Исследование эффективности схем и параметров энергоблоков ПГУ-ТЭЦ на базе ГТУ средней мощности для условий Российской Федерации тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат наук Крашенинников Сергей Михайлович

• Крашенинников Сергей Михайлович
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Крашенинников Сергей Михайлович

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. ОБЗОР И АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПГУ-ТЭЦ В УСЛОВИЯХ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

1.1. Структура тепловой генерации России

1.2. Роль и место ПГУ-ТЭЦ в структуре мощностей

1.3. ПГУ средней мощности как основа новой конфигурации ТЭЦ

1.4. Основные факторы, влияющие на выбор оптимальной структуры ПГУ средней мощности

1.5. Обзор литературы по теме исследования

1.6. Выводы по главе

Глава 2. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДИК РАСЧЕТОВ И СРАВНЕНИЯ СХЕМ ЭНЕРГОБЛОКОВ ПГУ-ТЭЦ С КУ НА БАЗЕ ГТУ СРЕДНЕЙ МОЩНОСТИ

2.1. Исследуемые варианты тепловых схем энергоблоков ПГУ-ТЭЦ

2.1.1. Описание расчетной тепловой схемы энергоблока ПГУ-ТЭЦ с одноконтурным КУ

2.1.2. Описание расчетной тепловой схемы энергоблока ПГУ-ТЭЦ с двухконтурным КУ

2.1.3. Описание расчетной тепловой схемы энергоблока ПГУ-ТЭЦ с одноконтурным КУ и промежуточным перегревом пара

2.2. Описание и выбор расчетной газотурбинной установки

2.3. Выбор критериев для проведения анализа и сравнения схем

энергоблоков ПГУ-ТЭЦ

2.3.1. Описание критериев тепловой (энергетической)

эффективности

2

2.3.2. Описание финансово-экономических критериев эффективности

2.4. Алгоритм проводимого исследования

2.5. Описание программных продуктов

2.6. Выводы по главе

Глава 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА

ТЕХНИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ

ЭНЕРГОБЛОКОВ ПГУ-ТЭЦ НА БАЗЕ ГТУ СРЕДНЕЙ МОЩНОСТИ

3.1. Исследуемые факторы, влияющие на технические показатели эффективности работы рассматриваемых тепловых схем

энергоблоков ПГУ-ТЭЦ с КУ

3.1.1.Описание методики учета влияния географии размещения

энергоблока на показатели эффективности работы энергоблоков

ПГУ-ТЭЦ с КУ

3.1.2.Описание характеристик исследуемых температурных

графиков теплоснабжения

3.1.3.Описание методики учета влияния параметров пара на выходе из КУ на показатели эффективности работы энергоблоков ПГУ-

ТЭЦ с КУ

3.1.4.Описание методики учета влияния работы антиобледенительной системы на показатели эффективности работы энергоблоков ПГУ-ТЭЦ с КУ

3.2. Технический анализ работы энергоблоков ПГУ-ТЭЦ с котлом-утилизатором рассматриваемых конфигураций

3.3. Выводы по главе

Глава 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ НА ФИНАНСОВО - ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ ПГУ-ТЭЦ НА БАЗЕ ГТУ СРЕДНЕЙ МОЩНОСТИ

4.1. Исследуемые факторы, влияющие на финансово-экономические показатели эффективности работы рассматриваемых тепловых схем энергоблоков ПГУ-ТЭЦ с КУ

4.1.1. Описание методики учета влияния тарифов на электрическую и тепловую энергию и стоимость топлива на финансово-экономические показатели эффективности работы энергоблоков ПГУ-ТЭЦ с КУ

4.1.2. Инвестиционные затраты на строительство энергоблока ПГУ-ТЭЦ «под ключ»

4.2. Применение «Энерго-экономического» критерия для финансово-экономического анализа

4.3. Анализ полученных результатов

4.4. Достоверность полученных результатов

4.5. Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование эффективности схем и параметров энергоблоков ПГУ-ТЭЦ на базе ГТУ средней мощности для условий Российской Федерации»

АКТУАЛЬНОСТЬ ТЕМЫ

Реформы по переходу электроэнергетики с плановой на рыночную

систему экономики, проведение ряда приватизационных кампаний, а также

широкое внедрение парогазовых технологий привели к изменению

ценообразующих механизмов и, как следствие, к необходимости разработки

новых методов и критериев оценки эффективности энергоблоков. В условиях

рыночной экономики подходы к выбору наиболее целесообразного

энергоблока для сооружения отличаются от подходов, которые были

актуальны в советское время. Как известно, во времена плановой экономики

основной задачей энергогенерирующих организаций было надежное и

бесперебойное снабжение потребителя тепловой и электрической энергией.

Строились, как правило, «типовые» энергоблоки на базе паросиловых

установок (ПСУ) большой мощности, при этом тепловой (энергетической)

эффективности работы энергоблока уделялось больше внимания, чем его

сроку окупаемости, «максимальный» порог которого был установлен в 8 лет.

На государственном уровне обрабатывались данные по работе всех

энергоблоков на территории государства, в частности этим занимался

ОРГРЭС, что позволяло на базе реальной статистики делать выводы об

оптимальных параметрах и конфигурациях оборудования. С переходом к

рыночной экономике, основной целью всех энергогенерирующих компаний,

прописанной в уставе энергопредприятий, является получение максимальной

прибыли. Вопросы окупаемости энергообъекта, как правило, вышли на первое

место по значимости, оставив на втором плане вопросы о его энергетической

эффективности работы. Задача по надежному снабжению энергией

потребителя продолжает быть актуальной, однако приоритетной целью

является достижение необходимых экономических показателей проектов. В

условиях рыночной экономики цены (тарифы) на энергию формируются

согласно текущей конъюнктуре рынка, что ставит под сомнение

использование укоренившихся советских технических решений и методик

5

сравнения, оптимизированных для реалий плановой экономики. В связи с этим, оптимальные параметры паровых турбин, рассчитанные для плановой экономики и для циклов ПСУ, необходимо пересмотреть в рамках рыночной экономики с учетом стоимости самого энергообъекта и тарифов на отпускаемую продукцию и топливо, а для парогазовых энергоблоков еще и с учетом климатических условий места их сооружения. Так применение трехконтурных технологий с повышенными параметрами пара в ПГУ дают высокие показатели топливной экономичности работы энергоблока. Такие проекты хорошо себя показывают в условиях Европы, когда имеется относительно недорогая технология, но дорогое топливо и высокие тарифы на электроэнергию. Возможно такой энергоблок был бы актуален при плановой экономике, но для сегодняшних условий Российской Федерации без заключения договора о присоединении мощности (ДПМ) с установлением в нем специальных повышенных тарифов такой объект будет иметь неудовлетворительные показатели окупаемости. Механизм ДПМ, по сути, перекладывает часть издержек на конечного потребителя. Проведение оптимизационных расчетов поможет, как минимум, рационализировать инвестиционные затраты на проект, что позволит уменьшить значение тарифа по ДПМ, а в конечном счете и цены для потребителя.

Вышеописанные вопросы особенно актуальны для Российской Федерации в наше время, когда на разных уровнях ставятся задачи модернизации отечественной энергетики, а также развития отечественного парка газотурбинных установок, которые по критериям технической эффективности не уступали бы западным аналогам, а по стоимости и обслуживании, ввиду отечественной разработки и дислокации, были бы значительно предпочтительнее прочих вариантов. Отечественные компании производят ГТУ малой мощности для нужд авиапромышленности, что может послужить отправной точкой старта для развития отечественного газотурбиностроения путем модернизации и масштабирования установок до

средних мощностей, а в перспективе - создание проектов «энергетических» ГТУ для нужд энергетики.

Данный путь развития совпадает с текущими потребностями в энергетике России - электрические мощности в крупных городах и промышленных центрах уже обновлены в рамках «ДПМ-1», а проблемы городов поменьше и отдельных районов только обострились. Неоднократно обсуждается идея создания «миниТЭЦ», которые смогли бы обеспечить нужды отдельных городов в теплоснабжении и были бы окупаемы в современных реалиях, однако ввиду ряда технических и экономических факторов, а также отсутствием понимания методики оптимизации таких проектов для условий Российской Федерации, проекты «миниТЭЦ» все еще массово не реализуются. Проблема заключается в сложности привлечения частных средств ввиду малой экономической привлекательности.

Актуальность создания отечественных ГТУ средней мощности для нужд РФ поднимается и в докладах государственных аналитических структур, в которых делаются анализы мировых трендов в энергетике, на основании которых формулируются выводы и прогнозы для развития энергетики России.

Данные обстоятельства подтверждают актуальность ввода новых мощностей на базе технологии ПГУ-ТЭЦ, что, как следствие, поднимает проблему конкурентоспособности и окупаемости новых энергоблоков. Без привлекательных для инвестора финансово-экономических показателей реализация таких проектов сомнительна, либо потребует дополнительные гарантии окупаемости со стороны государства. Проведение оптимизационных расчетов и выбор наилучших конфигураций для каждого конкретного случая позволит за счет «внутренних ресурсов» повысить характеристики эффективности работы энергоблока ПГУ-ТЭЦ.

Как показал анализ литературы по теме исследования диссертационной

работы, на сегодняшний день отсутствуют комплексные анализы факторов,

влияющих на выбор технических решений при проектировании энергоблока

7

ПГУ-ТЭЦ для территорий РФ. Нет разработанных четких рекомендаций по выбору структуры тепловой схемы и оптимальных параметров пара контуров в зависимости от климатических, экономических и технологических условий размещения и работы энергоблока. При строительстве новых мощностей, зачастую, технические решения заимствуются у иностранных партнеров без каких-либо альтернатив и понимания степени влияния на конечную стоимость отпускаемой продукции и окупаемость объекта в целом.

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РАБОТЫ Цель исследования состоит в разработке рекомендаций и методических основ для схемной и параметрической оптимизации энергоблоков ПГУ-ТЭЦ для условий РФ, что позволит снизать сроки окупаемости для новых мощностей, а также скажется на потенциальном снижении стоимости электрической и тепловой энергии для конечного потребителя.

Для достижения научной цели были поставлены и выполнены следующие задачи диссертационного исследования:

1. Провести обзор по существующим методикам, алгоритмам и критериям оптимизации энергоблоков ПГУ-ТЭЦ для условий РФ и выделить основные факторы и технические решения, влияющие на характеристики работы энергоблока ПГУ-ТЭЦ, после чего разработать методику учета и анализа этих факторов на характеристики работы энергоблока ПГУ-ТЭЦ;

2. Предложить алгоритм и критерий оптимизации энергоблока ПГУ-ТЭЦ, которые будут учитывать влияние выделенных факторов на показатели работы энергоблока в целом;

3. Провести технический анализ влияния выделенных факторов на показатели работы энергоблока ПГУ-ТЭЦ для условий РФ;

4. Провести экономический анализ влияния выделенных факторов на показатели работы энергоблока ПГУ-ТЭЦ для условий РФ;

5. На основании полученных результатов анализа выработать рекомендации по выбору оптимальных параметров, а также структуры тепловой схемы в

зависимости от региона размещения и режима работы энергоблока ПГУ-ТЭЦ.

ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ Объектом исследования является технология ПГУ-ТЭЦ в блочном исполнении, представленная тепловой схемой, моделями работы и оценками стоимостей основного и вспомогательного оборудования.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА РАБОТЫ

1. Предложена методика учета и впервые проведены многофакторные анализы по влиянию различных климатических, параметрических, схемных факторов и технических решений на годовые характеристики работы энергоблоков ПГУ-ТЭЦ с учетом работы антиобледенительной системы в холодное время суток;

2. Предложен новый многофакторный критерий оценки, который учитывает в себе не только тепловую (энергетическую) эффективность работы энергоблока ПГУ-ТЭЦ, но и экономическую эффективность с учетом основных влияющих на него факторов (тарифы и цены, дисконтирование, инвестиционные затраты);

3. Автором впервые даны комплексные оценки влияния климатических и экономических условий региона размещения энергоблока (характерных для РФ), типа температурного графика теплоснабжения, степени загрузки теплофикационной установки, типа ПГУ-ТЭЦ (одноконтурная, двухконтурная, одноконтурная с ППП), параметров пара на годовые технические характеристики работы энергоблока ПГУ-ТЭЦ и на рассматриваемые финансово-экономические показатели проектов ПГУ-ТЭЦ в целом;

4. На основании полученных результатов исследований выработаны рекомендации по выбору оптимальных параметров пара, а также структуры тепловой схемы в зависимости от региона размещения и режима работы энергоблока ПГУ-ТЭЦ.

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ РАБОТЫ Теоретическая значимость состоит в развитии методов и инструментов исследования и оптимизации технологии ПГУ-ТЭЦ, а также в уточнении характеров и границ влияния основных факторов на показатели работы энергоблока в целом.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ РАБОТЫ Практическая значимость проведенного исследования определяется возможностью использования полученных результатов и рекомендаций на этапах проектирования новых мощностей с целью определения наиболее выгодных конфигураций энергообъекта.

Применение выработанных рекомендаций потенциально позволит снизить сроки окупаемости новых энергообъектов для условий РФ, а также снизить себестоимость производимой продукции, как следствие потенциально снизить стоимости электро- и тепловой энергий для конечного потребителя.

Другим вариантом использования результатов - применение полученных методик для более объективного сравнения различных проектов когенерации на базе ГТУ.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ Исследовательская работа базировалась на применении теоретических основ и методов, позволяющих получить оценочные характеристики исследуемых систем при проведении конструкторских теплогидравлических расчетов тепловых схем и поверочных расчетов режимов работы энергоблоков.

Балансовые и конструкторские расчеты тепловых схем на практике проводились в сертифицированном комплексе «Thermoflow», который позволил получить не только термодинамические и конструктивные параметры и характеристики потоков и оборудования, но и дать первичную оценку стоимости рассматриваемого оборудования, которая получена на базе металлоемкости оцениваемого объекта.

Оценка инвестиционных затрат на строительство энергоблоков ПГУ-ТЭЦ базировалась на предложенной в работе методике, которая делила всю стоимость на две части: зависящую от рассматриваемых факторов и не зависящую от них. Таким образом, весь расчет стоимости энергоблока сводился к определению «первой» части слагаемого, которая определялась на базе металлоемкости замоделированного основного и вспомогательного оборудования, а недостающие строки «сметы стоимости работ и поставок оборудования» принимались пропорционально, при этом доли брались из фактической сметы строительства реальной ПГУ-ТЭЦ.

Для проведения анализа влияния рассматриваемых в работе факторов на технико-экономические показатели работы энергоблока ПГУ-ТЭЦ, были разработаны «Энерго-экономический» метод и критерий, которые позволили выполнить поставленную задачу и значительно снизили трудоемкость расчетов, при этом в работе показана сходимость авторского критерия с принятыми в отрасли при одинаковых граничных условиях, а также подтверждена достоверность результатов и полученных на их базе выводов.

ПОЛОЖЕНИЯ, ВЫНОСИМЫЕ НА ЗАЩИТУ

1. Методика учета и результаты проведения многофакторного анализа по влиянию различных климатических, параметрических, схемных факторов и технических решений на годовые характеристики работы энергоблоков ПГУ-ТЭЦ с учетом работы антиобледенительной системы в холодное время суток;

2. Новый критерий финансово-экономической оценки работы энергоблока, который получен на базе критерия «рентабельность инвестиционного капитала» (Я01С) и имеет общие с ним экстремумы;

3. Зависимости, экстремумы и оценки влияния климатических и экономических условий региона размещения энергоблока (характерных для РФ), типа температурного графика теплоснабжения, степени загрузки теплофикационной установки, типа ПГУ-ТЭЦ (одноконтурная,

двухконтурная, одноконтурная с промежуточным перегревом пара), параметров пара на годовые технические характеристики работы энергоблока ПГУ-ТЭЦ и на рассматриваемые финансово-экономические показатели проектов ПГУ-ТЭЦ в целом; 4. Рекомендации по выбору оптимальных параметров пара, а также структуры тепловой схемы в зависимости от региона размещения и режима работы энергоблока ПГУ-ТЭЦ на базе технических («КИТТ» и «Электрический КПД с учетом разнесения топлива по видам энергий по физическому методу») и экономических («Рентабельность инвестиционного капитала», оцененная с применением авторского «Энерго-экономического» метода) критериев.

СТЕПЕНЬ ДОСТОВЕРНОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ Разработанные модели и полученные научные результаты имеют высокую степень достоверности в силу широкого применения в процессе исследования сертифицированных программных продуктов мирового уровня, позволяющих выполнять необходимые расчеты с высокой точностью. Среди использованных программных продуктов следует выделить: Thermoflow, Mathcad, MS Excel.

ЛИЧНЫЙ ВКЛАД АВТОРА Личный вклад автора состоит в: разработке методики учета влияния различных климатических, параметрических, схемных факторов и технических решений на годовые характеристики работы энергоблоков ПГУ-ТЭЦ с учетом работы антиобледенительной системы в холодное время суток; разработке, верификации и валидации моделей энергоблоков ПГУ-ТЭЦ для заданных в работе конструкторских условий в программе «Thermoflow»; получение расчетных данных (технических характеристик работы энергоблоков) путем проведения поверочных расчетов режимов работы моделей энергоблоков ПГУ-ТЭЦ для заданных условий в программе «Thermoflow»; проведение анализа полученных технических данных на базе

выбранных технических критериев с применением программных комплексов «Mathcad» и «MS Excel»; разработке нового критерия оценки эффективности энергообъекта, в частности для энергоблока ПГУ-ТЭЦ (на базе общепризнанного критерия ROIC), который учитывает в себе не только тепловую (энергетическую) эффективность работы энергоблока, но и экономическую эффективность с учетом всех влияющих на него аспектов; получение расчетных данных (финансово-экономических характеристик работы энергоблоков) путем проведения поверочных расчетов режимов работы моделей энергоблоков ПГУ-ТЭЦ для заданных условий в программах «Thermoflow» и «MS Excel»; проведение анализа полученных финансово-экономических данных на базе разработанного критерия с применением программных комплексов «Mathcad» и «MS Excel».

АПРОБАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ Основные положения работы, результаты теоретических и расчетных исследований докладывались и обсуждались на: XIX международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика"; XX международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика"; XXI международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика"; VIII международной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых "Энергия-2013", «Теплоэнергетика»; XVII Бенардосовских чтениях, международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехники»; LXIII научно-технической сессии по проблемам газовых турбин; LXV научно-технической сессии по проблемам газовых турбин; научном семинаре по теме диссертации на заседании каф. ТЭС в МЭИ, г.Москва.

СТРУКТУРА И ОБЪЁМ РАБОТЫ ДИССЕРТАЦИИ Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения, списка использованной литературы, двух приложений. Работа содержит 141 страниц основного текста, 24 таблиц, 34 рисунка. Список использованной литературы включает 68 наименования. Два приложения представлены на 10 страницах.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Публикации в изданиях из перечня ВАК

1. Дудолин А.А., Крашенинников С.М. Применение энерго-экономического

метода для оценки эффективности теплоэнергетических объектов // Новое в российской электроэнергетике: Ежемесячный научно-технический электронный журнал. - 2016. - №8. - С. 19-28.

2. Разработка тепловой схемы для проекта парогазовой установки теплофикационного типа с ядерным реактором СВБР-100 / Дудолин А.А.,

Касилов В.Ф.|, Крашенинников С.М. // Теплоэнергетика. - 2017. - №2 2. - С. 97-103.

3. Дудолин А.А., Крашенинников С.М. Исследование вопросов оптимизации схем и параметров ПГУ-ТЭЦ на базе ГТУ средней мощности для условий российской федерации // Новое в российской электроэнергетике: Ежемесячный научно-технический электронный журнал. - 2018. - №6 - С. 34-45.

Тезисы и статьи в трудах конференций

4. Дудолин А.А., Крашенинников С.М. Оптимизация схем и параметров

ПГУ-ТЭЦ на базе ГТУ средней мощности // Турбины и Дизели: специализированный информационно-технический журнал. - 2018. - №5 -С. 14-18.

5. О перспективах использования ГТУ MS 6FA на российских ТЭС / Буров В.Д., Дудолин А.А, Крашенинников С.М. // Радиоэлектроника, электроника и энергетика: Девятнадцатая Междунар. науч.-техн. конф.

студентов и аспирантов: Тез. докл.: В 4 т. - М.: Издательский дом МЭИ, 2013. - С. 131. - 4 т.

6. Оптимизация начальных параметров пара ПГУ на базе ГТУ MS 6FA для российских ТЭЦ / Буров В.Д., Дудолин А.А, Захаренков Е.А., Крашенинников С.М. // Теплоэнергетика: Восьмая международная научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых "Энергия-2013": Материалы конференции. В 7 т. - Иваново: ФГБОУ ВПО Ивановский государственный энергетический унив. им. В.И. Ленина, 2013. - С. 53-56. - 1 т. 1 ч.

7. Влияние параметров пара на показатели тепловой экономичности конденсационной ПГУ на базе ГТУ MS 6FA / Буров В.Д., Дудолин А.А, Крашенинников С.М., Сойко Г.В. // Состояние и перспективы развития электротехники: XVII Бенардосовские чтения, Междунар. науч.-техн. конф.: Сборник научных трудов. - Иваново: 2013. - С. 5-7. - 2 т. 1 ч.

8. Влияние климатических факторов региона размещения блока ПГУ-ТЭЦ на технико-экономическую оптимизацию / Буров В.Д., Дудолин А.А, Крашенинников С.М. // Радиоэлектроника, электроника и энергетика: Девятнадцатая Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов: Тез. докл.: В 4 т. - М.: Издательский дом МЭИ, 2015. - С. 59. 4 т.

9. Влияние климатических факторов и начальных параметров пара на экономические показатели работы блока ПГУ средней мощности / Буров В.Д., Дудолин А.А, Крашенинников С.М. // LXШ научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин и парогазовых установок "Фундаментальные проблемы исследований, разработок и реализации научных достижений в области газовых турбин в российской экономике": Сборник докладов. - Рыбинск: 2016. - С. 55-57.

10.Применение критериев оценки энергоблоков для оптимизации параметров ТЭЦ / Дудолин А.А., Крашенинников С.М. // Радиоэлектроника, электроника и энергетика: Двадцать первая Междунар. науч.-техн. конф.

студентов и аспирантов: Тез. докл.: В 4 т. - М.: Издательский дом МЭИ, 2017. - С. 105. 4 т.

11.Вопросы оптимизации схем и параметров ПГУ-ТЭУ на базе ГТУ средней мощности / Дудолин А.А, Крашенинников С.М. // LXV научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин и парогазовых установок "Фундаментальные проблемы исследований, разработок и реализации научных достижений в области газовых турбин в российской экономике": сборник докладов. - Санкт-Петербург: 2018. - С. 101-109.

Патенты

12. Программа оптимизации параметров тепловой схемы трехконтурной парогазовой конденсационной установки / Буров В.Д., Крашенинников С.М., Сойко Г.В. // Свидетельство о регистрации программного комплекса №2013613803 от 16.04.2013.

13. Тепловая электрическая станция с теплонасосной установкой / Буров В.Д., Дудолин А.А, Захаренков Е.А., Крашенинников С.М., Олейникова Е.Н. // Патент на полезную модель №RU129558U1 от 27.06.2013.

14. База данных по градациям температуры воздуха для расчета эффективности установок теплоснабжения в условиях изменений климата «Heating Gradation SND-MOD» / Клименко В.В., Крашенинников С.М., Федотова Е.В. // Свидетельство о государственной регистрации базы дынных №2018622057 от 17.12.2018.

ГЛАВА 1. ОБЗОР И АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПГУ-ТЭЦ В УСЛОВИЯХ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 1.1. Структура тепловой генерации России

В настоящее время в Российской Федерации электроэнергия вырабатывается в основном на тепловых (ТЭС), гидравлических (ГЭС) и атомных (АЭС) электростанциях, при этом большая доля энергии вырабатывается за счет сжигания органического топлива. Так, согласно данным системного оператора [1], выработка электроэнергии в России в 2017 году составила 1 073,6 млрд. кВт^ч, что на 0,2 % больше, чем в 2016 году. Электростанции ЕЭС России выработали 1 053,7 млрд. кВт^ч (таблица 1), что на 0,5 % больше, чем в 2016 году. Без учета влияния дополнительного дня високосного года выработка электроэнергии по ЕЭС России и по России в целом увеличилась на 0,8 % и 0,5 % соответственно. Основную нагрузку по обеспечению спроса на электроэнергию в ЕЭС России в 2017 году несли тепловые электростанции, выработка которых составила 671,5 млрд. кВт^ч (с учетом электростанций промышленных предприятий, выработавших 60,2 млрд. кВт^ч). Выработка ГЭС за 2017 год составила 178,9 млрд. кВт^ч. АЭС в 2017 году выработано 202,6 млрд. кВт^ч.

Таблица 1

Данные системного оператора единой энергетической системы по

выработке электроэнергии за 2017 год

Тип электростанции Выработано электроэнергии в 2017 году, млрд. кВт^ч Доля выработки электроэнергии от общей выработки на электростанциях ЕЭС России в 2017 году, %

ТЭС 671,5 63,7

АЭС 202,6 19,2

ГЭС 178,9 17,0

Согласно докладу Минэнерго России [2], половина ТЭС России -действующие теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), большую долю которых

составляет оборудование паросилового цикла (ПСУ). Исключительная социальная и экономическая значимость теплоснабжения в России заключается в том, что большая часть административных территорий страны находится в климатических зонах низкого температурного климата. Среднегодовая температура в зонах ЕЭС России составляет около плюс 4,4 °С [2]. Среднее время отопительного периода на большинстве территорий продолжается половину года, а на севере Европейской части, в Сибири и на Дальнем Востоке до 9 месяцев в году. Средняя температура в осенне-зимний период составляет порядка минус 5,5 °С [2]. При наступлении очередного отопительного сезона проблемы теплоснабжения традиционно оказываются в повестке дня государственных органов власти и федеральных надзорных органов.

Несмотря на то, что в целом все отрасли экономики России уже давно

полностью переориентировались на рыночные правоотношения, в сфере

теплоснабжения механизмы рынка до сих пор в полной мере не действуют.

Отрасль остается убыточной [2]. Дополнительно, ввиду сокращения объемов

промышленного производства страны в конце прошлого века, отпуск тепла от

ТЭЦ снизился в 1,5 раза [2]. В эквивалентных единицах измерения энергии

тепловые электростанции стали отпускать электрической энергии больше, чем

тепла, хотя, как известно, для паросиловых технологий теплосодержание пара,

отработавшего в турбинах ТЭЦ, составляет порядка 40 - 60 % тепла топлива,

сожженного в энергетических котлах. Это означает, что крупные ТЭЦ

сократили долю выработки электроэнергии в эффективном

теплофикационном режиме. Теплота пара, отводимая в конденсаторе паровых

турбин, утилизируется в градирнях и охладительных прудах электростанций,

бесполезно согревая атмосферный воздух, водоёмы и реки. Такое тепловое

загрязнение наносит ущерб природе. В настоящее время многие из старых

ТЭЦ стали экономически неэффективными и были внесены в перечень так

называемых «вынужденных генераторов». Такие энергообъекты продолжают

генерировать электрическую и тепловую энергию в малоэффективных

18

режимах, что в конечном эффекте негативно сказывается на ценах (тарифах) для конечного потребителя.

Почти половина всего тепла, отпускаемого электростанциями, приходится на Центральный и Приволжский федеральные округа. Большой объем отпуска тепла электростанциями имеет место в Сибирском федеральном округе. Затем следуют Северо-Западный и Уральский федеральные округа. Небольшие объемы отпуска - в Дальневосточном федеральном округе, характеризуемом относительно малочисленным населением, и южных федеральных округах (Северо-Кавказском и Южном), где потребность в отоплении существенно ниже в связи с теплым климатом [2].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Крашенинников Сергей Михайлович, 2019 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Пресс-релиз. [Электронный ресурс] / Сайт Системного оператора ЕЭС.

- Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http://so-ups.ru/index.php?id=press release view&no cache=1&tx ttnews[tt_news]=12027

2. Теплоэнергетика и централизованное теплоснабжение России в 20152016 годы: Информационно-аналитический доклад / Министерство энергетики Российской Федерации. Российское энергетическое агенство ФГБУ «РЭА» Минэнерго России. - Москва: 2018.

3. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года: распоряжение Правительства РФ от 9 июня 2017 г. №1209-р // - М.: 2017.

- С.1-277.

4. О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности российской экономики: Указ Президента Российской Федерации от 4 июня 2008 года № 889 // - М.: 2008.

5. Прогноз развития энергетики мира и России 2016. / ИНЭИ РАН. -Москва: 2016.

6. Структура электроэнергетики в России. [Электронный ресурс] / Сайт кафедры «Атомная и Тепловая Энергетика» Санкт-Петербургского политехнического университета Петра Великого. - Режим доступа: http ://nnhpe.spbstu.ru/ struktura-elektroenergetiki-v-rossii/

7. LMS100-PA+/PB AERODERIVATIVE GAS TURBINE. [Электронный ресурс] / GE Power. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: https://www.gepower.com/gas/gas-turbines/lms100

8. SGT5-8000H - on its way to breaking the 60% barrier. [Электронный ресурс] / Modern power systems. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http://www.modernpowersystems.com/features/featuresgt5-8000h-on-its-way-to-breaking-the-60-barrier/

9. Перспективы использования ГТУ и ПГУ в энергетике России: Доклад LVIII Научно-техническая сессия по проблемам газовых турбин. / Ф.В. Веселов, И.В. Ерохина, Т.В. Новикова, А.А. Хорошев. // - Рыбинск: 2016. - С. 1-15.

10. Парогазовая установка. [Электронный ресурс] / Википедия. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: https://m.wikipedia.org/wiki/Парогазовая_установка

11. Введен в эксплуатацию 2-й блок Калининградской ТЭЦ-2. [Электронный ресурс] / ТриГенерация. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http://www.combienergy.ru/news.php?zag=1305164065

12. В Комсомольске введен в строй первый энергоблок ПГУ-325 на основе российского газотурбинного двигателя большой мощности ГТД-110 НПО "Сатурн". [Электронный ресурс] / АвиаПОРТ. - Электрон. текстовые дан. -Режим доступа: http://www.aviaport.ru/digest/2008/05/21/149640.html

13. Президент РФ Дмитрий Медведев посетил Краснодарскую ТЭЦ. [Электронный ресурс] / Уральский турбинный завод. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http://www.utz.ru/cgi-bin/news/view.cgi?news=262

14. Системный оператор обеспечил режимные условия для ввода в работу ПГУ-450 Ярославской ТЭС. [Электронный ресурс] / Министерство энергетики РФ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: https://minenergo.gov.ru/node/8482

15. Перспективы научно-технического развития энергетики: доклад. / ЭНЭИ РАН. // - Москва: 2018.

16. Дудолин А.А. Исследование влияния климатических условий и типа ГТУ на выбор структуры тепловых схем парогазовых ТЭЦ утилизационного типа: дис. ... канд. Техн. Наук. М.: МЭИ, 2004.

17. Цанев С.В. Газотурбинные энергетические установки / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.С. Земцов, А.С. Осыка. - М.: Издательство МЭИ, 2011. - С. 428.

18. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для теплоэнерг. спец. вузов. — М.-Л.: Энергия, 1976.

19. Буров В.Д. Тепловые электрические станции. М.: Изд-во МЭИ 2005.

20. Increased cogeneration of renewable electricity through energy cooperation in a Swedish district heating system // - Renewable Energy. - 116 (2018). - p. 866877.

21. Боровков, В. М. Влияние температуры окружающего воздуха на мощность газовой турбины / В. М. Боровков, Т. М. Абу-Рахма // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. - 2006. - № 1-2. - С. 3-7.

22. Соколов А.А. Системная эффективность отопительных ПГУ ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения: дис. к.т.н. // - Саратов: 2004г. - С.190.

23. C. Casarosa, F. Donatini, A. Franco. Thermoeconomic optimization of heat recovery steam generators operating parameters for combined plants // - Energy, -29(2004). - p. 389-394.

24. W. Xiang, Y. Chen. Performance improvement of Combined Cycle Power Plant Based on the Optimization of the Bottom Cycle and Heat Recuperation // -Journal of Thermal Science. - Vol/16, №1. - p. 84-89.

25. Лукьянова Т.С., Трухний А.Д. Исследование влияния параметров паросилового цикла на экономичность и надежность трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара // Теплоэнергетика. - 2012. - №9. - С. 6976.

26. Оптимизация параметров рабочего процесса газотурбинной установки с технологией STIG на базе тепловой диаграммы рабочего тела сложного состава / Даниленко А.С., Пожарицкий А.Э., Юрков С.В. // Вестник молодежной науки. - Калининград: 2017. - № 4 (11). - С. 18.

27. Кудинов А.А., Хусаинов К.Р. Влияние промежуточного перегрева пара на экономичность парогазовой установки на примере ПГУ-550 // Энергосбережение и водоподготовка. - М.: 2015. - № 2 (94). - С. 10-13.

28. Сравнение эффективности тепловых схем и циклов ПГУ с впрыском водяного пара из котла-утилизатора в газовый тракт / Шапошников В.В., Бирюков Б.В., Шапошников А.В. // Современные проблемы науки и образования. - Пенза: 2015. - № 2. - С. 232.

29. Оптимизация параметров ПГУ и систем охлаждения наружного воздуха ПГУ и ГТУ / Альрави А., Захаров Ю.Б., Клер А.М. // Научный вестник Новосибирского государственного технического университета. -Новосибирск: 2012. - № 4. - С. 137-144.

30. Аракелян Э.К., Коршикова А.А. Выбор оптимальных параметров ПГУ-450 при регулировании температуры пара высокого давления в дополнительном котле // Энергосбережение и водоподготовка. - М.: 2014. - №2 5 (91). - С. 42-48.

31. Способы расширения регулировочного диапазона ПГУ-450 и их сравнительная оценка по экономичности / Аракелян Э.К., Хуршудян С.Р., Бурцев С.Ю. // Энергосбережение и водоподготовка. - М.: 2014. - № 2 (88). -С. 45-50.

32. Бурцев С.Ю., Аракелян Э.К. Анализ влияния температуры наружного воздуха на динамические характеристики ПГУ-450 // Энергосбережение и водоподготовка. - М.: 2015. - № 6 (98). - С. 11-22.

33. Цирков М.Б. Совершенствование утилизационных ПГУ за счет использования парового охлаждения газовых турбин: дис. к.т.н. // - М.: 2007 -С. 178

34. Обуваев A.C. Разработка и исследование аналитической модели энергоблока ПГУ-450: дис. к.т.н. // - М.: 2011 - С. 236

35. Лукьянова Т.С. Расчет тепловых схем трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара и их исследование: автореф. дис. к.т.н. // -М.: 2012г. - С.20.

36. Верткин М.А. Выбор принципиальной тепловой схемы и оптимизация номинальных параметров паросиловой части бинарных ПГУ: дис. к.т.н. // -СпБ.: 2002г. - С. 189.

37. Анализ схем бинарных ПГУ на базе Перспективной ГТУ / Березинец П.А., Васильев М.К., Костин Ю.А. // Теплоэнергетика. - М.: 2001. - №5. - С. 18-30.

38. Осипов В.Н. Термодинамическая оптимизация схем и параметров бинарных парогазовых установок: дис. к.т.н. // - Саратов.: 2001г. - С.254.

39. Сойко Г.В. Технико-экономическая оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок для условий России: дис. к.т.н. //

- М.: 2013г. - С.152.

40. Хараим А.А. Разработка методики определения стоимостных показателей в комбинированной схеме производства электроэнергии и тепла: автореф. дис. к.т.н. // - М.: 1997. - С. 20.

41. Лоза В.М. Критерий оценки эффективности энергетического оборудования // Турбины и дизели. - Ярославль: 2007. -№1 - С. 10-15.

42. Буравцов К.А. Исследование эффективности ПГУ при модернизации котла-утилизатора на дожигание // Аллея науки. - 2018. - № 5. - С. 164-168.

43. Потапкина Е.Н. Исследование эффективности и режимов работы энергоблоков Т-250/300-240 и ПГУ-420 для условий ТЭЦ "Мосэнерго" // Альманах мировой науки. - Люберцы: 2017. - №4-1. - С. 41-47.

44. Методы расчета и учета показателей надежности котла-утилизатора при выборе рациональных схем отопительных ПГУ / Анкудинова М.С., Ларин Е.А., Сандалова Л.А. // Вестник Саратовского государственного технического университета. - Саратов: 2015. - № 1 (79). - С. 133-141. 2 т.

45. Альмусин Г.Т., Табаева С.А. Исследование парогазовых установок в системах теплоснабжения. // Вестник современной науки. - Волгоград: 2015.

- № 4 (4). - С. 39-44.

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

47. Схемы ПГУ-КЭС и ПГУ-ТЭЦ с системами одновременного совмещенного производства тепла и холода / Клименко А.В., Агабабов В.С., Рогова А.А., Тидеман П.А. // Энергосбережение и водоподготовка. - М.: 2014.

- № 1 (87). - С. 20-23.

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

49. Брезгин, К. Н. Анализ вариантов надстройки ТЭЦ газотурбинной установкой / К.Н. Брезгин, И. М. Горюнов // Вестник Уфимского государственного авиационного технического университета. - 2010. - Т. 14. -№3 (38). - С. 124-130.

50. 6F.03 Gas Turbine (50/60 Hz). [Электронный ресурс] / GE Power. -Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: https://www.ge.com/power/gas/gas-turbines/6f-03

51. Передовая технология для распределенной генерации: Газовая турбина 6F.03 (6FA), произведенная по лицензии General Electric, является надежным и эффективным решением для блоков мощностью от 82 МВт [Электронный ресурс] / РГТ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: https://www.rusgt.ru/products/

52. Лившиц В.Н. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. - М.: 2004.

53. РД 34.08.552-95 Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. - Взамен РД 34.08.552-93; введ. 1996.

- 2018.

54. ПАО «Мосэнерго»: Годовые отчеты. [Электронный ресурс] / Центр раскрытия корпоративной информации. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: https://www.e-disclosure.ru/portal/files.aspx?id=936&type=2

55. Дудолин А.А., Крашенинников С.М. Применение энергоэкономического метода для оценки эффективности теплоэнергетических объектов // Новое в российской электроэнергетике: Ежемесячный научно-технический электронный журнал. - 2016. - №8. - С. 19-28.

56. Коэффициент рентабельности инвестированного капитала (ROIC). [Электронный ресурс] / Сайт «Корпоративный менеджмент». - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: https://www.cfin.ru/encycl/return on invest capital.shtml

57. Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года. / Министерство энергетики Российской Федерации. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике. // - Москва: 2011. - С. 1-204

58. Костюк А.Г. Турбины тепловых и атомных электрических станций / Костюк А.Г., Фролов В.В., Булкин А.Д., Трухний А.Д. - М.: Изд-во МЭИ, 2001г. - 488с.

59. Щегляев А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учебник для вузов: В 2 кн. Кн.1. - 6-ое изд., перераб., доп. и подгот. к печати Троянвским Б.М. - М.: Энергоатом издат, 1993. - 384 с.

60. Thermoflow. [Электронный ресурс] / Сайт «Thermoflow». - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: https://www.thermoflow.com/

61. ALT INVEST. [Электронный ресурс] / Сайт «Альт-Инвест». - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http://www.alt-invest.ru/index.php/ru/.

62. Строительная климатология. СНиП 23-01-99. Свод правил СП 131.13330.2012: нормативно-технический материал. - Москва: 2012. - 113 с.

63. Всероссийский научно-исследовательский институт

гидрометеорологической информации: Мировой центр данных. [Электронный

140

ресурс] / Федеральная служба по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http://meteo.ru/

64. О корректировке на 2017 год тарифов на тепловую энергию для потребителей Акционерного общества «Территориальная генерирующая компания №11», установленных на долгосрочный период регулирования: приказ региональной энергетической комиссии Омской области // - 2016. -С.1-2.

65. Об установлении тарифов на тепловую энергию, поставляемую потребителям Ярославской области открытым акционерным обществом «Территориальная генерирующая компания №2», на 2016 - 2018 годы: приказ департамента энергетики и регулирования тарифов Ярославской области // -2015. - С.1-16.

66. Постановление службы по тарифам Астраханской области от 11.12.2015 №201 "О тарифах на тепловую энергию(мощность), поставляемую потребителям ОАО «ТЭЦ-Сверная» (огрн 1023000847924)". [Электронный ресурс] / Официальный сайт службы по тарифам Астраханской области. -Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http://www.astrtarif.m/?id=5431

67. Об утверждении оптовых цен на газ, добываемый ПАО «Газпром» и его аффилированными лицами, предназначенный для последующей реализации населению: приказ Федеральной антимонопольной службы // - Москва: 2016.

- 1-7.

68. АО «АТС». [Электронный ресурс] / Администратор торговой системы.

- Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: https://www.atsenergo.ru/

Используя описанные в главе 2 методики расчетов, учитывая описанные в главе 3.1 методики учета влияния различных факторов, были проведены конструкторские, а на их базе поверочные расчеты для всех рассматриваемых вариантов. На базе полученных сводных годовых результатов поверочных расчетов был сформирован «Каталог технологий» для ПГУ-ТЭЦ на базе ГТУ бБ.ОЗ (бБЛ) ООО «Русские Газовые Турбины» (г.Рыбинск, Россия). Сам каталог, ввиду большого количества вариантов, был структурирован и опубликован в отрытом доступе в сети «Интернет» [1]

Для удобства восприятия финансово-экономических оценок энергоблоков ПГУ-ТЭЦ экономическая часть «Каталога технологий» выполнена в форме таблиц и имеет следующую структуру: Одноконтурные ПГУ-ТЭЦ

- Омский регион [2]

- Ярославский регион [3]

- Астраханский регион [4]

Одноконтурные ПГУ-ТЭЦ с промперегревом пара

температура перегретого пара высокого давления 560°С

- Омский регион [5]

- Ярославский регион [б]

- Астраханский регион [7]

температура перегретого пара высокого давления 580°С

- Омский регион [8]

- Ярославский регион [9]

- Астраханский регион [10]

Двухконтурные ПГУ-ТЭЦ

температура перегретого пара высокого давления 560°С

- Омский регион [11]

- Ярославский регион [12]

- Астраханский регион [13]

температура перегретого пара высокого давления 580°С

- Омский регион [14]

- Ярославский регион [15]

- Астраханский регион [16]

Для каждого из регионов представлены таблицы с «Энергоэкономическими» (Кээ) и «Качественными» (К2) коэффициентами.

Каждая из таблиц показывает искомые значения в зависимости от температурных графиков теплоснабжения (дано описание в главе 3.1.2.1), параметров пара (дано описание в главе 3.1.3) и доли нагрузки теплофикационной установки от максимума в самую холодную пятидневку обеспеченностью 0,92 (дано описание в главе 3.1.2.2).

Ниже представлены прямые ссылки на описанные выше элементы структуры «Каталога технологий»:

1. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблоков ПГУ ТЭЦ на базе ГТУ типа 6F.03 (6FA) ООО «Русские Газовые Турбины» (г.Рыбинск, Россия). [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http ://twt.mpei.ac.ru/TTHB/Krash/1 Pril/Web/T/Krah-PGU-T.htm

2. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблока «1КУ» для условий «Омск». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1_Pril/Web/T/1/T-1-Omsk.htm

3. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблока «1КУ» для условий «Ярославль». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1_Pril/Web/T/1/T-1-Yaro.htm

4. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблока «1КУ» для условий «Астрахань». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -Режим доступа: http://twt.mpei.ac.ru/TTHB/Krash/1 Pril/Web/T/1/T-1 -Astr.htm

5. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблока «1КУ+ППП/560» для условий «Омск». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -Режим доступа: http://twt.mpei.ac.ru/TTHB/Krash/1_Pril/Web/T/1p/560/T-1p-560-0msk.htm

6. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблока «1КУ+ППП/560» для условий «Ярославль». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http ://twt.mpei.ac.ru/TTHB/Krash/1 Pril/Web/T/1p/560/T-1p-560-Yaro.htm

7. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблока «1КУ+ППП/560» для условий «Астрахань». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http ://twt.mpei.ac.ru/TTHB/Krash/1 Pril/Web/T/1p/560/T- 1p-560-Astr.htm

8. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблока «1КУ+ППП/580» для условий «Омск». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -Режим доступа: http://twt.mpei. ac.ru/TTHB/Krash/1 _Pril/Web/T/1p/580/T-1p-580-0msk.htm

9. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблока «1КУ+ППП/580» для условий «Ярославль». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1 Pril/Web/T/1p/580/T-1p-580-Yaro.htm

10. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблока «1КУ+ППП/580» для условий «Астрахань». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1 Pril/Web/T/1p/580/T-1p-580-Astr.htm

11. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблока «2КУ/560» для условий «Омск». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1 Pril/Web/T/2/560/T-2-560-Omsk.htm

12. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблока «2КУ/560» для условий «Ярославль». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1 Pril/Web/T/2/560/T-2-560-Yaro.htm

13. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблока «2КУ/560» для условий «Астрахань». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1 Pril/Web/T/2/560/T-2-560-Astr.htm

14. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблока «2КУ/580» для условий «Омск». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим

доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1 Рп№еЬ/Т/2/580/Т-2-580-

Omsk.htm

15. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблока «2КУ/580» для условий «Ярославль». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1 РгП^еЬ/Т/2/580/Т-2-580-Yaro.htm

16. Каталог технологий: Годовые сводные характеристики годовой работы энергоблока «2КУ/580» для условий «Астрахань». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1 Pril/Web/T/2/580/T-2-580-Astr.htm

На базе полученных в главе 3 сводных годовых результатов поверочных расчетов, используя методики оценки, описанные в главах 2.3.2.1 и 4.1, была сформирована финансово-экономическая часть «Каталога технологий» для ПГУ-ТЭЦ на базе ГТУ 6F.03 (6FA) ООО «Русские Газовые Турбины» (г.Рыбинск, Россия). Сам каталог, ввиду большого количества вариантов, был структурирован и опубликован в отрытом доступе в сети «Интернет» [1].

Для удобства восприятия финансово-экономических оценок энергоблоков ПГУ-ТЭЦ экономическая часть «Каталога технологий» выполнена в форме таблиц и имеет следующую структуру:

Одноконтурные ПГУ-ТЭЦ

- Омский регион [2]

- Ярославский регион [3]

- Астраханский регион [4]

Одноконтурные ПГУ-ТЭЦ с промперегревом пара

температура перегретого пара высокого давления 560°С

- Омский регион [5]

- Ярославский регион [6]

- Астраханский регион [7]

температура перегретого пара высокого давления 580°С

- Омский регион [8]

- Ярославский регион [9]

- Астраханский регион [10]

Двухконтурные ПГУ-ТЭЦ

температура перегретого пара высокого давления 560°С

- Омский регион [11]

- Ярославский регион [12]

- Астраханский регион [13]

температура перегретого пара высокого давления 580°С

- Омский регион [14]

- Ярославский регион [15]

- Астраханский регион [16]

Для каждого из регионов представлены таблицы с «Энергоэкономическими» (Кээ) и «Качественными» (К2) коэффициентами.

Каждая из таблиц показывает искомые значения в зависимости от температурных графиков теплоснабжения (дано описание в главе 3.1.2.1), параметров пара (дано описание в главе 3.1.3) и доли нагрузки теплофикационной установки от максимума в самую холодную пятидневку обеспеченностью 0,92 (дано описание в главе 3.1.2.2).

Ниже представлены прямые ссылки на описанные выше элементы структуры «Каталога технологий»:

1. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов энергоблоков ПГУ ТЭЦ на базе ГТУ типа 6F.03 (6FA) ООО «Русские Газовые Турбины» (г.Рыбинск, Россия). [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http ://twt.mpei.ac.ru/TTHB/Krash/1 Pril/Web/E/Krah-PGU-E .htm

2. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов энергоблока «1КУ» для условий «Омск». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1_Pril/Web/E/1/E-1-Omsk.htm

3. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов

энергоблока «1КУ» для условий «Ярославль». [Электронный ресурс] /

Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -

Режим доступа: http://twt.mpei.ac.ru/TTHB/Krash/1 Pril/Web/E/1 /E-1 -Yaro.htm

148

4. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов энергоблока «1КУ» для условий «Астрахань». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -Режим доступа: http ://twt.mpei.ac.ru/TTHB/Krash/ 1_Pril/Web/E/1 /E-1 -Astr.htm

5. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов энергоблока «1КУ+ППП/560» для условий «Омск». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -Режим доступа: http://twt.mpei.ac.ru/TTHB/Krash/1 Pril/Web/E/1 p/560/E- 1p-560-0msk.htm

6. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов энергоблока «1КУ+ППП/560» для условий «Ярославль». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http ://twt.mpei.ac.ru/TTHB/Krash/1 Pril/Web/E/1p/560/E-1p-560-Yaro.htm

7. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов энергоблока «1КУ+ППП/560» для условий «Астрахань». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http ://twt.mpei. ac .ru/TTHB/Krash/1 Pril/Web/E/1p/560/E-1p-560-Astr.htm

8. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов энергоблока «1КУ+ППП/580» для условий «Омск». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -Режим доступа: http ://twt.mpei. ac .ru/TTHB/Krash/1 Pril/Web/E/1 p/580/E-1 p-580-0msk.htm

9. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов энергоблока «1КУ+ППП/580» для условий «Ярославль». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http ://twt.mpei. ac .ru/TTHB/Krash/1 Pril/Web/E/1p/580/E-1p-580-Yaro.htm

10. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов энергоблока «1КУ+ППП/580» для условий «Астрахань». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1 Pril/Web/E/1p/580/E-1p-580-Astr.htm

11. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов энергоблока «2КУ/560» для условий «Омск». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1 Pril/Web/E/2/560/E-2-560-Omsk.htm

12. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов энергоблока «2КУ/560» для условий «Ярославль». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1 Pril/Web/E/2/560/E-2-560-Yaro.htm

13. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов энергоблока «2КУ/560» для условий «Астрахань». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1 Pril/Web/E/2/560/E-2-560-Astr.htm

14. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов энергоблока «2КУ/580» для условий «Омск». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. - Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1 Pril/Web/E/2/580/E-2-580-Omsk.htm

15. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов энергоблока «2КУ/580» для условий «Ярославль». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -

Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1 Pril/Web/E/2/580/E-2-580-Yaro.htm

16. Каталог технологий: Финансово-экономическая оценка проектов энергоблока «2КУ/580» для условий «Астрахань». [Электронный ресурс] / Кафедра Технологии воды и топлива НИУ МЭИ. - Электрон. текстовые дан. -Режим доступа: http://twt.mpei.ac.rU/TTHB/Krash/1 Р^^Ь/Е^^Р/Е^^Р-Astr.htm