона отдельно. Всего было установлено четыре характерных сезона представленных в табл. 1. Анализ результатов расчетов, представленный в табл.2 показывает, что все варианты получения дополнительной пиковой мощности, продолжительностью 2-3 часа, на базе действующего оборудования, показали свою эффективность по всем критериям. Ввод новых мощностей на базе ГТУ типа GT-10, производства фирмы ABB, для покрытия пиковых нагрузок (вариант 4 ) оказался неэффективным по всем критериям, при такой продолжительности пиковых нагрузок Анализ вариантов по сумме критериев пока зывает, что более выгодным является вариант, связанный с отюпочени -

ем ПВД на паротурбинных энергоблоках К-200-130, обладаюпщй очень коротким сроком окупаемости. При этом обеспечивается максимальное значение ивдекса доходности, хотя и более низкий дисконтированный доход. Это связано, в первую очередь, с увеличением ущерба в системе от вероятного недоотпуска электроэнергии из-за снижения уровня надежности оборудования.

Таблица 1

Данные о характерных сезонах года в Сирии.

Сезон Число часов использования дополнительной пиковой мощности, т час. Средняя температура наружного воздуха за сезон, аш °С. Число месяцев.

Летний 98 35 3 (июнь, июль и август)

Осенне-весенний 1 67,5 25 2 (май и сентябрь)

Осенне-весенний 2 129 15 4 (март, апрель, октябрь и ноябрь)

Зимний 99 0 3 (декабрь, январь и февраль)

Следующее место занимает вариант, связанный с впрыском пара в камеры сгорания ПТУ из пароструйного компрессора. Этот вариант имеет невысокие капиталовложения на дополнительное оборудование и высокие показатели тепловой экономичности в течение года.

Вариант 36, имеющий более высокий отпуск дополнительной элек-тро-энергии, по сравнению с остальными вариантами, обладает наиболее высоким дисконтированным доходом. Но из-за сравнительно больших капиталовложений проигрывает по остальным критериям.

Результаты расчетов показывают, что более высокие капиталовложения в вариант 4 компенсируются отпуском электроэнергии только при продолжительности пиковых нагрузок более 5,5 часов в сутки.

Учитывая, что в энергосистеме Сирии остропиковая нагрузка продолжается в течение 2+3 часов в сутки, целесообразно для покрытия дефицита пиковой мощности провести реконструкцию установленного оборудования для получения от него пиковой мощности. Для этого предусмотреть в режимах работы паротурбинных ТЭС отключение ПВД, на Жандарской ТЭС с парогазовыми энергоблоками провести реконст-

Таблица 2

Показатели технико-экономического сравнения вариантов выработки дополнительной пиковой мощности.

Вариант 1 2 За 36 Зв 4

Показатель К-200-130 К-160-130 111 У с частичным циклом БТЮ ГТУ типа ОТ 10

Схема (а) Схема (б) Схема (в)

Увеличение выработки электро -энергии в течение года, кВт.ч. 6415939 4614755 5543375 8187872 7071354 9166406,25

Снижение отпуска электроэнергии от снижения уровня на дежи ости оборудования, кВт.ч. 889621,1 663822,4 524181 717825 635302,5 679071,6

Суммарные эксплуатационные затраты на производство дополнительной электроэнергии, руб./год. 9943425,065 7475953,159 7106685,77 8860744,967 8075479,066 8382453,059

Доход от продажи дополнительной электроэнергии, руб./год. 11052635,8 7901865,32 10038388,0 14940094,0 12707058,0 16974630,5

Чистый дисконтированный доход, руб./год. руб./кВт.ч. 8075885,0 1,26 3048301,0 0,6605 20900990,0 3,77 40903160,0 4,9956 33270640,0 4,705 -170454100,0 -18,5955

Индекс доходности 85,72 35,15 31,0325 11,54 40,20 ОД 708

Срок окупаемости, мес. 1,031 2,515 2.848 7.6617 2.199 —

Внутренняя норма доходности, % 1281.23 480,85 425.23 1723 550.14 -7.82

Приведенные затраты на произ водство дополнительной электроэнергии: Суммарные, руб./год. Удельные, руб./кВт.ч. 9954864,0 1,552 7486664,48 1,622 7190199,05 1,297 9326526,0 1,139 8177329,426 1,1564 36432453,06 3,9745

рукцию для эксплуатации ее по частичному циклу STIG, реализуемому по варианту Зв.

Выполнение этих мероприятий позволяет в часы пиковых нагрузок

получить приросты мощности на действующем в настоящее время обо-____

рудовании: в зимний период ДЫэ = 285704 кВт; в летний период АЫэ = 232920 кВт. Это позволяет ликвидировать существующий дефицит электроэнергии.

ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. Проведен анализ изменения производства и потребления электроэнергии в энергосистеме Сирии. Определены пределы продолжительности и величина дефицита электрической мощности в часы пиковых нагрузок. В настоящее время в энергосистеме Сирии дефицит электроэнергии в часы вечернего пика нагрузки, составляет AN=200-250 МВт, а его продолжительность составляет около 2-3 часов. В перспективе на ближайщие 5-7 лет величина дефицита может вырасти до AN=400-500 МВт.

2.Проведен анализ возможных способов получения дополнительной пиковой мощности в часы пиковых нагрузок на действующем оборудовании. Результаты анализа позволяют сделать вывод о возможности использования отключения ПВД на конденсационных паротурбинных ТЭС и осуществлении частичного цикла STIG на базе парогазовых установок бинарного типа, как способов получения дополнительной пиковой мощности.

3.Проведены расчетные исследования по оценке величины прироста мощности для паротурбинных агрегатов типа К-200-130 и К-160-130 с учетом реальных условий их эксплуатации в Сирии. Прирост мощности составляет 7-8 % от номинальной.

4.Определены пределы получения дополнительной пиковой мощности на ПТУ, мощностью 375МВт, с газовыми турбинами типа MW-701D, за счет осуществления частичного цикла STIG для различных схем его реализации. Установлено, что наибольший прирост мощности обеспечивает схема с подачей пара из промежуточного отбора паровой турбины. Немного уступает ей схема с подачей пара в камеру сгорания от пароструйного компрессора.

5.Разрабоган алгоритм расчета показателей тепловой экономичности парогазовых установок бинарного типа при реализации на них частичного цикла БТЮ.

б.Определены максимальные значения расхода пара в камеру сгорания газовой турбины типа М\У-70Ш в зависимости от техниче> ских ограничений.

7.Проведена детальная расчетная оценка показателей тепловой экономичности различных вариантов получения пиковой мощности пр и различных внешних условиях эксплуатации (температуры наружного воздуха и температуры охлаждающей воды, направляемой в конденса тор). Полученные результаты позволяют определить в какое время года целесообразно использование каждого из перечисленных выше способов получения пиковой мощности.

8.Разработана методика расчета технико-экономических показателей, для выбора оптимальных вариантов получения пиковой мощности с учетом изменения показателей надежности, экономичности и экологических показателей оборудования, вызываемых привлечением гене рирующих установок к получению пиковой мощности.

9.Выбраны оптимальные варианты получения пиковой мощности на действующем оборудовании в энергосистеме Сирии для сокращения дефицита электрической мощности. Реализация рассмотренных выше мероприятий позволяет ликвидировать дефицит электроэнергии в часы пиковых нагрузок в настоящее время и уменьшить на 80-90% на ближайшую перспективу. По сравнению с вводом специальных пиковых мощностей в виде ГТУ, предлагаемые способы, позволяют уменьшить необходимые капиталовложения в 10 раз.

По теме диссертации опубликовано:

1. Ильин Е.Т., Дарвиш .А. Об использовании частичного цикла БТЮ на базе бинарных ПГУ для выработки дополнительной пиково й мощности. // Пятая международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов. Радиоэлектроника, Электротехника и энергети ка.: Тезисы докладов.-Том 2.-М.: Издательство МЭИ, 1999,- С.296-298.

2. Ильин Е.Т., Дарвиш А. Оценка диапазона получения дополнительной мощности при реализации частичного цикла БТЮ на базе бинарных ПГУ. // Энергосбережение и водоподготовка.- 1998,- №1,- С.64 -73. Печ. л. _ Тираж /Од? Заказ £3

Типография МЭИ, Красноказарменная, 13.

Введение.

ГЛАВА 1. Анализ состояния и перспектив развития энергетики

Сирии.

1.1. Анализ структуры существующих генерирующих мощностей

Сирии.

1.2. Анализ графиков производства и потребления электрической энергии.

1.3. Основные проблемы развития электроэнергии в Сирии.

1.4. Общая характеристика способов получения дополнительной пиковой мощности.

1.5. Постановка задачи.

ГЛАВА 2. Сопоставление способов и схем получения дополнительной пиковой мощности.

2.1. Получение пиковой мощности на паротурбинных установках путем отключения подогревателей высокого давления.

2.2. Анализ схем получения пиковой мощности на базе парогазовых установок утилизационного типа.

2.3. Особенности методики расчета ПТУ с частичным циклом 8ТЮ.

2.4. Определение энергетических показателей ПТУ с частичным циклом БТЮ.

2.5. Результаты расчетов ПТУ с газотурбинными установками, типа М\\/-70Ш, при работе с частичным циклом БТЮ.

ГЛАВА 3. Методика оценки экономической эффективности получения дополнительной пиковой мощности.

3.1. Общие положения.

3.2. Методика определения оптимального варианта выработки дополнительной пиковой мощности.

3.2.1. Методика расчета топливной составляющей.

3.2.2. Методика учета капитальной составляющей.

3.2.3. Методика расчета себестоимости дополнительной питательной воды.

3.2.4. Методика учета экологического воздействия энергоустановок на окружающую среду.

3.2.4.1. Определение платежей за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух.

3.2.4.2. Определение платежей за выбросы загрязняющих веществ в водные объекты.

3.2.5. Методика учета изменения уровня надежности оборудования при его эксплуатации в режимах получения дополнительной пиковой мощности.

3.3. Алгоритм решения задачи в целом.

ГЛАВА 4. Оценка эффективности способов получения дополнительной пиковой мощности для энергетики Сирии.

4.1.Общие положения.

4.2.Анализ результатов расчетов по их составляющим.

4.2.1.Анализ топливной составляющей.

4.2.2.Анализ показателей подготовки дополнительной питательной воды.

4.2.3.Анализ экологических показателей.

4.2.4.Анализ показателей надежности.

4.2.5.Оценка необходимых капиталовложений реализации вариантов.

4.3.Анализ результатов сопоставления вариантов по различным критериям. Выбор оптимального варианта.

Развитие промышленности и резкое увеличение роста численности населения в стране привели к тому, что энергетика Сирии в настоящее время испытывает серьезные затруднения по обеспечению потребителей электроэнергией. Намеченный на ближайшую перспективу до 2005 года ввод новых мощностей в объеме N3 = 2500 МВт, позволит увеличить общий объем установленной мощности в полтора раза. Однако расчеты показывают, что, несмотря на существенный прирост установленной мощности, обеспечить полное покрытие спроса на электроэнергию в часы максимальных нагрузок не удается и приходится отключать часть потребителей. В настоящее время недостаток установленных мощностей составляет около 200 МВт, а в перспективе до 2005 года он может вырасти до 300-500 МВт для различных сезонов года. Кроме того, часть установленного ранее оборудования морально и физически устарело и требует замены. Увеличить ввод новых мощностей не представляется возможным из-за недостатка средств для инвестирования.

В этих условиях возникает настоятельная необходимость изыскания внутренних возможностей энергосистемы и действующего оборудования для увеличения производства электроэнергии.

В настоящее время основу энергетики Сирии составляют паротурбинные электростанции с энергоблоками К-200-130 и энергоблоки К-160-130, парогазовая электростанция мощностью 750 МВт, газотурбинные ТЭС общей мощностью 380 МВт, а также ГЭС, установленная мощность которых, составляет свыше 1500 МВт.

Ограниченность водных ресурсов не позволяет увеличить мощность гидроагрегатов в пиковые часы выше номинальной мощностью. Поэтому для получения дополнительной пиковой мощности могут быть использованы только станции, работающие на органическом топливе.

Целью настоящей работы является исследование различных способов получения дополнительной пиковой мощности на базе действующего и вновь вводимого оборудования, выбор наиболее оптимальных и оценка возможности и целесообразности их использования применительно к условиям эксплуатации и климатическим условиям в Сирии.

В этом случае чрезвычайно актуальной становится проблема разработки методики оценки эффективности использования различных способов получения пиковой мощности. Поэтому в настоящей работе рассматривается взаимосвязанное решение следующих вопросов:

1. Оценка прироста дополнительной мощности получаемой за счет режимных мероприятий и схемных переключений, как на энергоблоках с паровыми турбинами, так и на парогазовых энергоблоках.

2. Выбор наиболее оптимальных схем получения пиковой мощности не только с точки зрения тепловой экономичности, но также с учетом влияния этих режимов на экологические характеристики и на показатели надежности эксплуатации оборудования в целом.

3. Выбор и технико-экономическое обоснование использования различных способов получения пиковой мощности с учетом накладываемых технических ограничений и условий эксплуатации.

В первой главе диссертации приводится обзор состояния энергосистемы Сирии в настоящее время и на ближайшую перспективу. Делается анализ возможных способов получения дополнительной пиковой мощности на оборудовании, установленном в энергосистеме Сирии. На основании этого анализа проводится постановка задачи, которую необходимо решить.

Вторая глава диссертации посвящена оценке величины получения дополнительной пиковой мощности для установок различного типа. При этом учитывалось влияние условий эксплуатации. В частности температуры наружного воздуха, как на величину прироста пиковой мощности, так и на показатели тепловой экономичности.

В третьей главе приводится методика оценки экономической эффективности и выбора оптимального варианта получения пиковой мощности с учетом влияния способов получения пиковой мощности на изменение показателей надежности и экологических показателей оборудования.

В четвертой главе проводятся расчеты по выбору оптимального способа получения пиковой мощности и схем их реализации на основании расчетных исследований. Проводится анализ целесообразности использования этих способов, для условий Сирии.

На основании выполненных работ предложены конкретные способы получения дополнительной пиковой мощности на базе действующего оборудования ТЭС (в частности отключение ПВД на конденсационных паротурбинных энергоблоках и реализация впрыска пара в камеру сгорания ГТУ на имеющихся парогазовых энергоблоках бинарного типа), которые позволяют почти полностью ликвидировать дефицит электроэнергии в часы пиковых нагрузок, практически без привлечения инвестиций.

В приложении приводятся таблицы и графики некоторых промежуточных расчетов, не вошедшие в основной текст работы.

Автор выражает свою признательность и благодарит сотрудников кафедры ТЭС за ценные консультации при выполнении работы.

ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. Проведен анализ изменения производства и потребления электроэнергии в энергосистеме Сирии. Определены пределы продолжительности и величина дефицита электрической мощности в часы пиковых нагрузок. В настоящее время в энергосистеме Сирии дефицит электроэнергии в часы вечернего пика нагрузки, составляет AN=200-250 МВт, а его продолжительность составляет около 2-3 часов. В перспективе на ближайщие 5-7 лет величина дефицита может вырасти до AN=400-500 МВт.

2. 2.Проведен анализ возможных способов получения дополнительной пиковой мощности в часы пиковых нагрузок на действующем оборудовании. Результаты анализа позволяют сделать вывод о возможности использования отключения ПВД на конденсационных паротурбинных ТЭС и осуществлении частичного цикла STIG на базе парогазовых установок бинарного типа, как способов получения дополнительной пиковой мощности.

3. Проведены расчетные исследования по оценке величины прироста мощности для паротурбинных агрегатов типа К-200-130 и К-160-130 с учетом реальных условий их эксплуатации в Сирии. Прирост мощности составляет 7-8 % от номинальной.

4. Определены пределы получения дополнительной пиковой мощности на ПТУ, мощностью 375МВт, с газовыми турбинами типа MW-701D, за счет осуществления частичного цикла STIG для различных схем его реализации. Установлено, что наибольший прирост мощности обеспечивает схема с подачей пара из промежуточного отбора паровой турбины. Немного уступает ей схема с подачей пара в камеру сгорания от пароструйного компрессора.

5. Разработан алгоритм расчета показателей тепловой экономичности парогазовых установок бинарного типа при реализации на них частичного цикла STIG.

6. Определены максимальные значения расхода пара в камеру сгорания газовой турбины типа М\¥-70Ш в зависимости от технических ограничений.

7. Проведена детальная расчетная оценка показателей тепловой экономичности различных вариантов получения пиковой мощности при различных внешних условиях эксплуатации (температуры наружного воздуха и температуры охлаждающей воды, направляемой в конденсатор). Полученные результаты позволяют определить в какое время года целесообразно использование каждого из перечисленных выше способов получения пиковой мощности.

8. Разработана методика расчета технико-экономических показателей, для выбора оптимальных вариантов получения пиковой мощности с учетом изменения показателей надежности, экономичности и экологических показателей оборудования, вызываемых привлечением генерирующих установок к получению пиковой мощности.

9. Выбраны оптимальные варианты получения пиковой мощности на действующем оборудовании в энергосистеме Сирии для сокращения дефицита электрической мощности. Реализация рассмотренных выше мероприятий позволяет ликвидировать дефицит электроэнергии в часы пиковых нагрузок в настоящее время и уменьшить на 80-90% на ближайшую перспективу. По сравнению с вводом специальных пиковых мощностей в виде ГТУ, предлагаемые способы, позволяют уменьшить необходимые капиталовложения в 10 раз.

1. Арнольд Л.В.; Михайловский Г.А.; Селиверстов В.М. Техническая термодинамика и теплопередача. -М.: Высш. школа, 1979. -446 с.

2. Арсеньев Л.В.; Беркович А.Л. Параметры газотурбинных установок с впрыском воды в компрессор. Теплоэнергетика 1996. №6. с. 18-22.

3. Арсеньев Л.В.; Беркович А.Л. Эффективность применения воды и пара в установку ГТ-100-750-2 ЛМЗ. В кн.: Вопросы повышения эффективности и надежности теплоэнергетических установок. Калинин, КПИ, 1975. с.56-64.

4. Арсеньев Л.В.; Беркович А.Л.; Котов Ю.Г. Форсировка стационарных ГТУ впрыском воды в тракт высокого давления. М.: НИИ Энформэнергомаш. Энергетическое машиностроение, 3-80-04, 1980. 38 с.

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

6. Арсеньев Л.В.; Тырышкин В.Г. Стационарные газотурбинные установки. -Л: Машиностроение, 1989, 543 с.

7. Арсеньев Л.В.; Ходак Е.А. Повышение эксплуатационных показателей газотурбинной установки ГТ-25-750.// Теплоэнергетика 1979. №11. с.34-37.

8. Архипов П.С.; Теплицкий М.Г.; Флак Ю.В. Типовая энергетическая характеристика нетто турбоагрегата К-160-130 ХГТЗ. -М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1975. -29 с.

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

10. Беркович А.Л.; Голод Л.А. Повышение мощности ГТУ впрыском воды. // ТР.ЦКТИ, 1975. Вып.З. с.31-32.

11. Бернем; Джулиани; Меллер. Разработка, монтаж и испытания впрыска пара

12. STIG™) в газогенератор LM-5000 фирмы General Electric. Энергетические машины и установки. 1988. №2. с. 125-129.

13. Вульман Ф.А.; Корягин A.B.; Кривошей М.З. Математическое моделирование тепловых схем паротурбинных установок на ЭВМ. -М.: Машиностроение, 1985.-184 с.

14. Высокотемпературная комбинированная установка с паровым охлаждением. / Арсеньев JI.B.; Корсов Ю.А.; Ходак Е.А. и др. //Теплоэнергетика. 1990. №3. с. 19-23.

15. Газопаровая установка с вводом пара в газодинамический тракт: основные научные и инженерные проблемы. / Епифанов В.М.; Зейгарник Ю.А.; Копелев С.З. и др. // Теплоэнергетика. 1993. №6. с.53-57.

16. Гнеденко Б.В.; Беляев Ю.К.; Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности, -М.: Наука 1965. -524 с.

17. Громогласов A.A.; Копылов A.C.; Пильщиков А.П. Водоподготовка: процессы и аппараты. -М.: Энергоатомиздат, 1990. -272 с.

18. Гук Ю.Б. Анализ надежности электроэнергетических установок. -JL: Энергоатомиздат, 1988. -224 с.

19. Денисов В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике. Методы экономического сравнения вариантов. -М.: Энергоатомиздат, 1985. -216 с.

20. Дигумартхи; Чжан Чжуннань. Применение цикла Чжана в газотурбинном двигателе небольшой мощности. Энергетические машины и установки. 1984. №3. с.98-101.

21. Дикмаров C.B. Способы покрытия пиковых нагрузок. Львов: Виша школа 1979.-156 с.

22. Дикмаров C.B.; Садовский Г.Г. Регулирование мощности при производстве и потреблении. //Киев: Техшка 1981.-126 с.

23. Доброхотов В.И.; Жгулев Г.В. Эксплуатация энергетических блоков. -М.: Энергоатомиздат, 1987. -256 с.

24. Допустимые температурные напряжения и скорости прогрева (расхолаживания) паропроводов. / Вигак В.М.; Фальковский C.B.; Горешник А.Д. и др. -М.: Энергия, 1975. -103 с.

25. Дорофеев С.Н. Исследования и оптимизация применения ГТУ ТЭЦ в энергетике: Дис. на соиск. учен. степ, .канд.техн. наук /МЭИ (технический университет).-М.: 1997,- 153 с.

26. ЗО.Зысин В.А.; Турчан инов Б.В. О работе ГТУ по парогазовому циклу с котлом-утилизатором. // Энергомашиностроение ,1960. №9. с.18-21.

27. Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. -Л.: Энерго-атомиздат ,1986.-247 с.

28. Иванов В.А. Стационарные и переходные режимы мощных паровых турбин. -Л.: Энергия 1971.-280 с.

29. Ильин Е.Т., Дарвиш А. Оценка диапазона получения дополнительной мощности при реализации частичного цикла STIG на базе бинарных ПТУ. //Энергосбережение и водоподготовка, 1999. №1. с.64-73.

30. Ильина Л.В.; Зыков С.А.; Апатовский Л.Е. Технико-экономические показатели получения пиковой мощности на паротурбинных блоках. //Энергомашиностроение, 1974. №11. с.25-27.

31. Исследование работы блока мощностью 200 Мвт при отключении подогревателей высокого давления. / Зыков С.А.; Станиславский В.Я.; Кроль А .Я. и др. // Теплоэнергетика, 1967. №3. с. 12-16.

32. Качан А Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций. -Мн.: Выш. шк., 1978. -288 с.

33. Кириллов И.И.; Арсеньев J1.B. Форсирование энергетических ГТУ путем впрыска воды в тракт высокого давления. Энергомашиностроение .1976. №12. с. 1-4.

34. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем. -М.: Выш. шк., 1984. -256 с.

35. Колп; Меллер. Ввод в эксплуатацию первой в мире ГТУ полного цикла STIG на базе газогенератора LM-5000 (фирмы Simpson Paper Company). Современное машиностроение. Сер. А. 1989. №11. с. 1-14.

36. Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты. / Воинов А.П.; Зайцев В.А.; Куперман Л.И. и др. -М.: Энергоатомиздат, 1989. -272с.

37. Костюк А.Г. Динамика и прочность турбомашин. -М.: Машиностроение, 1982. -264 с.

38. Костюк А.Г.; Трухний А.Д. К оценке долговечности элементов энергетического оборудования при чередовании переходных и стационарных режимов его работы. Теплоэнергетика, 1973. № 12. с. 53-62.

39. Кругов В.Б.; Шестаков Н.С. Результаты экспериментальных исследований снижения выбросов оксидов азота путем впрыска пара или воды в зону горения. Теплоэнергетика. 1979. №11. с. 41-42.

40. Кузнецов А Л. Повышение мощности газотурбинных установок путем впрыскивания воды в камеру сгорания. // Теплоэнергетика 1960. №11. с.40-41.

41. Леонков A.M.; Мысак И.С. Аналитическое исследование максимально возможной нагрузки котла и блока при отключении ПВД. // Изв. вузов СССР. Энергетика, 1978. №12. с. 124-128.

42. Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. -М.: Энергия, 1976. 288 с.

43. Мадоян A.A. Повышение маневренности тепловых электростанций. -М.: Энергоатомиздат, 1987.-102 с.

44. Малек Альтунжи. Развитие электроэнергетики в Сирии. Симпозиум экономики электроэнергии. -Алеббо: 1992. -350 с.

45. Методика определения валовых и удельных выбросов вредных веществ в атмосферу от котлов тепловых электростанций. РД 34.02.305-90. -М.: ПМБ ВТИ, 1991.-34 с.

46. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий. Общесоюзный нормативный документ. ОНД-86. -JI.: Госэнергоиздат, 1987. -42 с.

47. Методические рекомендации по определению платы за выбросы (сбросы, размещение) загрязняющих веществ. -М.: Государственный комитет СССР по охране природы, 1990. 71 с.

48. Методические указания по расчету допустимых разностей температур и скоростей прогрева основных деталей котлов и паропроводов энергетических блоков. МУ 34-70-030-81. -М.: ВТИ, 1991. -34 с.

49. Мысак И.С.; Кусков И.А. Повышение маневренности энергоблоков. Киев: Техшка 1982.-136 с.

50. Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС./ Гладышев Г.П., Аминов Р.З.; Гуревич В.З. и др. -М.: Выш. шк., 1991.-303 с.

51. Ольховский Г.Г. Газовые турбины и парогазовые установки за рубежом.// Теплоэнергетика, 1998. №11. с. 70-75.

52. Ольховский Г.Г. Разработка перспективных энергетических ГТУ.// Теплоэнергетика, 1996. №4. с.66-75.

53. Ольховский Г.Г. Тепловые испытания стационарных газотурбинных установок. М.: Энергия, 1971.-406 с.

54. Ольховский ГГ. Энергетические газотурбинные установки. -М.: Энерго-атомиздат, 1985.-304 с.

55. Опыт эксплуатации головной парогазовой установки с ВПГ-50 и ГТУ-15-ПГ. / Шебалов В.К.; Шпектрова Т.Я.; Яшкевич М.А. и др. // Теплоэнергетика, 1966, № 12, с. 14-19.

56. Парогазовые установки с вводом пара в газовую турбину- перспективное направление развития энергетических установок. / Батенин В.М.; Зейгарник Ю.А.; Копелов С.З. и др. // Теплоэнергетика. 1993. №10. с.46-52.

57. Печенкин С.П., Серебряников В.Н., Тишин С.Г. Расчеты на ЭВМ тепловых схем паротурбинных установок ТЭС и АЭС. -М.: издательство МЭИ, 1992.32 с.

58. Повышение маневренности современных энергоблоков методом отключения ПВД. / Кириллов И.И.; Иванов В.А.; Арсеньев JI.B. и др. // Теплоэнергетика, 1978. №2. с. 66-69.

59. Полищук B.JL; Ефимов B.C. Пути создания перспективных мощных энергетических ГТУ нового поколения. Теплоэнергетика 1996. №6. с.23.

60. Прокопенко А. Г.; Мысак И.С. Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС. -М.: Энергоатомиздат, 1990,- 317 с.

61. Ривкин СЛ. Термодинамические свойства газов: Справочник. -М.: Энергоатомиздат, 1987.-288 с.

62. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. -М.: Энергоатомиздат, 1984.-200 с.

63. Рой; Шлейдер; Оджерс. Влияние ввода пара на процесс горения гомогенной смеси в камере сгорания со стабилизатором. Энергетические машины и установки. 1974. №4. с.68.

64. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. -М.: Энергоатомиздат, 1987. -328 с.

65. Скальцо; Мори. Новая высокоэкономичная стационарная газовая турбина мощностью 150 МВт. Энергетические машины и установки. 1989. №11.с.14-21.

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

67. Соколов Е.Я.; Зингер Н.М. Струйные аппараты. -М.: Энергоатомиздат, 1989.-352 с.

68. Способы покрытия переменной части графиков нагрузки современных энергосистем./ Кириллов И.И.; Иванов В.А.; Арсеньев Л.В. и др. // Теплоэнергетика, 1973. №8. с. 1-4.

69. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. Ершевич В.В.; Зеймлер А.Н.; Илларионов Г.А. и др. -М.: Энергоатомиздат, 1985.-352 с.

70. Сударев A.B.; Маев В.А. Камеры сгорания газотурбинных установок. -Л.: Недра. 1990.-273 с.

71. Тачтон. Влияние конструкции камеры сгорания газовой турбины и условий ее работы на эффективность снижения выбросов NOx путем впрыска воды или пара. Энергетические машины и установки. 1985. №3. с. 118-125.

72. Тачтон. Полуэмпирический метод расчета содержания NOx в продуктах сгорания при наличии впрыска пара. Энергетические машины и установки. 1984. №4. с.89.

73. Тепловой расчет котельных установок (нормативный метод). -М.: Энергия, 1973. -296 с.

74. Теплотехнический справочник. Под ред. Юреньева В.Н. и Лебедева П.Д. Том. 1.-М.: Энергия, 1975. -774 с.

75. Трухний А.Д. О методиках расчета деталей энергетического оборудования на термическую усталость. Теплоэнергетика, 1981. № 6. с. 61-64.

76. Тумановский А.Г.; Гутник М.Н. Снижение концентраций оксидов азота в продуктах сгорания мощных ГТУ. //Энергохозяйство за рубежом. 1987. №6. с.24-28.

77. Тырышкин В.Г.; Эренбург В.П. Тепловой расчет газотурбинных установок в производстве слабой азотной кислоты. Промышленная энергетика. 1982. №7, с. 54-56.

78. Фрейз; Кинни. Влияние впрыска пара на характеристики газотурбинных циклов. Энергетические машины и установки. 1979. №2 . с.5.

79. Христианович С.А.; Масленников В.М.; Штернберг В. Я. Парогазовая энергетическая установка для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. // Теплоэнергетика, 1973. №7. с. 43-48.

80. Христич В.А.; Башкатов Ю.Н. Булавицкий Ю.М. Исследование возможности перевода камеры сгорания газотурбинной установки ГТ-25-700 в газопаровой режим. Энергетика и электротехническая промышленность. УССР: Информ. сб. 1964. №4, с. 19-21.

81. Цанев C.B.; Чухин И М. Расчет на ЭВМ тепловых схем газотурбинных установок в составе парогазовых тепловых электростанций. -М.: МЭИ 1984. 40 с.

82. Черри; Аруффи. Газотурбинная установка с впрыском пара, объединенная с установкой для приготовления обессоленной воды термическим методом. Энергетические машины и установки .1998. №4. с.116-126.

83. Шааб М. Методы форсировки газотурбинных установок путем применения пара. Л.: ЛПИ.1977. 16 с.

84. Эдельман В.И. Применение характеристик ущерба от недоотпуска электроэнергии в практике энергопредприятий: Обзорная информация. -М.: Ин-формэнерго, 1985.

85. Экономика промышленности. Т.1. Общие вопросы экономики. /Барановский А.И., Кожевников Н.Н., Пирадова Н.В. и др.-М.: МЭИ, 1997,- 696 с.

86. Экономика промышленности. Т.2. Экономика и управление энергообъектами. Кн. 2. РАО «ЕЭС России». Электростанции. Электри-ческие сети. / Кожевников. Н.Н.; Басова Т.Ф.; Чинакаева Н.С. и др. -М.: Издательство МЭИ, 1998,- 368 с.

87. Экспериментальное исследование влияния впрыска пара в камеру сгорания ГТУ на характеристики агрегата. / Богорадовский Г.И.; Кореневский Л.Г.; Темиров A.M. и др. // Теплоэнергетика. 1994. №10. с.43-44.

88. Яскин Л.А. Газотурбинные установки с энергетическим впрыском пара. Энергетическое строительство. 1990. №2. с.67-72.

89. Cheng D.Y. Regenerative parallel compound dual fluid heat engine. VS Patent № 4248039, February 3, 1981.

90. El-masri M.A. A modified, high-efficiency recuperated gas turbine cycle. //Journ. Of Engineering for gasturbines and Power. 1988 April. Vol.110, p 233-242.

91. Larson E.D.; Williams R.H. Steam-injected gas turbines.// Journ. Of Engineering for Gas turbines and Power. 1987 January. Vol.109, p 55-63.

92. Leibowtz H.; Tabb E. The integrated approach to a gas turbine topping cycle cogeneration system. // Journ. of Engineering for Gas Turbines and Power. Oktober 1984, vol. 106. P. 731-736.

93. Makansi J. Grapping with gas turbine emissions, power augmentation. //Power, Oktober 1988. p 63-64.

94. Messerlie R.L.; Tischler A.O. Test results of a steam injected gas turbine to increase power and thermal efficiency.// Proc. Of the 18-th IECEC 1983 .p. 615-625.

95. Moeller D.J.; Burnham J.; Oganovski G. Steam injected gas turbines enhance cogeneration plant performance. //Pulp and Paper. September 1987. p. 125-129.

96. Steam-injected gas turbines (STIG) may provide the answer to cheaper, more efficient power generation. Bechtel describes a nominal 200 MW capacity modular STIG power plant // Middle East Electricity. June 1988. P .15-16.

97. Takeya K.; Yasui H. Performance of the integrated gas and steam cycle (IGSC) for reheat gas turbines.// Journ. of Engineering for Gas Turbines and Power. April 1988.vol llO.p. 220-232.

98. Unique gas turbine applications in Japan.// Turbtachinery Int. November-December 1984.p. 17-23.

99. Williams R.H.; Larson E.D. Advanced gas turbines: an alternative to nuclear and coal plants. //Turbo machinery Int. November-December 1986. P. 10.

100. Williams R.H.; Larson E.D. Steam-injected gas turbines and electric utility planning. //IEEE Technology and Society Magazine. March 1986. P.29-38.