Выбор структуры и оптимизация характеристик производственно-отопительных ГТУ-ТЭЦ малой и средней мощности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.04, кандидат технических наук Старостенко, Наталья Вольдемаровна

• Старостенко, Наталья Вольдемаровна
• кандидат технических наук
• 1996

Оглавление диссертации кандидат технических наук Старостенко, Наталья Вольдемаровна

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ И АНАЛИЗ СХЕМ ГТУ И ПГУ

2.1. Методика определения тепловой экономичности

ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ.

2.1.1. Тепловой расчет ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ.

2.1.2. Расчет паропроизводительности котла.

2.1.3. Выбор оптимального количества топлива, сжигаемого в котле.

2.1.4. Сравнение тепловой и технико-экономической эффективности ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ с паротурбинными ТЭЦ.

2.2. Методика определения оптимального коэффициента теплофикации.

3. ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕПЛОВОЙ И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГТУ и ПГУ ТЭЦ.

3.1. Анализ тепловой экономичности ГТУ-ТЭЦ и

ПГУ-ТЭЦ.

3.1.1. Отопительные ГТУ-ТЭЦ.

3.1.2. Отопительные ПГУ-ТЭЦ.

3.1.3. Производственно-отопительные ГТУ-ТЭЦ.

3.1.4. Производственно-отопительная ПГУ-ТЭЦ.

3.1.5. Оптимизация доли топлива, сжигаемой в котле-утилизаторе.

3.2. Модернизация ТЭЦ о использованием газовых турбин.

Выводы по главе 3.

4. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛОФИКАЦИИ

ГТУ-ТЭЦ.

Выводы по главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Выбор структуры и оптимизация характеристик производственно-отопительных ГТУ-ТЭЦ малой и средней мощности»

Обеспечение энергией всегда было одной из важнейших проблем, стоящих перед человечеством. Многочисленные исследования выявили прямую зависимость между национальным доходом страны и производством электроэнергии. В настоящее время в связи с дефицитом и дороговизной топлива рост выработки электроэнергии возможен лишь на базе высокоэффективного использования первичных источников.

Переход России к новым формам хозяйствования вызвал существенные изменения условий функционирования и развития теплоэнергетики, что объясняется многими факторами, наиболее существенные из которых:

- резкое повышение цен на энергоносители, особенно на нефть,нефтепродукты и газ; тенденция их роста до уровня мировых цен, что связано с возможностью их реализации на мировом рынке;

- переход к различным формам собственности, включая рыночную;

- переход к финансированию строительства, расширения, реконструкции и технического перевооружения объектов энергетики, превращаемых в акционерные общества, преимущественно за счет собственных средств с привлечением инвесторов на акционерной основе с использованием кредитов;

- исключение мер принуждения потребителей к получению тепла от ТЭЦ энергосистем, что будет стимулировать ускоренное развитие комбинированного производства тепловой и электрической энергии на основе применения ТЭЦ малой и средней мощности, в том числе газотурбинных и дизельных.

Это диктует настоятельную необходимость к чрезвычайно осмотрительному развитию топливно-энергетических комплексов (ТЭК), крайне инерционных из-за своих масштабов и массы людей, работающих на их предприятиях, отторжения больших земельных участков, капиталоемкости крупнейших дорогостоящих инженерных сооружений, все возрастающего воздействия на окружающую среду, успехи и ошибки в проектировании которых проявляются спустя значительное число лет. Очевидно, структура энергетики должна развиваться с учетом требований топливно-энергетического баланса страны.

В России для производства тепло- и электроэнергии могут использоваться паротурбинные, парогазовые, газотурбинные установки, гидроэлектростанции, котельные для получения пара технологических параметров (1,0 - 1,5 МПа) и круглосуточного или пикового нагрева сетевой воды и нетрадиционные установки (вет-ро, гелио, геотермические и др.) [13.

Учитывая многообразие видов топлива, типов энергоустановок и характеристик энергопотребителей, особую актуальность приобретает задача оптимизации топливно-энергетического комплекса с учетом экономических, технологических и экологических проблем.

Если ранее финансирование проектов и строительства в энергетике осуществлялось за счет средств из централизованных источников, то, начиная с 1992 г. недостаток инвестиций привел к резкому сокращению ввода новых мощностей и расширению и реконструкции действующих станций.

В последние годы значительный износ оборудования и отсутствие средств для его ремонта и восстановления вызвал необходимость строительства КЭС, ТЭЦ и котельных небольшой мощности. Это направление в энергетике в настоящее время является наиболее перспективным, так как сроки введения в действие таких установок невелики, а получение относительно небольших средств на строительство и реконструкцию более реально [2]

В связи с этим чрезвычайно актуально проведение исследований в области энергетических объектов малой и средней мощности (10 - 200 МВт).

Достигнутый в последние годы прогресс в области энергетического газотурбостроения и имеющиеся в России заводы по производству газовых турбин позволяют выбирать различные по характеристикам газотурбинные установки (ГТУ) для энергетики, наряду с традиционными паротурбинными.

Кроме того, в последние годы появилось значительное количество конверсионных судовых и авиадвигателей. В связи с этим необходимо проведение исследований области применения различных ГТУ при работе в составе ТЭЦ в зависимости от требований, предъявляемых к станции (тепловых и электрических нагрузок, режимов работы и т.д.).

Одной из задач исследования в данной работе является анализ тепловых схем ТЭЦ малой мощности с отечественным газотурбинным оборудованием при использовании их при строительстве новых и реконструкции существующих станций, а также разработка рекомендаций для использования отечественного газотурбинного оборудования на ТЭЦ в зависимости от режимов работы оборудования и станции, определение оптимальных коэффициентов теплофикации и их зависимость от различных факторов.

В дальнейшем, ТЭЦ, включающие газотурбинную установку и котел-утилизатор, работающий на продуктах сгорания газовой rt

- / турбины и предназначенный для подогрева сетевой воды или генерирования пара промышленных параметров, в работе называны ГТУ-ТЭЦ. В случае, если полученный в котле-утилизаторе пар используется для получения дополнительной электроэнергии на установках с паровыми турбинами типа "ПТ", "Т" или "Р", такие установки названы ПТУ-ТЭЦ.

В зависимости от характера тепловой нагрузки ГТУ- или ПТУ-ТЭЦ различаем отопительные (теплофикационные) станции, отпускающие только горячую воду, и производственно-отопительные, снабжающие потребителей горячей водой и паром промышленых параметров.

Цель работы. 1. Выбор области применения отечественных ГТУ в структуре производственно-отопительных ТЭЦ малой и средней мощности как при модернизации старого оборудования, так и на вновь строящихся объектах.

2. Оптимизация распределения долей топлива между горелками котлов и камерами сгорания.

3. Оптимизация распределения нагрузок между ГТУ-ТЭЦ и пиковыми водогрейными котлами (ПВК) в условиях неоднозначности и неопределенности информации по ценам на топливо и соотношение капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС.

4. Разработка рекомендаций по выбору оптимальной доли тепловой нагрузки, покрываемой за счет газотурбинных агрегатов, от общей нагрузки, присоединенной к данной ТЭЦ в условиях неопределенности исходной информации с учетом неоднозначности изменения цен на топливо и соотношения удельных капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС.

Научная новизна. На основе анализа разработанных аналитических зависимостей выявлены основные направления поиска оптимальных решений использования газовых турбин на производственно-отопительных ТЭЦ малой и средней мощности в условиях неопределенности исходной информации и неоднозначности изменения цен на топливо и соотношения удельных капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС; разработана инженерная методика и математическая модель теплового расчета характеристик газотурбинных ТЭЦ, обеспечивающая согласование исходных данных, учет внешних и внутренних факторов, влияющих на работу оборудования в составе ТЭЦ. на основании выполненных теоретических обобщений и исследований, проведенных на разработанных математических моделях, оценено влияние различных параметров на экономичность цикла, и разработаны рекомендации по выбору типов ГТУ для работы в составе ТЭЦ; определены зоны оптимального распределения долей топлива между камерой сгорания газовой турбины и дожигающим устройством котла-утилизатора газотурбинных установок ТЭЦ малой и средней мощности в зависимости от типа нагрузки и характера работы станции в условиях неопределенности и неоднозначности исходной информации с учетом сложности влияния протекающих процессов в оборудовании станции и неоднозначности изменения цен на топливо и оборудование; впервые в России для производственно-отопительных ГТУ-ТЭЦ малой и средней мощности выработаны рекомендации по выбору оптимальной доли тепловой нагрузки, покрываемой за счет газотурбинных агрегатов, от общей нагрузки, присоединенной к данной ТЭЦ.

Практическая ценность. Использование полученных результатов позволит решать вопросы наиболее эффективного использования отечественного газотурбинного оборудования на ТЭЦ. Разработанная методика позволяет комплексно оценивать характеристики станции и показатели работы оборудования. Предлагаемый подход позволяет оценивать принимаемые решения и их последствия на ранних стадиях проектирования в условиях недостаточности и неопределенности исходной информации с учетом сложности взаимовлияния протекающих процессов в оборудовании станции и взаимоувязки влияния внешних и внутренних факторов на функцию цели.

Определение области оптимального дожигания топлива с учетом работы станции в энергосистеме, а также оптимального распределения нагрузок между ГТУ и ПВК при использовании существующих отечественных ГТУ, позволяют снизить расход топлива на станции до 15% при равном отпуске продукциии.

Разработанные методики и математические модели расчета и оценки эффективности работы основного оборудования ГТУ-ТЭЦ могут быть использованы как научными, так и проектными организациями при планировании строительства новых и реконструкции или модернизации существующих ТЭЦ.

Автором разработана уточненная методика многофакторной оптимизации параметров и характеристик ГТУ-ТЭЦ, проведены расчетные исследования по определению области оптимальных значений коэффициента теплофикации ГТУ-ТЭЦ, проанализированы возможности использования различных типов газотурбинных надстроек на производственно-отопительных ТЭЦ.

Апробация работы Материалы, отдельные разделы и основные положения диссертационной работы были доложены и обсуждены на семинаре "Проблемы преобразования энергии" (Киев, 1990г.), 2 Советско-Японском симпозиуме по проблемам МГД (Иркутск, 1991г.), межотраслевом семинаре "Атомно-водородная энергетика и технология" в ИАЭ им.Курчатова (Москва, 1992г.), 11 международной конференции по проблеме МГДЭС (Пекин, 1992г.), II Международной научно-технической конференции в Московском энергетическом институте (Москва, 1995г.). Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на научно-методическом семинаре кафедры теплоэнергетических установок в Московском государственном открытом университете в 1996г.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 7 работ.

На защиту выносятся.

1. Метод многофакторной оценки эффективности использования газотурбинных надстроек на производственно- отопительных ГТУ-ТЭЦ.

2. Метод определения оптимального коэффициента теплофикации газотурбинного оборудования, работающего в составе ТЭЦ с учетом сложности взаимовлияния протекающих в оборудовании станции процессов при взаимоувязке влияния внешних и внутренних факторов в условиях недостаточности и неопределенности исходной информации.

3. Результаты исследования оптимальной области применения отечественных ГТУ в структуре производственно-отопительных ТЭЦ малой и средней мощности.

4. Результаты исследования оптимального распределения долей топлива между камерой сгорания газовой турбины и дожигающим устройством котла-утилизатора газотурбинных установок ТЭЦ малой и средней мощности;

- 1'1

Кратное содержание работы.

В первой главе на основании литературных данных рассмотрено состояние энерегетического комплекса России и показано место газовых турбин в производстве теплоты и электроэнергии, проанализированы научные разработки и достижения в области парогазовых технологий; приведены характеристики основного энергетического оборудования, находящегося в эксплуатации в настоящее время. Дано сравнение основных показателей вводимых в строй станций с использованием газотурбинного оборудования производства России и стран СНГ с зарубежными аналогами.

Рассмотрены подходы различных научных и опытно-конструкторских организаций к вопросам выбора структуры и оптимизации характеристик газотурбинных ТЭЦ малой и средней мощности.

На основании проведенного анализа сделан вывод, что, несмотря на многочисленность теоретических и проектных проработок, вопросы оптимального состава оборудования при строительстве, модернизации или реконструкции ТЭЦ исследованы недостаточно.

Показано, что аналогичные методики и исследования, освещаемые в зарубежных источниках, неразрывно связаны с ценовыми и тарифными системами, действующими в этих странах, законодательными актами, влияющими на стоимость электрической и тепловой энергии, а также с особенностями процесса проектирования, принятого в этих странах, и не могут быть перенесены в отечественную практику.

Вторая глава посвящена разработке а) инженерной методики и математической модели теплового расчета характеристик газотурбинных ТЭЦ, позволяющим обосновывать области применения существующих отечественных ГТУ в структуре ТЭЦ малой и средней мощности с учетом изменения их характеристик при работе в составе станции в условиях неопределенности исходной информации и неоднозначности изменения цен на топливо и соотношения удельных капиталовложений в ГТУ-ТЭЦ и КЭС; б) аналитического метода определения оптимального коэффициента теплофикации при работе газотурбинного оборудования в составе ТЭЦ с пиковыми водогрейными котлами и выбора оптимальной доли топлива, сжигаемого в котле.

В третьей главе изложены результаты исследования области применения существующих отечественных ГТУ на следующих газотурбинных ТЭЦ: ГТУ- и ПГУ-ТЭЦ обеспечивающих потребителей горячей водой, ГТУ- и ПГУ-ТЭЦ, отпускающих потребителям горячую воду и пар 0,6.1,0 МПа.

В расчетах были рассмотрены газовые турбины ГТУ-15 П0"3а-ря", ГТУ-25 АО"Турбомоторный завод", ГТ-60 СТЭ АО "Рыбинские моторы", ГТЭ-45 и ГТЭ-115 ХТГЗ и паровые турбины Т-250/300-240, ПТ-60/75-13 и ПТ 25/30 - 3,5/1,0.

Четвертая глава посвящена выбору оптимальной доли нагрузки теплофикационной газотурбинной установки от общей присоединенной нагрузки ТЭЦ с учетом изменения капитальных вложений в станции и колебания рыночных цен на топливо.

Заключение диссертации по теме «Промышленная теплоэнергетика», Старостенко, Наталья Вольдемаровна

Выводы по главе 4.

1. При работе ГТУ-ТЭЦ по электрическому графику, когда установленные ГТУ эксплуатируются в течение всего года, увеличение стоимости топлива ведет к росту оптимальных значений коэффициента теплофикации при КудГту-тэц/Кудкэс. >

При Кудгту-тэц/Кудкэс < 1 диапазон опитимальных значений oiT снижается при увеличении стоимости топлива.

При Кудкэс~ КудГТу-тэц стоимость топлива практически не оказывает влияния на скоптт .

2. Эксплуатация блоков по тепловому графику приводит к снижению годового расхода топлива до 20%.

3. При работе ГТУ-ТЭЦ по тепловому графику величина оптимального коэффициента теплофикации йоптт снижается с 0,75 до 0,4 при уменьшении КудГту-тэц/КУДкэс с 1,4 до 0,4. Рост цен на топливо ведет к снижению оптимального значения коэффициента теплофикации.

С ростом Кудкэс относительно КудГту-тэц влияние стоимости топлива на о£топт уменьшается.

- 121 -ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Настоящая диссертация посвящена разработке методических и практических рекомендаций по использованию на ТЭЦ газовых турбин и рассматривает схемы получения теплоты в паре и горячей воде за счет утилизации теплоты продуктов сгорания газовых турбин. Принципиально новыми положениями являются следующие.

1. Решена задача выбора и комплексной оптимизации характеристик и структуры ГТУ-ТЭЦ в условиях неоднозначности и неопределенности исходной информации с учетом нелинейности протекающих процессов в оборудовании станции и взаимоувязке влияния внешних и внутренних факторов на функцию цели. Разработана методика и комплексная модель для ее решения, позволяющие рассматривать вопросы тепловой эффективности работы оборудования и оценки затрат, определять оптимальные решения.

2. На основе разработанных подходов решены следующие задачи: а) определение характеристик газовой турбины при ее работе в составе ГТУ-ТЭЦ на основе данных, характеризующих автономную работу турбины с заведомо неоптимальными характеристиками работы в комбинированном цикле; б) определение оптимальной доли топлива, сжигаемого в дожигающем устройстве котла; в) оптимизация профиля и состава основного оборудования отопительных ГТУ-ТЭЦ и распределения тепловых нагрузок при возможной параллельной работе котлов-утилизаторов и водогрейных котлов.

Рассматриваемые задачи являются многоцелевыми с неоднозначным характером большинства исходных показателей. Поэтому комплекс задач решался на основе исследования колебаний экономических показателей. Результаты проведенных расчетов свидетельствуют об эффективности разработанных моделей для целей

- 122 исследования, так и в практике оценке выбора состава основного оборудования ГТУ-ТЭЦ.

На базе разработанной математической модели создан прог-рамно-вычислительный комплекс на ЭВМ типа IBM PC.

Проведенные исследования позволили выработать следующие рекомендации по использованию ГТУ на ТЭЦ.

1. Реализация схемы газотурбинной надстройки и оптимальный тип ГТУ зависят: от структуры и перспективы топливопотреб-ления на электростанции, в частности, наличии природного газа для работы ГТУ; экологической обстановки в районе станции и экологических показателей блока с газотурбинной надстройкой; возможности выдачи дополнительной электрической мощности, а также от схемы и характеристик газовой турбины. При реконструкции существующих объектов также необходимо учитывать тип основного оборудования блока станции и его физического состояния.

2. При использовании на ТЭЦ газотурбинного оборудования предпочтительна работа по тепловому графику с выдачей избыточной электрической мощности в сеть, что приводит к снижению годового расхода топлива до 20%.

3. При отпуске потребителям горяей воды от ПГУ-ТЭЦ экономия топлива составляет порядка 10% по сравнению с использованием ГТУ-ТЭЦ. При наличии паровой нагрузки эта величина не превышает 6,5% для крупных газовых турбин (N>25 МВт).

Для газовых турбин небольшой мощности (менее 25 МВт) с низкой температурой выхлопных газов (410 - 440°С) переход от ГТУ-ТЭЦ к ПГУ-ТЭЦ дает примерно одинаковый эффект в экономии топлива, но при этом ГТУ-ТЭЦ имеют более низкие капиталовложения.

- 123

4. Крупные энергетические ГТУ, имеющие высокий КПД и температуру газов за турбиной t > 500°С, при использовании их в составе отопительных ПГУ-ТЭЦ способны обеспечить до 13 % экономии топлива по сравнению с ПТУ-ТЭЦ.

5. Наибольшую экономию топлива в энергосистемах дают ПГУ-ТЭЦ с котлами двух давлений пара. Отопительные ПГУ-ТЭЦ двух давлений имеют на 3,2% большую экономию топлива, чем ПГУ-ТЭЦ одного давления при большем отпуске электроэнергии на 6% по сравнению с ПГУ-ТЭЦ одного давления.

6. Схемы ПГУ-ТЭЦ с отключением подогревателей улучшают экономические показатели работы станции. Наиболее заметное уменьшение расхода топлива достигается при отключении ПВД - до 13,9%. Отказ от ПНД 4,5 дополнительно уменьшает расход топлива на 0,5%.

У. Оптимальное количество газа, подаваемого на горелки водогрейных котлов составляет 10 - 30% от общего расхода топлива на модуль. Для паровых котлов эта величина не превышает 40% и зависит от конструктивных особенностей котла (температурных напоров, размеров поверхностей, условий жаропрочности). КПД утилизационного цикла существенно зависит от температуры газов в камере сгорания и за газовой турбиной. При высоких температурах в камере сгорания турбины тепловой цикл утилизационной ПГУ экономичнее цикла со сжиганием в котле-утилизаторе дополнительного топлива.

8. При работе ГТУ-ТЭЦ по электрическому графику, когда установленные ГТУ эксплуатируются в течение всего года, увеличение стоимости топлива ведет к росту оптимальных значений коэффициента теплофикации при Кудгту-тэц/Кудкэс > 1.

При кудгту-тэц/кудкэс < 1 диапазон опитимальных значений хт снижается при увеличении стоимости топлива.

При КудКэс- КудГТу-тэц стоимость топлива практически не оказывает влияния на otonTT .

9. При работе ГТУ-ТЭЦ по тепловому графику величина оптимального коэффициента теплофикации осоптт снижается с 0,75 до 0,4 при уменьшении КудГТу-ТЭц/Кудкэс с 1,4 до 0,4. Рост цен на топливо ведет к снижению оптимального значения коэффициента теплофикации.

С ростом Кудкэс относительно КудГту-тэц влияние стоимости топлива на о£топт уменьшается.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Старостенко, Наталья Вольдемаровна, 1996 год

1. Морозов Г.Н., Корягина Г.М., Старостенко Н.В. МГД-электростанции замкнутого цикла на инертных газах // Тез.докл. на 1. Советско-японском симпозиуме (27-28 ент. 1992г.) Иркутск.- 1991.- С. 25.

2. Кузнецов Е.К. Задачи повышения эффективности Московской энергетики в условиях перехода к рыночной экономике //Электрические станции.- 1991.- N8.- С.2-9.

3. Корсун Ю.Н. Об основных направлениях инвестиционной политики Топливно-энергетиеского комплекса Российской Федерации в условиях структурной перестройки экономики // Энергетическое строительство.- 1993.- N10.- С. 2-8.

4. Стырикович М.А. Природный газ в централизованном электро- и теплоснабжении // Теплоэнергетика.- 1994.- N5.- С. 50-57.

5. Шляхин П.Н., Бершадский М.Л. Краткий справочник по паротурбинным установкам.- М.: Энергия, 1970.- С.216.

6. Щегляев А.В. Паровые турбины.- М.: Энергия, 1967.-С.368.

7. Технико-экономические основы выбора параметров конденсационных электрических станций / Под ред. Стермана Л.С.- М.: Высш. шк., 1970.- С. 280.

8. Апатовский Л.Е. Повышение экономичности энергоустановок КЭС путем оптимизации схем комплексного теплоиспользования в их элементах: Дисс. доктора техн. наук.- Л., 1984.- 256 с.

9. Рыжкин В.Я., Марченко Е.М. Подогрев воздуха паром из отборов турбин и охлаждение уходящих газов питательной водой // Электрические станции.- 1972.- N11.- С.27.- 126

10. Bartlett R.L. Steam Turbine Perfomance and Economics N-J.- DDR.: McGraw-Hill, 1958.- P. 47.

11. Морозов Г.Н., Корягина Г.М., Старостенко H.B. Модернизация ТЭС с использованием газовых турбин: Отчет о НИР / Институт высоких температур РАН (ИВТ РАН).- М.- 1992.- С.70.

12. Грибов В.Б. Комиссарчик Т.Н., Прутковский Е.Н. Об оптимизации схем и параметров ПГУ с котлом-утилизатором // Энергетическое строительство.- 1995.- N3.- С. 56.

13. Кроль Л.Б., Кемельман Г.Н. Промежуточный перегрев пара и его регулирование в энергетических блоках.-М.:Энергия. -1970.- С. 320.

14. Тепловое оборудование и тепловые сети / Арсеньев Г.В., Белоусов В.П. Ибрагимов М.Г., Марченко Е.М. и др. М.-Энергоатомиздат, 1988. С. 310.

15. Morozov G.N., Korjagina G.M., Starostenko N.W. Inert gas Combined MHD plants of a closed-cycle type // Eleventh International Conference on MHD electrical power generation. China, Beijng, october 12-16, 1992.- 1992.- P.34

16. Кузнецов E.K. Проблемы технического перевооружения крупных энергетических объединений // Теплоэнергетика.- 1990.-N7.- С. 63-66.

17. Морозов Ф.Я., Окин А.А. Технический отчет ЦДУ ЕЭС РФ: Техническая часть: Годовой отчет/ ЦДУ ЕЭС РФ.- М. -1994.- С.6.

18. Хрилев JI. С. Роль природного газа в развитии теплоэнергетики и реконструкции теплового хозяйства России и стран ближнего зарубежья // Известия Академии наук. Энергетика.-1994.- N2. С. 34.

19. Технические требования к высокоманевренным (полупиковым) энергетическим блокам большой мощности // Приложение 7 к Протоколу 38 заседания Постоянной комиссии СЭВ по электроэнергии (сентябрь 1977г.); г.Нептун. Нептун.- 1977. С.1-8.

20. Ольховский Г.Г., Фридрих A.M. Экспериментальное исследование режимов пуска газотурбинной установки ГТ-25 JIM3 // Теплоэнергетика.- 1966.- N5. С. 13-18.

21. Исследование режимов пуска газотурбинной установки ГТ-100. Ольховский Г.Г., Механиков А.И., Бодров И.С., Антонов О.Н. // Теплоэнергетика.- 1980.- N3.- С. 32-40.

22. Дайнеко В.И. Эффективность воздушных пусковых устройств газотурбинных двигателей // Известия ВУЗов. Энергетика.- 1991.- N8.- С. 89-92.

23. Экологиеские и энергетические аспекты внедрения в энергетику ПТУ с ВЦГ третьего поколения Прутковский Е.Н., Варварский B.C., Гриценко В.И. и др. // Теплоэнергетика.- 1992.-N11.- С. 18-22.

24. Кириллов И.И., Рыбин П.А., Фатыхов В.Г. Экспериментальные исследования режимов стационарных ГТУ // Известия ВУЗов. Энергетика.- 1992.- NN 11-12.- С. 73-77.- 128

25. Хрилев Л.С., Кузовкин А.И., Старостенко В.И. Эффективность и масштабы применения газотурбинных и парогазовых ТЭЦ с учетом структурных изменений в ТЭК страны на период до 2010г. Отчет ВНИКТЭП.-М.- 1991.- С.11.

26. Стырикович М.А. Повышение эффективности ПГУ на природном газе // Теплоэнергетика.- 1994.- N4.- С.

27. Gas Turbine World // The 1991 Handbook.- Vol.13.- P. 267.

28. Ольховский Г.Г. Энергетические ГТУ за рубежом. // Теплоэнергетика.- 1992.- N9.- С. 3-7.

29. Third party managed cogen. plants showing over 98% relibility // Gas Turbine World.- 1991.- Vol.21.- N 5.- P. 25-30.

30. Fernandes F.M. Operatin relibility of an industrial 62.5 MW GTCC Power Plant in a Paper Mill // 1991 ASME Co-ben-Turbo.- IGTI.- Vol.6.- P.493-498.

31. Bertz E.A. Gas Turbine based Combined Powerplants // Electrical World.- 1991.-205.- N8.- P.41-47.

32. Lilly J.M., Winchester S.H., Day W.H. High Efficiency Combustion Turbine Power Plant: Feasibility Study // Proc. Amer. Power Conf.- Chicago 111.- 1990.- Vol56.- P. 506-511.

33. Haaser F.G. Casper R.L. Development of the LM6000: the world's most efficient simpl cycle industrial Gas Turbine. // ASME Coben-Turbo.- 1991.- IGTI.- Vol.6. P. 177-186.

34. Lovis M., Rukes В., Wittchow E. Kraftwerkkonzepte mit Gasturbinene // Energie.- 1991.- 43.- N9.- S. 26-32.

35. Siegler D., Lerchner В., Leevuln I.V. Pegus 12. The World's Most Efficient Power Station / Trasactions of ASME.-Oct. 1990.- P. 40.

36. Quantensprung bei gasturbihon Spatr Energie // VDI Nachricten 24. September 1993.- 1993.- P. 36.- 129

37. Boardman R., White A., Wusterbarth M. Seoinchon Comes on line in record time / Modern Power Systems. August 1993.-P. 137-140.

38. Viereck D., Weicht U., Seelinger H. Combined Plants based on GT 13E2 Gas Turbines/ ABB Power Generation.- 1993.-P.140.

39. The 42% efficient industrial Trent introduced in Eco-nopac // Modern Power System.- 1993. N12.- P. 17-20.

40. Shields C. Thomson N. Keadby the first 9F combined cycle power plant // Modern Power System.- 1993.-N9.- P. 41-47.

41. GE to build 2000 MW Seoinchon expansion// Mod. Power Syst. 1994.- 14.- N12.- C.3.

42. Natpower UK building Didcot power station // Gas Turbine World.-1994.- 24.- N5.-C.4.

43. Miller H.E., Stoll H.G. Gas Turbine RAM Performance and its Importance in Purckasing Decision // Proc. Amer. Power Conf. Vol.52 Chicago 111.- 1990.- P.739-749.

44. Stoll H.G. Least-Cost Electric Utility Planning/ A Wiley-interscience publication.- 1989.- 783p.

45. Heat Recovery Steam Generation / Tomilson L.O., Chase D.L., Davinson L.H., Smith R.W. / GE Industrial and Power System.- New York.- 1993.- 42p.

46. Щеглов А. Г., Иг лова JI. В. Техническое перевооружение объектов промышленной, коммунальной и сельской энергетики России на базе конверсии оборонной техники // Энергетическое строительство.- 1993.- N1.- С. 21.- 130

47. Темиров A.M., Верткин М.А. Разработка ГТУ и ПГУ на АО ЛМЗ // Тез.докл. XLII Научно-техническая сессия "Совершенствование схем ГТУ и ПГУ и их эксплуатация" 26-28 сент. 1995г.-М., 1995.- С. 35 36.

48. Длугосельский В.И., Барочин Б.Л. Парогазовые технологии в теплофикации // Тяжелое машиностроение.- 1994.- N 4. С. 2-11.

49. Возможности использования теплофикационных установок малой мощности при техническом перевооружении и развитии: Отчет о НИР /Институт энергетических исследований АН СССР (ИНЭИ АН СССР)/ ; Руководитель Щеглов А.Г.- М., 1990г. 47 с.:ил.

50. Конрад А.Д. Методика определения тепловой эффективности миниТЭЦ с ГТУ // Известия ВУЗов. Энергетика.- 1991.-N1.- С.98-101.

51. Орлов В.Н. Газотурбинный двигатель авиационного типа НК-37 для элекетростанции // Теплоэнергетика.- 1992.- N 9. С. 27-31.

52. Шейников Н.В., Грачев Н.И., Захаренков В.К. Автономные источники энергоснабжения на базе газотурбинных двигателей // Энергетическое строительство.- 1993.- N10.- С. 19.

53. Глухов B.C. Технико-экономическое обоснование реконструкции Сургутской ГРЭС-1 с использованием ГТУ нового поколения //Тез.докл. XLII Научно-техническая сессия "Совершенствование схем ГТУ и ПГУ и их эксплуатация" 26-28 сент. 1995г.-М. , 1995.- С. 23.

54. Усачева В.В. Оптимальные характеристики ПГУ малой мощности на основе типового оборудования, выпускаемого промышленностью: Дисс. канд.технич. наук. Саратов.- 1971.- 175 с.- 131

55. Перспективы применения газовых турбин в энергетике // Теплоэнергетика.- 1992.- N 9. С. 2-14.

56. Кнотько П.Н., Вол М.А. Проблемы технического перевооружения действующих теплоэлектроцентралей // Тр. ВНИПИЭНЕРГОП-РОМа "Теплофикация".- М., 1990.- С.119.

57. Корнеев М.И. Комбинированные ПГУ с ВПГ: Дисс. канд.технич. наук. Л.- 1970.- 220 с.

58. Шпектрова Т.Я. Исследование особенностей рабочего процесса ПГУ с высоконапорным парогенератором и двухвальной газовой турбиной. Дисс. канд.технич. наук. Л.- 1974.- 194 с.

59. Газопаровая установка с вводом пара в газодинамитчес-кий тракт: основные научные и инженерные проблемы / Епифанов В.М., Зейгарник Ю.А., Копелев С.З. и др. // Теплоэнергетика.-1993.- N 10.- С. 53-58.

60. Особенности пусковой схемы энергоблока ПГУ-800 / Шмук-лер Б.И. и др.// Теплоэнергетика.- 1988.- N 11.- С. 7-10.

61. Гудков Н.Н., Неженцев Ю.Н., Гаев В.Д. Паровые турбины ЛМЗ для утилизационных парогазовых установок // Теплоэнергетика.- 1995.- N 1.- С. 5-11.

62. Яницкий В.В. Исследование влияния режимов эксплуатации на выбор оптимальных параметров парогазовых электростанций. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук: Дисс. канд.технич. наук. Минск.- 1971.- 153 с.

63. Зорин М.Ю. Оптимизация профиля паротурбинной утилизационной подстройки к ГТУ: Дисс. канд.технич. наук. Л.-1990.- 246 с.

64. Гринченко Д.Н. Повышение эффективности и маневренных свойств ПГУ с впрыском пара в газовый тракт: Дисс. канд.технич. наук. Саратов.- 1982.- 226 с.- 132

65. Ванюшин Ю.М. Исследование и выбор оптимальных схем и использование тепла отходящих газов ГТУ с целью повышения эффективности работы магистральных газопроводов: Дисс. канд.технич. наук. М.- 1994.- 167 с.

66. Чернецкий Н.С. Выбор параметров пара для ПТУ с кот-лом- утилизатором // Теплоэнергетика.- 1986.- N З.-С. 14-18.

67. Ноздренко Г.В. Метод выбора параметров и рабочего тела утилизационной паросиловой ступени бинарных газопаровых установок: Дисс. канд.технич. наук. Саратов.- 1969.- 177 с.

68. Фирсин Ю.В. Комплексная оптимизация схем и параметров газовой части ПТУ с промежуточным охлаждением воздуха. Дисс. канд.технич. наук. Саратов.- 1970.- 177 с.

69. Филиппов И.И. Обеспечение приемистости и стабилизации параметров автоматизированной ПТУ со сбросом газо в котел в условиях нестационарного режима: Дисс. канд.технич. наук. М.- 1988.- 157 с.

70. Spiga М., Vannini М. Valutazione dei parametri di co-generazione con turbine a gas / Teen, ital.- 1994. -59.- N1.-С. 25—32 •

71. Трояновский Б.М. Парогазовые установки с паровыми турбинами трех давлений // Теплоэнергетика.- 1995.- N 1.- С. 75-80.

72. Соколов Е.Я., Мартынов В.А. Энергетически характеристики газотурбинных теплофикационных установок // Теплоэнергетика.- 1994.- N12.- С. 11-16.

73. Тепловые схемы ПТУ: автоматизация конструирования и расчеты / Боровков В.М., Казаров С.А., Кутахов С.А. и др. // Электрические станции.- 1994.- N7.- С. 36-40.- 133

74. Алыпаях Абдулрахман. Повышение эффективности рабочего процесса дожигающих устройств ГТД и ПГУ: Дисс. канд. тех-нич. наук. Киев.- 1986.- 53 с.

75. Аль-Сбейх Аль-Махмид Маджед. Анализ маневренных характеристик энергоблоков и выбор схем ПГУ при расширении КЭС: Дисс. канд.технич. наук. М.- 1994.- 186 с.

76. Чухин И.М. Разработка обобщенной методики расчета парогазовых электростаний и анализ их тепловой и общей экономичности: Дисс. канд.технич. наук. М.- 1983.- 193 с.

77. Сапов В.З., Гольшток Э.И. Проект Северо-Западной ТЭЦ г.Санкт-Петербург // Энергетическое строительство.- 1994. -N11.- С. 8-11.

78. Направление реконструкции теплофикационных электростанций / Вол М.А., Смирнов И.А., Хрилев Л.С., Старостенко В.И., Устинов В.М. // Теплоэнергетика.- 1992.- N19.- С. 2-7.

79. Голомолзин А.Н. Многофакторное исследование перспектив развития систем дальнего теплоснабжения на базе транспорта теплоты в химически связанном состоянии: Дисс. канд.технич. наук. М.- 1992.- С. 63 66.

80. Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. М.: Энергия. - 1978. -416 с.

81. Иванов В.А., Боровков В.М., Блинов А.Н. Выбор схемы группового регулирования агентов ТЭС неблочного типа // Энер-гомашиностроенине. 1978. -N9. - С.1-4.

82. Морозов Г.Н., Корягина Г.М., Старостенко Н.В. Парогазовые установки с парогенераторами на выхлопных газах // Энергетическое Строительство.- 1993.- N1.-C. 23-26.

83. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод / Под ред. Кузнецова Н.В.- М.: Энергия., 1973.- С. 296.

84. Морозов Г.Н., Корягина Г.М., Старостенко Н.В. Анализ эффективности энергетических установок// Сб. СЭВ "Итоги НИ-ОКР".- 1992.- N14.- С.5-11.

85. Старостенко Н.В. Модернизация ТЭС с использованием ГТУ. Сб. тр. Московского Государственного Строительного Университета "Экологическое строительство и образование".- М., 1994г.- С.91-93.

86. Рубинштейн Я.М., Щепетильников М.И. Расчет влияния изменений в тепловой схеме на экономичность электростанции.-М.: Энергия, 1969.- С.224.

87. Рубинштейн Я.М., Щепетильников М.И. Исследования реальных тепловых схем ТЭС и АЭС.- М.: Энергоиздат, 1982.- С.272.

88. Канаев А.А., Корнеев М.И. Парогазовые установки. Л.: Машиностроение. -1974. -240 с.

89. Cofer J., Reiniker J. Summer W. Adwances in Steam Path Technology // USA, GE Co.- 1992.- N 16.- P. 1-24.

90. High efficiency turbine is set for testing // Modern Power System.- 1992. N5.- P. 59-61.

91. Малкин П.А., Хабачев Л.Д. Рыночные преобразования в электроэнергетике стран Западной Европы // Энергетическое строительство.- 1995.- N4.- С. 8.

92. Методические указания по определению экономической эффективности капитальных вложений в техническое перевооружение и реконструкцию тепловых электростанций / Министерство энергетики и электрификации СССР: Введ. 21.01.1986г.- М., 1986. -36с.

93. Технические условия на газовую турбину ГТЭ-25. Шифр 24.0710651.74001-92 / Разраб. АО Турбомоторный в-д.- Екатеринбург.- 1992.- 52 с.

94. Технические условия на газовую турбину ГТЭ-15. Шифр Ж 15108010 / Разработан НПО "Заря" г.Николаев.- Николаев.-1994.- 51 с.