Гужулев Э.П. Основы современной малой энергетики. Том 2 - файл n1.doc

приобрести
Гужулев Э.П. Основы современной малой энергетики. Том 2
скачать (5930.4 kb.)
Доступные файлы (2):
n1.doc8294kb.20.12.2006 19:50скачать
n2.doc808kb.20.12.2006 19:33скачать

n1.doc

1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   12

Варианты поставки оборудования


  1. Автономная блочно-комплектная электростанция ГТУ-6/8РМ размещается на открытых площадках:

? простой цикл со сбросом выхлопных газов в атмосферу
(КПД ГТУ-6РМ – 22,95 %; Nэл = 6 МВт; ГТУ-8РМ – 23,9 %; Nэл = 8 МВт);

? утилизационный цикл с паровым котлом-утилизатором (КПД > 80 %; Nэл = 6 МВт/0,8 МВт; Nтепла = 13620 кВТ / 17720 кВт).

2. Парогазовая установка мощностью 13,2 кВт, состоящая из газотурбинного двигателя ГТД-6/8РМ.

3. Теплоэлектростанция ГТУ-6/8РМ в капитальном строении с размещением:

? в существующем помещении заказчика;

? во вновь возводимых зданиях;

? в качестве газотурбинной надстройки котельных.

Особенности конутрукции электроустановки ГТУ-6/8РМ
Энергоустановка ГТУ-6/8РМ конструктивно выполнена в виде следующих основных узлов:


Особенности эксплуатации ГТУ-6/8РМ



Таблица 2.7

Технические характеристики ГТУ-6/8 РМ

Параметры

Ед. изм.

ГТУ-6РМ

ГТУ-8РМ

Общие сведения

Электрическая мощность

МВт

6

8

Максимальная тепловая мощность с использованием тепла вых­лопных газов

МВт

(Гкал/ч)

13,62

(11,72)

17,72

(15,24)

КПД

электрический

тепловой

%

%

22,95

80

23,9

82

Частота тока

Гц

50

50

Номинальное напряжение

В

6300/10500

6300/10500

Рабочие характеристики

Температура воздуха на воде

С

от –45 до +40

от –45 до +40

Температура в аппаратном отсеке

С

от +5 до +50

от +5 до +50

Давление топлива, необходимого на входетопливного газа

кгс/см2

16…20

16…20

Расход топлива при номинальном режиме:

топливного газа NU=48744 кДж/кг

кг/ч

1932

2468

Звуковое давление (на расстоянии 1 м от ГТЭС)

дБа

не более 80

не более 80

Окончание табл. 2.7

Параметры

Ед. изм.

ГТУ-6РМ

ГТУ-8РМ

Номинальная мощность при нормальных условиях

МВт

6,392

8,396

Коэффициент полезного действия по ISO




23,9

24,8

Температура газа перед турбиной

К

1086

1212

Температура газа на срезе газопровода

К

688

783

Расход воздуха

кг/с

46,9

48,8

Степень повышения давления




8,75

8,76

Частота и направление вращения вала (против потока выходящих газов):

газогенератора (левое)

силовой турбины (левое)

об/мин

об/мин

9420

3000

9412

3000

Масса ГДТ

турбокомпрессор на раме

двигатель в состоянии поставки с обвязкой

кг

кг

2270

3700




Габариты ГТД (без рамы) (LxBxH)

м

3465х1085х1155





Система автоматического управления

(сау) гту-6/8рм
САУ обеспечивает работу ГТУ-6/8РМ на всех режимах, в том числе при параллельной работе с другими аналогичными установками и (или) с энергосистемой, и выполняет функции контроля, защиты и диагностики. Назначение системы:

? самодиагностика аппаратуры САУ, датчиков исполнительных механизмов, каналов измерения в фоновом и текстовом режиме;

? управление элементами станции при предпусковой подготовке, холодной прокрутке, рабочем и аварийном режиме;

? сбор, первичная обработка и индикация текущего состояния техпроцесса работы теплоэлектростанции. В рабочем режиме САУ позволяет обеспечить:

? пуск ГТД и вывод из режима заданной нагрузки по технологической программе;

? стабилизацию заданного технологического режима;

? регулирование частоты вращения вала турбины под нагрузкой, исключать остановку ГТД при сбросе и набросе 100-процентной нагрузки;

? поддержание постоянных оборотов ротора турбины;

? управление пусками, остановами и работой под нагрузкой без вмешательства оператора;

? учет электроэнергии, отпускаемой потребителям и на собственные нужды;

? индикацию положения высоковольтной коммутационной аппаратуры;

? управление режимом охлаждения турбогенератора;

? управление по заданной программе УТО;

? включение противообледенительной системы по заданной программе;

? контроль технологических параметров установки;

? предупредительную и аварийную сигнализацию;

? связь с системой управления верхнего уровня;

? работу ГТУ параллельно с другими энергоустановками;

? связь с системой противопожарной защиты;

? управление вентиляцией по сигналу загазованности.

В аварийном режиме САУ переводит ГТУ в один из следующих режимов работы:


Паровой котел-утилизатор кгт-20/1,3-250
Паровой котел-утилизатор КГТ-20/1,3-250 с шумоглушителем предназначен для выработки перегретого пара за счет утилизации тепла выхлопных газов. Шумоглушитель позволяет снизить уровень шума выхлопа до допустимых значений.

Котел располагается за ГТУ-6/8РМ, устанавливается на собственных опорах. В переходном участке между газотводящим устройством двигателя и газопроводящим коробок парового котла предусматривается установка дожигающего устройства, позволяющего повысить теплопроизводительность котла.
Состав парового котла-утилизатора КГТ-20/1,3-250

В состав парового котла-утилизатора КГТ-20/1,3-250 (рис. 2.36) входит следующее оборудование:

Примечание. Предусмотрена возможность поставки КУ без дожигающего устройства. Необходимость этих узлов оговаривается в договоре на поставку.



Рис. 2.36. Котел утилизатор КГТ-20/1,3-250

На рисунке обозначено: 1 – шумоглушитель; 2 ? экономайзер; 3 ? испаритель; 4 ? пароперегреватель; 5 ? короб; 6 ? компенсатор; 7 ? дымовая труба; 8 – барабан; 9 ? каркас.
6.4.2. Газотурбинный агрегат ГТА-6РМ



Назначение

Газотурбинный энергетический агрегат ГТА-6РМ (далее ГТА) предназначен для выработки электрической и тепловой энергии и используется в качестве основного источника электроснабжения в сочетании с котлом-утилизатором дополнительно для теплоснабжения.

ГТА представляет собой технологический комплекс оборудования для применения на стационарном энергообъекте.

ГТА может работать как в автономной электросети, так и в промышленной сети неограниченной мощности.

В составе знергообъекта может применяться от одного до нескольких ГТА.
Основные технические данные и характеристики ГТА

Основные параметры ГТА при работе на номинальном режиме в станционных условиях:

по вырабатываемой электрической энергии

- мощность турбогенератора, кВт

6000

- напряжение трехфазного переменного тока тур­бо­генератора, В

10500±2 %

- частота тока, Гц

50±0,2

- коэффициент мощности (соs ?) турбогенератора

0,8

- качество вырабатываемой электроэнергии, при но­минальном коэффициенте мощности

по ГОСТ 13109

по вырабатываемой тепловой энергии (перегретый пар) при температуре питательной воды 100 °С

- максимальная теплопроизводительность, мВт (Гкал/ч)

13,62(11,72)

- паропроизводительность, т/ч, не менее

16

- рабочее давление пара, МПа (кгс/см2)

1,4 (14)

- температура перегретого пара, °С

230

Состав ГТА-6РМ

Газотурбинный агрегат ГТА-6РМ выполнен в виде транспортабельных модулей полной заводской готовности. В состав ГТА входит следующее оборудование:

- блок энергетический;

- комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ);

- котел утилизатор;

- вентиляторы отсоса пыли;

- шумоглушитель;

- подсистема топливопитания газообразным топливом

- камера дожигания (газовод) на раме;

- воздуховод;

- компенсаторы;

- электрошкафы;

- пульт управления;

В состав энергетического блока входит следующее оборудование:

- двигатель ГТД-6/РМ;

- турбогенератор ТК-6;

- маслоохладители;

- маслобаки;

- разводка трубопроводов маслосуфлирующих систем ГТД и тур­бо­Ге­не­ратора (с злектронасосным агрегатом);

- разводка трубопроводов топливной системы (с эл. кранами, запор­ной арматурой и дозатором газа);

- разводка пневмопроводов;

- рама энергоблока – трансмиссия;

- улитка входная – газовод;

- электроразводка;

- металлоконструкции.
Газотурбинный двигатель ГТД?6/8 РМ
Газотурбинный двигатель ГТД-6/8РМ (рис. 2.37) спроектирован для газотурбинной установки ГТУ-6/8РМ. В качестве основы для ГТД-6/8РМ используют серийные авиадвигатели Д-30КУ, Д-30КП. Для полного использования парка существующих двигателей предусмотрена возможность применения любой модификации двигателя I и II серии.



Рис. 2.37. Общий вид в разрезе двигателя ГТД-6/8РМ (ISO 2314)
Двигатель предназначен для эксплуатации в составе газотурбинного энергетического агрегата ГТА?6/РМ в климатических районах с умеренным холодным климатом. Данная установка внедрена в Омском регионе на ЗАО «Энергопласт» (завод Пластмасс). Технические характеристики и основные параметры двигателя и его систем представлены в табл. 2.8–2.10.
Таблица 2.8



поз.

Характеристики и параметры

1

2

3

1.

Условное обозначение

ГТД-6\РМ

2.

Тип

газотурбинный, турбовальный, силовой

3.

Направление вращения роторов двигателя по ГОСТ 22378?77

против вращения часовой стрелки

4.

Габаритные размеры двигателя, мм не более: длина

ширина

высота


3420

2304

2497,5

5.

Режимы работы и основные параметры двигателя

представлены

в табл. 2.9.

6.

Параметры двигателя даны для следующих условий:

температура воздуха на входе
в двигатель, С

давление атмосферного воздуха, кгс/см2


плюс 15
1,033

Продолжение табл. 2.8

1

2

3




гидравлическое сопротивление воздухозаборной системы ГТА, (разность между атмосферным давлением и полным давлением на входе в двигатель), кгс/см2

гидравлическое сопротивление выхлопного устройства ГТА (разность между полным давлением на выходе из двигателя, включая газоотвод, и атмосферным давлением), кгс/см2

КПД турбогенератора, %, не менее

Отборы воздуха на нужды ГТА


  • 00,010



  • 00,048

97,4

отсутствуют

7.

Электрический КПД рассчитан по снимаемой электрической активной мощности турбогенератора

8.

Режим «холостой ход» ? режим ГТА при отсутствии выдачи активной электрической мощности турбогенератором

9.

Частота вращения ротора силовой турбины, об/мин


3000

10.

Давление топливного газа на входе в двигатель, кгс/см2:

с дозатором ДГ-90 ГП4М

с дозатором ДГ-90 ГП1М



12…16

14…18

11.

Температура топливного газа на входе в двигатель, К (С)


278…328 (5…55)

12.

Среднечасовой расход масла в двигателе, кг/ч, не более


0,4

13.

Виброскорости корпусов двигателя, измеренные на переднем и заднем опорных венцах, мм/с



не более 28

14.

Время автоматического пуска с выходом на режим холостого хода не более, с



300

15.

Расчетный расход газа за силовой турбиной на номинальном режиме, кг/с



46


Окончание табл.2.8


1

2

3

16.

Работоспособность двигателя и комплектующего оборудования обеспечивается при следующих внешних воздействиях:

температуры наружного воздуха, °С

барометрическом давлении, мм.рт.ст

при относительной влажности воз­духа в машинном зале при температуре +25 °С, %


от минус 55 до плюс 45
670…800

до 80

17.

Применяемое топливо

природный газ


Таблица 2.9

Основные параметры двигателя по режимам работы



Режим



Снимаемая электрическая мощность

турбогенера­тора, кВт

Расход топливного газа кг/ч,

не более


Температура газов за силовой турбиной, К, не более

Электрический КПД,

%


Номинальный

6000 -50

1970

760

22,7± 0,2

Холостой ход



500

855



Таблица 2.10

Марки применяемых масел


Марка масла

Спецификация

Страна, фирма

AVI?8A

132/83

Румыния

HP?8

GB439?81

Китай

Aero Shell Turbine Oil 3SP

DEFS7AN91?99

Shell

Turbonycoli 321

AIR 3515/В

Nyco (Франция)

Mobil Turbo 319А?2

MIL PRF?7808 L Gr.3

Mobil Oil


6.4.3. Газотурбинная теплоэлектростанция «Урал-4000»
Для обеспечения надежности энергоснабжения и снижения себестоимости электрической и тепловой энергии в Республике Башкортостан взят курс на при­менение газотурбинных технологий для комбинирован­ной выработки электроэнергии и тепла. В связи с тем, что газотурбинная установка мощностью 4 МВт в со­стоянии обеспечить электроэнергией и теплом поселок с населением в 7–8 тыс. человек, было принято реше­ние о строительстве в с. Большеустьикинское Мечетлинского района ГТУ-ТЭЦ "Шигили" на базе газотур­бинной электростанции (ГТЭС) "Урал-2500Р" (в насто­ящее время электростанция выпускается в серийном исполнении с условным обозначением "Урал-4000") табл. 2.11 и 2.12.

ГТЭС серии "Урал" предназначена для производства электроэнергии для промышленных и бытовых потреби­телей, а при использовании котла-утилизатора – для со­вместного производства электроэнергии, горячей воды и пара. Основными узлами ГТЭС являются газотурбинная установка и генератор, размещенные в транспортабель­ном контейнере с шумотеплоизолирующей обшивкой. ГТЭС укомплектована всеми необходимыми системами жизнеобеспечения и вспомогательными устройствами, а также комплексом контроля и управления электростан­цией
КУЭС 25ШР, разработанным ОАО "СТАР".

При разработке ГТЭС использован многолетний опыт ОАО "Авиадвигатель" по созданию газотурбин­ных двигателей, приводных и энергетических ГТУ, в том числе на базе конвертированного авиационного двига­теля Д-30 – одного из самых надежных и доведенных за 30 лет эксплуатации. Основные конструкторские реше­ния ранее были успешно отработаны на серийно вы­пускаемых установках ГТУ-2,5П и ГТУ-4П (мощностью 2,5 и 4,0 МВт соответственно), разработка которых осуществлена по заданию РАО "Газпром". Газотурбинная установка выполнена двухвальной, со свободной сило­вой турбиной. Ротор газогенератора состоит из 10-ступенчатого осевого компрессора и двухступенчатой осе­вой турбины. Камера сгорания – трубчато-кольцевого типа с 12 жаровыми трубами. Частота вращения сило­вой турбины составляет 5520 оборотов в минуту.

В состав турбоагрегата входит специально спроекти­рованный турбогенератор ГТГ-4-2РУХЛ3 производства ОАО "Привод", особенностью которого является картерная схема смазки подшипников (без маслостанции). В генераторе применена бесщеточная система возбуж­дения, которая упрощает обслуживание и облегчает ав­томатизацию энергоустановки. Так как частота враще­ния турбогенератора составляет 3000 об./мин, исполь­зуется редуктор с передаточным отношением 1,84.

Выхлопные газы из двигателя поступают в теплоутилизатор, где происходит нагрев технологической воды, которая затем поступает в блок пластинчатых теплооб­менников и нагревает сетевую воду. Электрическая мощ­ность, вырабатываемая генератором, передается в сеть ОАО АК "Башкирэнерго" или локальную сеть.

Проектные значения основных показателей установ­ки ГТУ-4П в условиях ISO (tвх = + 15 °С; рн = 0,1013 МПа; влажность = 60 %, без потерь давления на входе и выхо­де) следующие: степень сжатия – 7,3; расход газа за турбиной – 29,41 кг/с; мощность на клеммах генератора – 4,17 МВт; КПД в простом цикле = 24 %; температура газов на входе в турбину – 790 °С; температура отрабо­тавших в турбине газов – 421 °С; тепловая мощность от­работавших в турбине газов (при снижении их темпе­ратуры до 110 єС) – 8,5 Гкал/ч; коэффициент исполь­зования топлива при совместной выработке электро­энергии и тепла – 81 %; выбросы NОх и СО при 15 % О2 в выходящих газах – не более 50 мг/м3.

Таблица 2.11
Параметры двигателя Д-30ЭУ-2 в составе ГТЭС "Урал-2500Р"

на номинальном режиме

Вид

испытания



nk, об./мин



рк, кгс/см2



Тст,

К



рст,

кгс/см3



?вх

?вых

ПИ от 20.02.01

10060

7,56

718

1,075

0,991

0,959

ПСИ от 20.09.99

10020

7,5

717,8

1,07

0,998

0,969

* Получены в процессе приемочных испытаний (ПИ) ГТУ-ТЭЦ «Шигили» и завод­ских приемо-сдаточных испытаний (ПСИ).
Таблица 2.12

Основные технико-экономические показатели

ГТУ-ТЭЦ "Шигили"

Наименование показателя

Величина

Установленная мощность:

? электрическая, МВт;

? тепловая (при снижении температуры газов после теплоутилизатора до 150 °С), Гкал/ч (МВт)



4,0
7,6 (8,8)


Коэффициент использования энергии топлива при комбинированной выработке тепла и электроэнергии, %


> 75,4


Первый пуск ГТЭС с выходом на режимы номиналь­ной (4,0 МВт) и максимальной (4,8 МВт) электричес­кой нагрузки в сети ОАО АК "Башкирэнерго" состоялся 27 декабря 2000 г.

Первые пуски, вопреки ожиданиям эксплуатационни­ков, показали практически безотказную работу газотурбинной установки и одновременно выявили ряд кон­структивных недостатков генератора, которые были уч­тены при поставке последующих установок. В марте 2001 г. (после комплексного опробования ГТУ-ТЭЦ с ГТЭС "Урал-2500" в течение 72 ч с нагрузкой) ГТУ-ТЭЦ "Шигили" с ГТЭС "Урал-2500Р" была принята в эксплуатацию. Общий вид представлен на рис. 2.38.
В состав основного оборудования ГТУ-ТЭЦ входят:

При создании АСУ ТП ГТУ-ТЭЦ "Шигили" было принято принципиальное решение об использовании в проекте отечественного оборудования и собственного программного продукта. Это позволило снизить сто­имость и существенно упростить обслуживание и эксплуатацию всего комплекса в целом, а также оператив­но вносить необходимые коррективы на любом уровне.

В период со 2 по 4 июля 2001 г. приемочная ко­миссия, назначенная приказом по РАО "ЕЭС России", провела приемочные испытания теплоцентрали ГТУ-ТЭЦ "Шигили" с первым (головным) образцом ГТЭС "Урал-2500Р" (ГТЭС "Урал-4000"). К этому времени ГТЭС в составе ГТУ ТЭЦ "Шигили" имела наработку 1133 ч. Приемочные межведомственные испытания проводились по специальной программе, предусматри­вающей проверку работы ГТУ-ТЭЦ "Шигили", ее обо­рудования, систем и инженерных коммуникаций в со­ответствии с требованиями эксплуатационной докумен­тации. Время работы ГТУ-ТЭЦ в процессе испытаний определялось с учетом ограничений по температуре се­тевой воды (не выше 114 °С).

В процессе испытаний проверялись основные па­раметры ГТЭС на номинальном режиме (в установив­шемся тепловом состоянии), характеристики переход­ных процессов при включении/отключении нагрузки ГТЭС, характеристики маслосистем газотурбинного двигателя, редуктора и генератора в системе ГТЭС, ха­рактеристики топливной и пусковой систем в составе ГТЭС, уровень вибраций двигателя и генератора в сис­теме ГТЭС, уровень шума и содержание вредных ве­ществ ((Ж)Х и СО) в выхлопных газах.

Измерения параметров режима ГТЭС в процессе пусконаладочных работ и межведомственных испыта­ний проводились с помощью штатных средств АСУ ТП, комплекса управления КУЭС-2500Р и специальной из­мерительной системы "Парус".

Измеренные параметры (в том числе электричес­кая мощность, частота вращения роторов и темпе­ратура газов на выходе из двигателя) были приведены к стандартным (расчетным) атмосферным условиям: наружной температуре + 15 °С (288 К) и барометри­ческому давлению 1,013 бар (760 мм рт. ст.) в соот­ветствии с ГОСТ 20440-75.

Запуск двигателя ГТЭС производился сжатым воздухом с избыточным давлением 4...6 кгс/см2 и тем­пературой 100... 150 °С по заданному алгоритму САУ. Время автоматического запуска из прогретого состо­яния с момента подачи команды на запуск до выхо­да ГТУ на режим "холостой ход" составляло до 420 с, включая период вентиляции перед запуском (300 с). Время пуска и нагружения ГТЭС, включая ука­занное время запуска и прогрев ГТУ в течение 2–5 мин, составляло до 12 мин. В аварийных ситуациях, при необходимости, время запуска из прогретого со­стояния может быть сокращено до 130 с, время пус­ка и нагружения – до 5 мин.

В процессе испытаний проверялись характеристи­ки переходных процессов при отключении электро­питания с. Большеустьикинское от сети ОАО АК "Башкирэнерго" и переключении ГТЭС "Урал-2500Р" из сети "Башкирэнерго" на локальную сеть с дефи­цитом мощности – имитация аварийной ситуации при коротком замыкании и отключении ВЛ (110 кВ). При включении/отключении нагрузки до 50 % номиналь­ной переходного отклонения напряжения генерато­ра не было отмечено (в пределах допуска ГОСТ 13109). Во время переключения ГТЭС из параллельной работы » сети ОАО АК "Бишкирэнерго" на локальную сеть переходное отклонение частоты генератора состав­ляло + 2 % в течение 5 с при сбросе 50 % номиналь­ной нагрузки (с 4000 до 2000 кВт при переходе из па­раллельной работы на локальную сеть) и + 8 % в те­чение 5 с при сбросе нагрузки с 2000 до 110 кВт (соб­ственные нужды ГТУ-ТЭЦ). Характеристики пере­ходных процессов с учетом параметров стационарных режимов соответствовали заданным в ТЗ.

Была проведена проверка увеличения тепловой мощности при снижении температуры воздуха на входе в ГТЭС с помощью специального регулиро­вания двигателя. Подтверждено увеличение тепло­вой мощности на 17 %, что обеспечивает требуемую минимальную тепловую мощность в соответствии с ТЗ при снижении температуры окружающей сре­ды до минус 36 С.

Для обеспечения непрерывной работы теплоутилизатора в течение всего отопительного периода от­рабатывалась методика проведения регламентных работ по техобслуживанию ГТУ через 3000 ч, а не через 1500 ч, назначенных руководством по эксплу­атации. Это позволит проводить техобслуживание ГТУ два раза в год – перед началом и по окончании отопительного периода.

При проверке маслосистем двигателя и редукто­ра были определены безвозвратные потери масла: по дви­гателю – 0,107 кг/ч (по ТЗ – 0,4 кг/ч), по редуктору – 0,07 кг/ч (по ТЗ – 0,2 кг/ч). Картерная смазка генера­тора показала надежную работу и подтвердила пра­вильность принятого решения при выборе системы смазки генератора.

Уровень вибраций двигателя и генератора опреде­лялся по измерениям виброскоростей на корпусе дви­гателя в районе передней и задней подвесок двигате­ля и на крышках подшипников генератора. Измерен­ные виброскорости двигателя составили 2,1...3,6 мм/с (по ТЗ – не более 30 мм/с), генератора – 2,9...3,3 мм/с (по ТЗ – не более 4,5 мм/с).

Уровень шума при работе ГТУ-ТЭЦ соответствует требованиям СНиП.

Измерения выбросов NОx производились на режи­мах 2000...4400 кВт, СО – на режимах 4000...4400 кВт. Приведенные к 15 % О, выбросы NОХ составили 10...29 мг/м3, выбросы СО – 54...75 мг/м3. Кстати, Пермским центром экологической сертификации Го­судар­ст­вен­ного комитета РФ по охране окружающей среды на установку ГТУ-4П выданы экологический сертификат, удостоверяющий соответствие содержа­ния оксидов азота в отработанных газах нормам ГОСТ 29328-92, и лицензия, разрешающая применение зна­ка экологической сертификации.

Удель­ный расход условного топлива на номинальном режиме при совместной выра­ботке электроэнергии и тепла (NЕ = 4000 кВт, Qг = 7,6 Гкал/час, G5 = 12800 кВт, Qт = 1237 кг/ч) составил 161,73 г у.т./(кВт·ч) (эквивалентный удельный расход на выра­ботку тепла – 188,09 кг у.т./Гкал). Коэффициент ис­пользования тепловой энергии топлива при этом равнялся 75,4 %. Если же принять удельный расход на выработку тепла 143,4 кг у.т./Гкал (средний по ОАО АК "Башкирэнерго" в 2000 г.), то удельный рас­ход на выработку электроэнергии составил 245,1 г у.т./(кВт·ч) (средний показатель по ОАО АК "Башкирэнерго" в 2000 г. – 334,9 г у.т./(кВт·ч).

По результатам работы ГТУ-ТЭЦ "Шигили" в ноябре 2001 г. при эксплуатационных условиях, то есть при работе по тепловому графику (средняя на­грузка – примерно 1,7 МВт), себестоимость отпущен­ной электроэнергии (без учета амортизационных от­числений) составила 12,1 коп./(кВт·ч) при средней себе­стоимости по ОАО АК "Башкирэнерго" за этот же период – 30,5 коп./(кВт·ч). Себестоимость отпущенного тепла составила соответственно 76,5 и 107,3 руб./Гкал. В декабре 2001 г. при средней нагрузке 3 МВт себе­стоимость электроэнергии составила 8,7 коп./кВт·ч при средней себестоимости по энергосистеме за тот же период – 34,6 коп./кВт·ч. себестоимость тепловой энер­гии – 76,3 и 109,1 руб./Гкал соответственно.

Главный вывод приемочных испытаний: ГТЭС "Урал-2500Р" ("Урал-4000") в составе ГТУ-ТЭЦ "Шигили" подтвердила соответствие всех ее пока­зателей техническому заданию на проектирование. С начала отопительного сезона 2001–2002 г. в не­прерывном режиме полностью покрыта тепловая по­требность подключенных потребителей. На 16 янва­ря 2002 г. наработка электростанции составила 3124 ч. Эксплуатация ГТЭС "Урал-2500Р" в Респуб­лике Башкортостан успешно продолжается.
6.4.4. Мобильная энергоустановка ЭУ-53

на базе авиационного двигателя ТВД-20
В 1956 г. для со­здания малоразмерных газотурбинных двигателей (ГТД) было организовано ОАО "Омское моторостроительное конструкторское бюро" (ОМКБ).

Одной из первых разработок ОМКБ был газотур­бинный двигатель ГТД-5М, который на протяжении многих лет изготавливался на ОМПО им. П.И. Барано­ва и использовался в качестве наземного энергоузла. Эта работа позволила специалистам ОМКБ получить необ­ходимый опыт по созданию наземных энергоустановок на базе ГТД.

В развитие этого направления и с учетом современ­ных требований ОМКБ был выполнен эскизный проект мобильной передвижной электростан­ции (энергоустановки) на базе авиационного двигателя ТВД-20 также разработки ОМКБ (рис. 2.39). ТВД-20 использу­ется в качестве газотурбинного привода. Номинальная электрическая мощность энергоустановки – 500 кВт.

В настоящее время имеется соглашение об изготов­лении этой установки на ФГУП "ОМО им. П.И. Бара­нова", серийно выпускающем двигатель ТВД-20.

Энергоустановка предназначена для автономного использования. Основные характеристики энергоустановки-электростанции приведены в  табл. 2.13. Возможна модификация ЭУ?53 под газоперекачивающий агрегат.

Рис. 2.39. Мобильная энергоустановка ЭУ-53

на базе авиационного двигателя ТВД-20
Таблица 2.13

Энергоустановка на базе

авиадвигателя ТВД-20

ЭУ-53

Номинальная мощность, кВт

500

Газотурбинный привод

Газотурбинный двигатель ТВД-20

Изготовитель двигателя (привода)

ФГУП "ОМО им. П.И. Баранова", г. Омск

Наличие редуктора

В составе привода

Обороты привода, об./мин.

1500

Генератор

СГ2-500-4УЗ

Изготовитель генератора

ОАО «Сафоновский электромеханический завод», г. Сафоново Смоленской обл.

Напряжение на клеммах генератора, кВ

380/220

Частота тока, Гц

50

Система охлаждения генератора

Воздушная

Габарит ЭС в плане, L х W, мм

6000 x 2400

Количество транспортных блоков, шт.

1

Общая масса агрегата, кг, не более

8000

Масса транспортного блока, кг, не более

8000

Ресурс, назначенный на начало эксплуатации (с последующим продлением), ч


8000

Ресурс до первого капитального ремонта, (с последующим продлением), ч


6000

Безвозвратные потери масла, кг/ч, не более


0,4

Марки применяемых масел

Двигатель (привод)


Б-3В, Л3-240, ИПМ-10,

ВНИИНП-50-1-4Ф(4У)

или аналоги

Генератор


консистентная Литол-24,
ЦИАТИМ-201 или аналоги

Максимальная нагрузка на фундамент, кН (кг/см2)


5,5 (0,055)

6.5. Мини?ТЭЦ
Введение
Развитие комбинированного производства тепловой и электрической энергии играет важную роль в продвижении Европы на пути к достижению устойчивого развития. Основная причина разработки систем заключается в том, что с их помощью осуществляется технологически более эффективное преобразование первичных ресурсов в полезную конечную энергию с целью удовлетворения спроса на тепловую и электрическую энергию.

Вообще говоря, потенциал довольно значителен. В принципе, большую часть всего объема энергии, идущей на отопление, технологические процессы и холодоснабжение, можно скомбинировать с тем или иным способом производства электроэнергии.

Физические и технические возможности также должны пройти тест на экономическую осуществимость. В этом отношении многие проекты отпадают из-за несоответствия тепловых и электрических нагрузок, несоразмерности цен на топливо и на тепловую и электрическую энергию, недостаточности масштабов или периодов использования и т.д. Следовательно, спектр экономических приложений значительно уже спектра технически возможных схем комбинированного производства тепловой и электрической энергии.

В течение ряда лет были разработаны осуществимые технические решения, на базе которых в настоящее время возможна реализация как крупномасштабных городских систем, так и индивидуальных промышленных и малых установок. Соответствующие технологии и мероприятия различны для разных категорий потребителей, и то же самое можно сказать о мерах по разработке и реализации стратегий развития. К сожалению, в некоторых случаях не реализуется даже экономический потенциал из-за наличия барьеров организационного характера – таких, например, как хорошо известный разрыв между децентрализованным и централизованным принятием решений, предписания, неравно-выгодные тарифы, устанавливаемые для независимых производителей энергетическими компаниями-монополистами, дискриминационные скидки на тарифы для крупных потребителей электрической энергии, находящихся «в преддверии» самогенерации и т. д.

Практика показывает, что эффективность продвижения и применения систем центрального отопления (ЦО) и комбинированного производства тепловой и электрической энергии во многом определяется соответствующей экономической и политической структурой.

Страны Восточной Европы характеризуются очень хорошо развитой системой центрального отопления, и до недавнего времени комбинированное производство тепловой и электрической энергии играло важную роль в системе энергоснабжения для большинства стран Центральной и Восточной Европы.

Однако продолжающееся преобразование экономики по рыночному пути создало новые барьеры для реализации. В настоящее время существующие ТЭЦ закрываются вследствие изменения условий на рынках топлива и электричества. В то же время новые инвестиции в системы комбинированного производства тепловой и электрической энергии и центрального отопления все еще находятся в стадии рассмотрения, несмотря на заверения компаний и правительств о том, что такие проекты должны скоро окупиться.

Когенерация в промышленности используется во всех странах, тогда как в сфере коммунальных услуг применение ограничивается лишь несколькими странами. Причина заключается в том, что для реализации комбинированного производства тепловой и электрической энергии вне промышленного сектора, как правило, требуется подвод центрального отопления. Ввиду того что для развития сетей центрального отопления необходимы капиталовложения, требуется определенное вмешательство со стороны правительства или органов местного самоуправления для облегчения выхода их на рынок и защиты от вредного воздействия конкуренции.

Необходимо рассмотреть вопрос о создании хорошо подготовленных и эффективно функционирующих рынков. С учетом взаимозависимости производства тепловой и электрической энергии, характера рынка центрального отопления как естественной монополии и как основной меры по сокращению нагрузки на окружающую среду необходимы хорошо продуманные меры.

В рамках настоящего пояснения центральное место занимает потенциал развития комбинированного производства тепловой и электрической энергии в сочетании с системой центрального отопления в Западной Европе, Центральной и Восточной Европе и страна. Кроме того, рассматриваются выявленные препятствия и проблемы в данной области.

Для полноты картины развития комбинированного производства тепловой и электрической энергии в глобальных масштабах будет добавлен потенциал СНР в промышленном секторе примерно того же порядка величины. Важно скоординированное понимание и подход в отношении двух рынков комбинированного производства тепловой и электрической энергии.
Мини-ТЭЦ: большие возможности малой энергетики
Кризис, испытываемый энергетикой России, вышел за рамки экономических явлений, обернувшись для отдельных регионов серьезной проблемой, когда без тепла остались жители целых городов. Главная причина –отключения электроэнергии. Ответственные лица ссылались на отсутствие топлива для ее получения, но даже решение этой проблемы не гарантирует защиту от подобных бедствий ввиду старения энергетического оборудования.

В данной ситуации реальным выходом для предприятий, учреждений, коммунальных хозяйств и государства в целом является создание малых электростанций. Такие установки не требуют сверхвысоких вложений и окупают себя буквально за 1–4 года, что привлекательно для инвесторов. Собственные источники энергии позволяют организациям не зависеть от предприятий монопольного электроснабжения.

Для открывающихся производств важно, что при строительстве собственных электростанций не нужно строить линии передач и понижающие подстанции.

Компания "ЛУКОЙЛ", например, вынуждена содержать отдельное подразделение охраны ЛЭП от "охотников за алюминием". Охранники периодически облетают линии на вертолетах, что само по себе стоит больших денег. Это одна из причин, почему "ЛУКОЙЛ" активно прорабатывает вопросы перевода своих объектов на автономное электроснабжение.

Особенно перспективно создание так называемых мини-ТЭЦ, когда малая энергетическая установка является одновременно источником электрической и тепловой энергии (в виде пара и горячей воды). В таком случае КПД установки возрастает до 80 % и более. Кроме того, при децентрализованном теплоснабжении во много раз снижаются потери тепла, которые зимой составляют в России от 20 до 50 %. Большие возможности открываются при переоборудовании в мини-ТЭЦ промышленных и коммунальных котельных.


Рис. 2.40. Схема мини-ТЭЦ с использованием модулей фирмы Jenbacher

В настоящее время существует достаточно разработок оборудования для мини-ТЭЦ. Одним из наиболее оптимальных вариантов является использование в котельных паровых турбин. Их изготовление (мощность – от 250 кВт до 3 МВт) с 1993 г. налажено на Калужском турбинном заводе. Уже внедрено несколько десятков таких установок, в том числе за рубежом (например, в Дании). Этими турбинами оборудуются котельные с паровыми котлами (в основном ДКВР и ДЕ), давление пара на выходе из которых обычно значительно выше требуемого для промышленных нужд. Избыток давления пара гасится специальным дроссельным устройством, при этом на каждой тонне пара теряется 40–50 кВт энергии.

Установка паровой турбины, работающей на перепаде давлений, позволяет получать электроэнергию в несколько раз дешевле покупной, используя "лишнюю" энергию. КПД достигает в этом случае 95 %. Типовые габариты калужских паровых турбогенераторов 4,0 х 2,0 х 2,5 м. Стоимость 1 кВт установленной мощности, включая затраты на монтажные и наладочные работы, составляет в зависимости от мощности турбины от 200 до 400 долл. Период окупаемости 1–4 года (он также зависит от мощности агрегата). Практикуется поставка оборудования по лизингу со сроком оплаты от 5 до 20 лет. Кроме паровых турбогенераторов в Калуге, на НПП "Турбокон" разработаны турбины мощностью 100–150 кВт для работы на горячей воде.

Из других новинок можно назвать энергоагрегат "Пром" ОАО "Электротехническая корпорация" (г. Москва), представляющий собой паровую роторную объемную машину мощностью от 125 до 600 кВт. Она также включается в схему промышленных котельных параллельно дроссельному устройству и работает на перепаде давлений. Сейчас действуют три пилотных проекта: на комбинате "Шуйские ситцы" (г. Шуя, Ивановская обл.), ДСК в г. Коврове (Владимирская обл.), в муниципальной котельной микрорайона Красная Горка (г. Люберцы, Московская обл.). Производственная база – Сафоновский электромашиностроительный завод. При наличии спроса разработчики готовы наладить выпуск моделей мощностью 50 кВт и ниже.

В числе положительных отличий энергоагрегата "Пром" ОАО "Электротехническая корпорация" отмечает возможность его работы при любых состояниях пара: он может быть перегретым, насыщенным, иметь низкие параметры. Другое качество – ремонтопригодность машины, обусловленная простотой конструкции. Заявленный КПД составляет 50 %, удельный расход условного топлива 150 г/(кВт·ч). Стоимость "Пром-600" –110 тыс. долл. (примерно 183 долл. на 1 кВт установленной мощности).

Специалистам известна также винтовая электрогенерирующая установка ВМ-250 московской фирмы "Независимая энергетика". Одна из ее опытных моделей работает на паре, который предприятие, где уста­нов­ле­на машина, получает из городских тепловых сетей.

Использование в действующих котельных паровых установок для получения электроэнергии возможно не всегда. Из-за изношенности не всякий котел способен поддерживать нужное давление пара. В другом случае ограничением могут стать большие потери в паропроводах, из-за которых после включения в схему турбины или другой электрогенерирующей машины возможны сбои в технологическом процессе. Например, на АО "Муром" после запуска паровой турбины мощностью 500 кВт пошел брак по основной продукции (фанера, шпон, мебель). Анализ ситуации показал что в данном случае не были учтены реалии котельной. Всякий раз, когда генерируемая мощность превышала 300 кВт, параметры пара, необходимого для работы прессов, падали ниже допустимого уровня. Так что проектная привязка малых энергоблоков должна проводиться самым тщательным образом.

Конечно, подобные факты не могут служить поводом для отказа предприятия от строительства мини-ТЭЦ. В каждом случае найдется оптимальный вариант такой установки или комбинированное решение, вплоть до строительства маленькой конденсационной электростанции. Даже при отсутствии утилизации тепла такой проект окупит себя за 3–4 года.

Альтернативой паротурбинным технологиям совместного производства тепла и электроэнергии в более-менее крупных котельных является применение газовой турбины с котлом-утилизатором. В нашей стране газотурбинные установки мощностью от 2,5 до 16 МВт делают в г. Перми (ОАО "Авиадвигатель"). Стоимость газовых турбин существенно выше паровых. К тому же данное оборудование требует дополнительной системы подготовки газа. Поэтому и сроки окупаемости таких проектов большие.

Эффективными являются газовые энергетические установки с моторным поршневым приводом – газопоршневые электрогенерирующие энергоблоки. Применять для автономного электрического питания двигатели внутреннего сгорания – не новшество. К самым распространенным случаям относится использование дизельных агрегатов (в том числе с утилизацией тепла). Чаще они применяются в отдаленных районах и в качестве резервного источника электричества. В широкой практике поршневые энергоблоки, работающие на жидком топливе, не могут служить реальной альтернативой централизованному электроснабжению из-за высокой стоимости горючего и экологических проблем. Иначе обстоит дело с газовыми машинами.

Уже более трех лет действует энергокомплекс столичного торгового центра "Три Кита". Электроснабжение, обогрев, горячую воду и холод (через соответствующее оборудование) обеспечивает здесь мини-ТЭЦ австрийской фирмы Jenbacher. (В других случаях возможно и производство пара.) При использовании тепловой и электрической энергии КПД этого оборудования превышает 90 %. Удельные инвестиционные издержки на 1 кВт установленной электрической мощности зависят от мощности станции и объема поставок. При покупке укомплектованной мини-ТЭЦ мощностью 600 кВт они составят около 900 долл/кВт (для блока на 1400 кВт – порядка 600 долл.). В огромном комплексе "Три Кита" эксплуатируется четыре агрегата Jenbacher по 1400 кВт каждый. В отопительный сезон 2000–2001 гг. работали лишь две установки, в самые сильные морозы – три.

Несколько лет в подмосковном поселке Газопровод, где базируются подразделения ОАО "Газпром" – Мострансгаз и Межрегионгаз, действует энергоцентр, также состоящий из четырех установок Jenbacher по 1400 кВт.

Подобное оборудование выпускают многие из мировых производителей двигателей внутреннего сгорания. Обычно для работы на газе переделывают бензиновые и дизельные моторы. Агрегаты Jenbacher специально разработаны как газовые мини-ТЭЦ. Из других зарубежных изделий для автономного электро- и теплоснабжения можно назвать энергоблоки словацкой фирмы Еltесо. Специалисты отмечают удобство работы с этими компактными станциями контейнерного типа.

В г. Сочи введено в строй ряд установок Еltесо, там эти агрегаты понадобились для бесперебойного снабжения холодом складов МПС РФ в условиях постоянного дефицита электроэнергии. Хотя к таким станциям в городах предъявляются повышенные требования по экологической безопасности, мини-ТЭЦ Еltесо и Jenbacher соответствуют им с запасом.

В нашей стране один из немногих изготовителей подобного оборудования – АО "РУМО" в Нижнем Новгороде. Газовые машины (Г68, Г71 и др.) производства АО «РУМО» используются на автономных электростанциях Крайнего Севера, Сибири и Дальнего Востока. На базе последней модели Г98М, работающей на природном газе, изготавливаются электроагрегаты ДГ98М номинальной мощностью 1000 кВт, напряжением 0,4; 6,3; 10,5 кВ. Установки оборудованы котлом-утилизатором КУВ-30 (АО «РУМО») номинальной тепловой мощностью 385 кВт. Применена также система съема полезного тепла от воды охлаждения двигателя и от системы его смазки. Суммарная тепловая мощность агрегата – 780 кВт. Общий КПД установки превышает 55 %. В 2002 г. завод планировал начать серийное производство котла-утилизатора КУВ-0,7 номинальной мощностью 700 кВт. В других случаях (пример – Коломенский ма­шино­стро­ительный завод) предлагаются газодизельные установки, в которых используется смешанное топливо. Добавление при этом около 10 % солярки удорожает стоимость получаемой электроэнергии.

Преимуществом газодизельных агрегатов (например, ДГ98Д того же АО «РУМО») является возможность работы на низкокалорийном газе низ
кого (0,1 МПа) давления. В качестве топлива может быть использован биогаз, генераторный газ, попутный нефтяной газ с высоким содержанием тяжелых углеводородов и так далее. КПД отечественных газодизельных машин довольно высок (без утилизации тепла – 37 %) и не слишком отличается от КПД зарубежных агрегатов. Капиталовложения при покупке российского оборудования составят 300–400 долл. на 1 кВт установленной мощности.

Перечисленными вариантами не исчерпываются возможности создания мини-ТЭЦ. Например, в Вологодской обл. эффективными будут энергоблоки, работающие на отходах лесоперерабатывающей промышленности. В каждом отдельном случае, как уже говорилось, могут быть найдены свои интересные решения, в том числе – комбинированные (рис. 2.41).

Рис. 2.41. Схема включения паротурбогенераторов

в котельной с паровыми котлами
Блочные ТЭЦ – эффективное электро- и теплоснабжение
Блочные мини-ТЭЦ (рис. 2.42) являются альтернативными источниками получения тепловой и электрической энергии, предназначенными для использования в многоквартирных домах, мелких и средних предприятиях, а также покрытия пиковых нагрузок крупными потребителями.

Развитие автомобилестроения дало возможность получить современные дизельные и газовые моторы, которые успешно используются в установках когенерации, так называемых блочных ТЭЦ (БТЭЦ), для получения электроэнергии совместно с тепловой энергией за счет утилизации тепла уходящих газов.
Раздельное производство тепловой и электрической энергии

в отопительных котлах и конденсационных силовых установках


Рис 2.42. Блочные ТЭЦ
Из-за постоянного увеличения содержания углекислого газа в атмосфере Земли все более вероятными становятся глобальные изменения климата. Заключения экспертов требуют, чтобы до 2050 г. во всем мире выброс СО2 был сокращен на 50 %. Одним из путей достижения этой цели является децентрализованное комбинированное получение тепловой и электрической энергии от блочных ТЭЦ (БТЭЦ) непосредственно у конечного потребителя, что исключает возможность возникновения потерь при распределении энергии.

По сравнению с традиционными способами производства электроэнергии и тепла блочные ТЭЦ (БТЭЦ) выбрасывают в атмосферу на 60 % меньше СО2 и NОХ, значительно сокращая потребление топлива, благодаря этому они становятся перспективной альтернативой существующих ТЭЦ.

В БТЭЦ используется двигатель внутреннего сгорания, который приводит в действие генератор электрического тока. Выработанная электрическая энергия вводится в собственную сеть потребителя либо отдается в общую сеть. Тепло, утилизируемое от охлаждения двигателя и уходящих газов, подается в систему отопления здания либо используется в абсорбционных холодильных машинах.

Для быстрой амортизации средств БТЭЦ целесообразно использовать в промышленных и административных зданиях, гостиницах, больницах, жилых микрорайонах, плавательных бассейнах, заводах-холодильниках, спортивных сооружениях, а также в индивидуальных жилых домах, рассчитанных на автономное теплоэнергоснабжение и кондиционирование из расчета не менее 5000–6000 ч работы в год.

Топливом для БТЭЦ может служить природный и сжиженный газ, дизельное топливо, а также биогаз и шахтный газ – метан.

Поскольку быстрая амортизация зависит от оптимального и индивидуального аналитического обоснования, каждое предприятие составляет необходимые технико-экономические расчеты. Ввод в эксплуатацию блочных ТЭЦ производится в короткие сроки, в течение 50 ч, так как они поставляются с завода-изготовителя в полной готовности.

Серийно выпускаемые БТЭЦ позволяют получить параллельно от 5 Квт электрической и 20 Квт тепловой энергии до 5 МВт электрической и до 8 МВт тепловой энергии.

Блочные ТЭЦ (рис 2.43). позволяют добиться весьма высокого использования первичной энергии – до 90 % и выше. При этом 30–35 % энергии преобразовывается в электрический ток и до 60 % – в тепловую энергию.

Для сравнения, средний КПД крупных электростанций составляет сейчас менее 40 % плюс к этому дополнительные потери в сетях. Это приводит к тому, что до потребителя доходит не более 1/3 от исходной первичной энергии.

Объединенное производство тепловой и электрической энергии

в мини-ТЭЦ


Рис. 2.43.
К негативным особенностям БТЭЦ следует отнести их высокую начальную стоимость, необходимость установки катализаторов, акустические нагрузки до 73 Дб, проблему использования тепловой энергии в летнее время. Параллельно с этим БТЭЦ гарантируют полную энергонезависимость, быстрые сроки окупаемости, периодичность обслуживания 1 раз в год, срок службы 15–20 лет, сокращение потребления топлива по сравнению с раздельной выработкой тепловой и электрической энергии до 40 % и т.д.

Российскими предприятиями в настоящее время разработаны схемы аккумуляции тепловой энергии, получаемой в летнее время, с ее последующим использованием в отопительный период, что значительно расширяет возможности применения блочных ТЭЦ.
Заключение
Местные источники называют энергетикой будущего еще из-за высокой энергосберегаемости. При нынешней централизованной системе львиная доля тепла и электроэнергии теряется безвозвратно: сначала на самих станциях из-за низкого КПД (у наших электростанций коэффициент использования топлива не превышает 30 %); остальное – при передаче на ЛЭП или в теплоцентралях. Если тепловые сети находятся в аварийном состоянии, то дела совсем плохи. Если посмотреть на зимний город в инфракрасном спектре, то увидим ручейки, реки и целые моря тепла, уходящего под стылые небеса. Словом, с пользой тратится лишь пятая часть тонны мазута, угля или газа.

Подобная расточительность – безумие, творящееся в масштабах страны. Решить эту проблему можно с помощью малых источников энергии. ТЭЦ во дворе будет подавать тепло и свет непосредственно в квартиры. Отсюда потери энергии минимальны, к тому же ее КПД доведен до фантастического уровня.

Однако чтобы эта мини-ТЭЦ имела право на установку во дворе, она должна отвечать современным международным требованиям, особенно в части экологии.

Контрольные вопросы


  1. Как происходит преобразование теплоты пара в работу в паротурбинной установке?

  2. Каковы преимущества паровых турбин по сравнению с другими типами двигателей (паровыми машинами, двигателями внутреннего сгорания?

  3. Дайте понятие работы турбины с противодавлением.

  4. Объясните основной цикл паротурбинной установки.

  5. Что понимается под парогазовыми установками?

  6. Кратко объясните конструкцию газовой турбины ГТУ.

  7. Преимущества и недостатки ГТУ.

  8. Классификация парогазовых установок и их типы.

  9. Как работает ГТУ с водогрейным котлом?

  10. Поясните перспективу ГТУ в малой энергетике на примере своего региона.

  11. Дайте краткую характеристику ГТУ малой мощности.

  12. Кратко объясните конструкцию газотурбинной электростанции «УРАЛ?4000».

  13. Перспективность мини-ТЭЦ в вашем регионе.


Библиографический список к разделу II


  1. Основы современной энергетики. В 2 т. / Е.В. Аметистов, А.Д. Трухний, А.Л. Макаров, В.В. Клименко. М.: Изд-во МЭИ, 2002.

  2. Тумановский, А.Г. Разработки и исследования малотоксичных камер сгорания газотурбинных установок: Автореф. дис. доктор техн. наук. М., 1993.

  3. Цанев, С.В. Расчет показателей тепловых схем газотурбинных и парогазовых установок электростанций / С.В. Цанев, В.Д. Буров, С.Н. Дарофеев. М.: Изд. МЭИ, 2000.

  4. Стерман, Л.С. Тепловые и атомные электрические станции: учебник для вузов / Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тимин. М.: Изд. МЭИ, 2000.

  5. Бухаркин, Е.Н. Газотурбинные установки водогрейных котельных / Е.Н. Бухаркин // Пром. Теплоэнергетика, 2006. № 2.

  6. Фаворский, О.Н. Новые пути повышения эффективности конверсионных ГТУ газопарового цикла малой мощности / О.Н. Фаворский, А.В. Бессмертных [и др.] // Теплоэнергетика, 2005. № 6.

  7. Сулимов, Д.Д. Приемочные испытания газотурбинной электростанции «УРАЛ?4000» / Д.Д. Сулимов // Энергосбережение и энер­гетика в Омской области, 2002. № 4.

  8. Полещук, В.М. Мобильные электростанции ЭУ?53 на базе авиационного двигателя ТВД?20 / В.М. Полещук // Энергосбережение и энергетика в Омской области, 2002. № 4.

  9. Фатаев, И.Н. Электростанция и теплоэлектроцентраль на одной площадке / И.Н. Фатаев // Электротехника: журнал-справочник, 2005.


Раздел III

Случаи аварийных ситуаций

в теплоэнергетике из-за нарушений

водно-химического режима
Задача данного раздела представить краткое описание наиболее необычных и сложных случаев нарушений водно-химического режима, приведших к аварийным ситуациям с теплоэнергетическим оборудованием и тепловых сетей.

Авторы приводят также свои соображения о возникновении причин нарушения водно-химического режима и влияние этих нарушений на надежность, экономичность, экологичность работы объектов малой и большой теплоэнергетики.

Большая часть приведенных описаний аварий и неполадок до настоящего времени в широкой печати не публиковалась.

Цель данного раздела ознакомить и передать студентам теплоэнергетических профессий, будущим молодым техническим специалистам практический пятидесятилетний опыт работы в энергетике Г.П. Сутоцкого, издавшего в 1993 г. книгу «100 случаев аварийных ситуаций в теплоэнергетике по вине водно-химического режима», а также Э.П. Гужулева, одного из авторов учебного пособия, проработавшего более сорока лет в теплоэнергетическом, нефтехимическом комплексе Омского региона, в основном в части водоподготовки и водно-химических режимов, чтобы они не повторяли ошибок старшего поколения.

Кроме того, раздел рассчитан на специалистов, работающих в области как станционной, так и промышленной энергетики, связанных с вопросами повышения надежности энергооборудования ТЭС, объектов промышленной теплоэнергетики и тепловых сетей.
1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   12


Варианты поставки оборудования
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации