Проектирование теплоэнергетических установок: Комплексный подход к дипломному проекту с учетом инноваций и безопасности

В условиях глобального роста энергопотребления и стремления к устойчивому развитию, задача создания эффективных, экономичных и экологически безопасных источников энергии становится первостепенной. Тепловые электростанции (ТЭС) остаются основой мировой энергетики, однако их проектирование требует всестороннего подхода, учитывающего не только технические, но и экономические, экологические и нормативные аспекты. От выбора оптимального термодинамического цикла до внедрения новейших технологий и строгого соблюдения стандартов безопасности – каждый этап имеет решающее значение для долгосрочной успешности проекта. Это значит, что для современного инженера критически важно владеть всем спектром знаний, от глубокой теории до прикладных аспектов регулирования.

Целью настоящей работы является разработка детального проекта паротурбинной (парогазовой, газотурбинной) электростанции заданной электрической мощности. Этот проект послужит фундаментом для дипломной работы студента инженерно-технического вуза, предоставляя исчерпывающий анализ и обоснование всех принимаемых решений.

Для достижения этой цели были поставлены следующие задачи исследования:

• Определение оптимальных параметров термодинамического цикла и конфигурации основного оборудования.
• Изучение и применение современных методик расчетов тепловых и электрических параметров основных узлов ТЭС.
• Проведение комплексной экономической оценки эффективности проекта, включая инвестиционные и эксплуатационные затраты.
• Анализ экологических аспектов, разработка мер по снижению негативного воздействия на окружающую среду.
• Исследование требований промышленной и пожарной безопасности, а также охраны труда.
• Анализ влияния выбора типа топлива и региональных условий на проектные решения.
• Обзор современных тенденций и инновационных технологий в теплоэнергетике.

Представленная структура проекта охватывает все ключевые аспекты, необходимые для создания всеобъемлющей и научно обоснованной дипломной работы, отвечающей высоким стандартам современного инженерного образования.

Теоретические основы термодинамических циклов теплоэнергетических установок

За каждым вращением турбины и каждым киловаттом выработанной электроэнергии стоит сложная игра фундаментальных законов термодинамики. Именно эти законы определяют, насколько эффективно тепловая энергия топлива превращается в полезную работу, а понимание их сути открывает путь к проектированию установок будущего. Понимание идеальных и реальных термодинамических циклов является краеугольным камнем для любого инженера-теплоэнергетика, позволяя не только анализировать существующие системы, но и проектировать установки будущего с максимальной отдачей.

Базовые термодинамические циклы

Путешествие в мир термодинамических циклов традиционно начинается с идеального цикла Карно. Этот цикл, теоретически предложенный французским инженером Сади Карно в 1824 году, представляет собой вершину эффективности среди всех возможных тепловых машин, работающих между двумя заданными температурами. Его термический коэффициент полезного действия (КПД) является максимально достижимым, что делает его эталонным ориентиром для оценки реальных процессов. Однако из-за невозможности его практической реализации (требуются изотермические процессы при бесконечно малой разности температур и адиабатические процессы без потерь) он остается абстрактным идеалом.

Для паротурбинных установок (ПТУ) основополагающим является цикл Ренкина. В отличие от цикла Карно, цикл Ренкина включает в себя фазовые переходы рабочего тела (воды и пара), что делает его гораздо более приближенным к реальным процессам. Он состоит из четырех основных этапов: изобарно-изотермическое подведение теплоты в котле (испарение и перегрев), адиабатическое расширение пара в турбине с совершением полезной работы, изобарно-изотермическое отведение теплоты в конденсаторе (конденсация пара) и адиабатическое сжатие воды в насосе. Несмотря на то, что КПД цикла Ренкина всегда ниже КПД цикла Карно, работающего в тех же температурных пределах, он является практической основой для всех паросиловых установок.

В свою очередь, для газотурбинных установок (ГТУ) фундаментальным является цикл Брайтона (или Джоуля). Этот цикл описывает работу идеальной газовой турбины и состоит из адиабатического сжатия воздуха в компрессоре, изобарного подвода теплоты в камере сгорания, адиабатического расширения горячих газов в турбине и изобарного отвода теплоты в атмосферу (или котел-утилизатор в случае ПГУ). Простота рабочего тела (газ) и отсутствие фазовых переходов позволяют достигать высоких температур, что является ключевым для эффективности этого цикла.

Фундаментальные уравнения термодинамики

В основе анализа всех термодинамических циклов лежат два столба науки о теплоте: первый и второй законы термодинамики. Их объединенное выражение позволяет комплексно оценить энергетические превращения и направление процессов.

Объединенное уравнение первого и второго законов термодинамики элегантно связывает изменения внутренней энергии, энтропии, давления и объема рабочего тела. Оно может быть выражено как:

T ⋅ dS ≥ dU + p ⋅ dV

где:

• T — абсолютная температура рабочего тела (в Кельвинах).
• dS — бесконечно малое изменение энтропии рабочего тела. Энтропия, как мера неупорядоченности системы, играет центральную роль во втором законе термодинамики, указывая направление самопроизвольных процессов.
• dU — бесконечно малое изменение внутренней энергии рабочего тела. Внутренняя энергия отражает суммарную энергию хаотического движения и взаимодействия молекул.
• p — давление рабочего тела.
• dV — бесконечно малое изменение объема рабочего тела.

Знак «больше или равно» (≥) в этом уравнении имеет глубокий смысл. Для обратимых (идеальных) процессов, таких как те, что рассматриваются в циклах Карно, Ренкина или Брайтона, действует знак равенства (T ⋅ dS = dU + p ⋅ dV). Это означает, что все процессы протекают без потерь, и система всегда находится в равновесии. Однако в реальных условиях, из-за необратимости (трения, теплообмена через конечную разность температур), всегда возникает знак «больше», указывающий на производство энтропии и снижение доступной для работы энергии. В технической термодинамике для упрощения расчетов реальные неравновесные процессы часто заменяют соответствующими равновесными процессами, вводя поправочные коэффициенты, учитывающие потери.

Ключевым показателем эффективности любого теплового цикла является его термический коэффициент полезного действия (η_Т). Он показывает долю подводимой теплоты, которая полезно преобразуется в механическую работу. Формула для расчета термического КПД цикла универсальна:

ηТ = (q1 - q2) / q1 = 1 - q2 / q1

где:

• q1 — количество теплоты, подведенной к рабочему телу в течение цикла (например, в котле или камере сгорания).
• q2 — количество теплоты, отведенной от рабочего тела в течение цикла (например, в конденсаторе или с уходящими газами).

Чем выше ηТ, тем эффективнее установка преобразует тепловую энергию в полезную работу, что является основной целью при проектировании ТЭС.

Для визуализации и глубокого анализа термодинамических процессов активно используются диаграммы состояния. Наиболее распространенными являются:

• p-v диаграмма (давление-объем): Позволяет наглядно представить работу, совершаемую или потребляемую рабочим телом. Площадь, заключенная внутри контура цикла на этой диаграмме, соответствует полезной работе цикла.
• T-s диаграмма (температура-энтропия): Особенно полезна для анализа теплообмена. Площадь, заключенная внутри контура цикла на этой диаграмме, соответствует подведенной или отведенной теплоте. Также она прекрасно демонстрирует необратимые процессы и рост энтропии.
• lg p-lg v диаграмма (логарифмические P-V): Используется для упрощения графического представления процессов, особенно при больших изменениях параметров. На ней изотермы и адиабаты, а также изобары и изохоры, могут быть представлены прямыми или близкими к прямым линиями, что облегчает анализ.

Использование этих инструментов позволяет не только рассчитать параметры, но и глубоко понять физику процессов, что критически важно при поиске путей оптимизации эффективности теплоэнергетических установок.

Оптимизация и повышение эффективности паротурбинных установок (ПТУ)

Стремление к максимальной эффективности всегда было движущей силой в теплоэнергетике. Для паротурбинных установок, работающих по циклу Ренкина, каждый процент повышения термического КПД означает значительную экономию топлива, снижение эксплуатационных затрат и уменьшение воздействия на окружающую среду. Достигается это путем тонкой настройки основных параметров цикла и внедрения сложных вспомогательных систем.

Влияние начальных и конечных параметров пара

Сердце цикла Ренкина — это параметры пара на входе и выходе из турбины. Именно они определяют потенциал для преобразования тепловой энергии в механическую работу.

Увеличение начального давления и температуры пара является одним из наиболее мощных способов повышения термического КПД. Представим, что пар поступает в турбину под более высоким давлением и с большей температурой. Это означает, что он обладает большей удельной энергией, которая может быть преобразована в работу. Например, повышение начального давления пара с 10 МПа до 23,5 МПа и температуры с 500°С до 565°С может привести к увеличению термического КПД цикла Ренкина с 0,43 до 0,48. Это объясняется тем, что при более высоких начальных параметрах увеличивается средняя температура подвода теплоты в котле, что, согласно второму закону термодинамики, улучшает эффективность цикла. Однако здесь существует ограничение: чрезмерное повышение начального давления при фиксированной начальной температуре может привести к росту влажности пара на выходе из турбины. Высокая влажность (более 13-14%) крайне нежелательна, так как она вызывает эрозию лопаток последних ступеней турбины, снижая их ресурс и надежность работы. Поэтому при проектировании необходимо найти оптимальный баланс между повышением эффективности и обеспечением долговечности оборудования.

Второй критически важный параметр – снижение конечного давления пара в конденсаторе. Конденсатор — это точка отвода «ненужной» теплоты, и чем ниже температура (и, соответственно, давление) пара в конденсаторе, тем глубже происходит расширение пара в турбине и тем больше работы он совершает. Снижение давления в конденсаторе с 6 кПа до 4 кПа, при прочих равных условиях, также способствует росту термического КПД. Однако здесь тоже есть физические ограничения, связанные с температурой охлаждающей воды (реки, озера, градирни) и размерами самого конденсатора. Чем ниже давление, тем больше объем пара на выходе из турбины, что требует более габаритных последних ступеней турбины и больших поверхностей теплообмена в конденсаторе, увеличивая капитальные затраты.

Применение регенеративного подогрева питательной воды

Один из наиболее элегантных и эффективных методов повышения КПД ПТУ — это регенеративный подогрев питательной воды. Идея заключается в том, чтобы использовать часть пара, отбираемого из промежуточных ступеней турбины (который иначе пошел бы в конденсатор), для подогрева питательной воды, возвращающейся из конденсатора в котел.

Представьте, что питательная вода, поступающая в котел, уже имеет повышенную температуру. Это означает, что для ее нагрева до кипения и последующего превращения в пар требуется меньше теплоты от сжигаемого топлива. Таким образом, регенеративный подогрев позволяет увеличить среднюю температуру подвода теплоты в котле, что, согласно теоретическим основам, напрямую ведет к увеличению термического КПД установки. Это не просто экономия, это перераспределение тепловых потоков внутри цикла, делающее его более «совершенным».

Существуют различные схемы регенерации, от простых одноступенчатых до сложных многоступенчатых систем с подогревателями высокого и низкого давления. Оптимальное количество ступеней регенерации и температура питательной воды на выходе из последнего подогревателя определяются с помощью тщательных технико-экономических расчетов. Необходимо учитывать баланс между увеличением КПД (с ростом числа ступеней) и усложнением схемы, увеличением капитальных затрат на оборудование и трубопроводы. Каждый дополнительный подогреватель дает все меньший прирост эффективности, в то время как затраты на него растут.

Промежуточный перегрев пара

Еще один мощный инструмент для повышения эффективности и надежности ПТУ — промежуточный перегрев пара. После того как пар частично расширился в цилиндре высокого давления турбины, его температура и давление снижаются. Если бы он продолжал расширяться до конечного давления в конденсаторе, влажность пара в последних ступенях турбины достигла бы критических значений, вызывая эрозию лопаток.

Промежуточный перегрев решает эту проблему. Пар, вышедший из цилиндра высокого давления, направляется обратно в котел, где он вновь перегревается до первоначальной или близкой к ней температуры. После этого он возвращается в цилиндр среднего или низкого давления турбины для дальнейшего расширения.

Эффект промежуточного перегрева многогранен:

• Увеличение термического КПД: За счет повышения среднеинтегральной температуры подвода теплоты в цикле. Согласно детализированным данным, промежуточный перегрев может увеличить термический КПД турбоустановки на 7% (или на 4% с учетом потерь теплоты в реальных условиях).
• Повышение степени сухости пара: Это ключевой аспект. Повторный перегрев пара обеспечивает завершение процесса расширения в турбине при значительно более высокой степени сухости, что облегчает условия работы проточной части турбины, снижает эрозионный износ лопаток и, как следствие, продлевает срок службы оборудования.
• Увеличение располагаемого теплоперепада: Это позволяет получить больше работы от того же количества пара.

В совокупности, оптимальные значения начальных и конечных параметров цикла, тщательно проработанные схемы регенеративного подогрева питательной воды и промежуточного перегрева пара определяются не только на основе термодинамических расчетов, но и с помощью комплексных технико-экономических расчетов. Именно эти расчеты позволяют выбрать наиболее выгодные решения, учитывая как технические возможности, так и экономические показатели проекта.

Оптимизация и повышение эффективности газотурбинных и парогазовых установок (ГТУ и ПГУ)

В современном энергетическом ландшафте газотурбинные и парогазовые установки занимают особое место благодаря своей высокой эффективности, маневренности и относительно низкому воздействию на окружающую среду. Эти технологии представляют собой вершину инженерной мысли в теплоэнергетике, постоянно развиваясь и преодолевая новые рубежи.

Цикл Брайтона и его оптимизация

Основой для газотурбинных установок служит цикл Брайтона. Его термический КПД определяется следующей формулой:

ηТ = 1 - 1/β(k-1)/k

где:

• ηТ — термический КПД цикла Брайтона.
• β — степень повышения давления воздуха в компрессоре (отношение давления после компрессора к давлению перед ним).
• k — показатель адиабаты для рабочего тела (для воздуха при комнатной температуре k ≈ 1,4).

Из этой формулы очевидно, что основным параметром, влияющим на эффективность ГТУ, является степень повышения давления β. Чем выше степень сжатия воздуха в компрессоре, тем выше термический КПД цикла. Однако увеличение β также приводит к росту температуры воздуха после компрессора, что снижает теплоперепад, который может быть достигнут в камере сгорания, и увеличивает затраты энергии на сжатие. На практике существуют оптимальные значения β, определяемые конкретными характеристиками турбины и компрессора, а также начальной температурой газов перед турбиной.

Для дальнейшего повышения эффективности ГТУ активно применяется рекуперативные воздухоподогреватели. Это устройство, которое использует теплоту уходящих газов турбины для предварительного подогрева воздуха, поступающего в камеру сгорания, до того, как он будет смешан с топливом. Таким образом, для достижения той же температуры газов перед турбиной требуется сжечь меньше топлива. Внедрение рекуперативных воздухоподогревателей может увеличить электрический КПД ГТУ на 5-10%, что является весьма существенным улучшением, особенно для установок, работающих в базовом режиме. Это также способствует снижению удельного расхода топлива и, как следствие, уменьшению выбросов вредных веществ.

Принципы работы и преимущества парогазовы�� установок

Настоящий прорыв в теплоэнергетике связан с появлением парогазовых установок (ПГУ), которые представляют собой гибрид, сочетающий в себе преимущества как газотурбинного, так и паросилового циклов.

Основной принцип работы ПГУ заключается в утилизации теплоты выхлопных газов газовых турбин. После того как горячие газы отработали в газовой турбине, они направляются не в атмосферу, а в котел-утилизатор. В этом котле теплота газов используется для производства пара, который затем подается в традиционную паровую турбину. Таким образом, отработанное тепло, которое в обычной ГТУ было бы потеряно, эффективно используется для генерации дополнительной электроэнергии.

Именно благодаря этой синергии ПГУ достигают общего КПД, который может превышать 60%, что значительно выше типичных 30-40% для традиционных паросиловых установок и 30-40% для ГТУ в простом цикле. Например, КПД ПГУ с котлом-утилизатором может достигать 52% и выше, если используются газовые турбины с начальной температурой газов перед турбиной более 1100°С. С дальнейшим совершенствованием ГТУ и достижением температуры газов до 1500°С (например, с использованием парового охлаждения лопаток), КПД ПГУ может достигать 58-60%. Это делает ПГУ одними из самых эффективных тепловых электростанций. Разве не это является ключевым аргументом в пользу их широкого внедрения?

Влияние температуры газов перед турбиной является критическим фактором эффективности. Современные ГТУ спроектированы для работы с температурой газов в диапазоне 1000–1300°С, а передовые модели могут достигать 1410°С. Чем выше эта температура, тем выше начальная энергия газа, поступающего в турбину, и, соответственно, тем больше работы может быть извлечено, что напрямую влияет на КПД газотурбинного цикла и, как следствие, на общую эффективность ПГУ.

Режимы работы и компоновочные решения ПГУ

Универсальность ПГУ проявляется не только в их эффективности, но и в гибкости режимов работы. Помимо выработки электроэнергии, ГТУ, а следовательно, и ПГУ, способны функционировать в режиме когенерации, то есть совместного производства электрической и тепловой энергии. В этом режиме теплота отработавших газов (или пара из отборов паровой турбины) используется не только для производства электроэнергии, но и для нужд теплоснабжения (отопление, горячее водоснабжение, промышленные процессы). Работа в режиме когенерации позволяет достичь общего коэффициента использования топлива до 85-90% и более, что является выдающимся показателем по сравнению с 30-40% КПД простого цикла ГТУ. Это значительно повышает экономическую привлекательность установки, особенно в регионах с высокой потребностью в тепловой энергии.

Компоновочные решения ПГУ могут быть разнообразными. Различают одно- и многовальные установки.

• Одновальные установки: газовая и паровая турбины находятся на одном валу и приводят в действие общий генератор. Такая схема компактна, но имеет определенные эксплуатационные особенности. Например, одновальные ПГУ, как правило, не могут работать в чисто газовом режиме без работы парового контура, поскольку паровая турбина требует постоянного охлаждения, которое обеспечивается циркуляцией пара.
• Многовальные установки: газовая турбина и паровая турбина имеют отдельные валы и свои генераторы. Это обеспечивает большую гибкость в эксплуатации, позволяя работать как в чисто газовом, так и в парогазовом режиме, а также производить электричество и тепло независимо.

Одним из существенных экономических преимуществ ПГУ является сокращенный строительный цикл. В отличие от традиционных тепловых электростанций, особенно угольных (которые могут строиться 5-7 лет), ПГУ собираются из крупных модулей, поставляемых заводом-изготовителем. Это значительно ускоряет монтаж и ввод в эксплуатацию, сокращая сроки строительства до 2-3 лет. Более быстрый ввод в строй означает более раннее начало получения доходов и снижение инвестиционных рисков. Это также позволяет поэтапно вводить мощности, подстраиваясь под меняющиеся потребности рынка.

Наконец, важно отметить потенциал для дальнейшего повышения эффективности. Например, внедрение тепловых насосов в схему ТЭС (в том числе ПГУ) может увеличить электрический КПД станции на 2,5-12,3% или значительно увеличить отпуск тепловой энергии, либо снизить расход топлива. Тепловые насосы могут использовать низкопотенциальное тепло (например, от охлаждающей воды конденсатора) для подогрева сетевой воды, что дополнительно оптимизирует энергетический баланс станции.

Методики расчетов тепловых и электрических параметров основных узлов ТЭС

Проектирование тепловой электростанции — это не просто выбор оборудования, это искусство и наука точного расчета, основанные на глубоком понимании физических принципов. Каждый компонент ТЭС, от котла до генератора, должен быть тщательно рассчитан и обоснован, чтобы обеспечить заданную мощность и максимальную эффективность.

Расчет термодинамических параметров

В основе любого проекта ТЭС лежат детальные термодинамические расчеты. Они позволяют количественно оценить процессы преобразования энергии в рабочем теле на каждом этапе цикла.

Методики определения работы цикла, термического КПД и среднего индикаторного давления являются стандартными задачами для инженера-теплоэнергетика. Работа цикла (L_цикла) на p-v диаграмме представляет собой площадь, ограниченную контуром цикла, и может быть рассчитана как сумма работ на отдельных участках. Для идеального цикла это интеграл от p⋅dV. Термический КПД (η_Т) уже был рассмотрен как отношение полезной работы к подведенной теплоте.

Среднее индикаторное давление (p_i) — это условное постоянное давление, при котором совершается та же работа, что и в реальном цикле, при изменении объема рабочего тела. Оно используется для оценки мощности двигателя или турбины и рассчитывается как отношение работы цикла к рабочему объему.

Особое внимание уделяется алгоритмам расчета адиабатной и действительной работы турбины.

• Адиабатная работа турбины (L_ад) — это работа, которую совершила бы турбина, если бы процесс расширения пара в ней был идеальным, то есть изоэнтропийным (без изменения энтропии и без потерь). Она определяется по разности энтальпий пара на входе и выходе из идеальной турбины при одинаковой энтропии.
• Действительная работа турбины (L_д) учитывает реальные потери (трение, дросселирование, утечки) и всегда меньше адиабатной работы. Для ее расчета используется внутренний относительный КПД турбины (η_i), который является эмпирическим коэффициентом, учитывающим степень совершенства турбины:

Lд = Lад ⋅ ηi

или, в терминах энтальпии:

hвх - hвых_д = (hвх - hвых_ад) ⋅ ηi

где:

• hвх — энтальпия пара на входе в турбину.
• hвых_д — действительная энтальпия пара на выходе из турбины.
• hвых_ад — адиабатная энтальпия пара на выходе из турбины.

Эти расчеты выполняются с использованием теплотехнических таблиц и i-s диаграмм для воды и водяного пара, а также специальных программных комплексов.

Выбор основного и вспомогательного оборудования

После определения оптимальных термодинамических параметров, следующим шагом является подбор конкретного оборудования, которое сможет реализовать заданный цикл с максимальной эффективностью и надежностью.

Методические рекомендации по выбору паровых котлов, турбин, генераторов, котлов-утилизаторов включают в себя:

1. Паровые котлы: Выбор типа котла (барабанный, прямоточный, с естественной или принудительной циркуляцией), его паропроизводительности, давления и температуры пара определяется требуемой электрической мощностью станции и выбранными параметрами парового цикла. Учитываются также тип сжигаемого топлива, компоновочные требования и экологические нормы.
2. Паровые турбины: Выбор турбины осуществляется по ее номинальной мощности, начальным и конечным параметрам пара, количеству отборов (для регенерации и/или теплофикации). Определяются число цилиндров, тип проточной части, частота вращения.
3. Газовые турбины: Для ГТУ и ПГУ выбор ГТУ основывается на ее электрической мощности, температуре газов перед турбиной, степени сжатия в компрессоре и типе топлива. Учитываются производители, их модельный ряд и технические характеристики.
4. Генераторы: Подбор генератора синхронизируется с мощностью турбины и частотой вращения. Определяются тип генератора (двухполюсный, четырехполюсный), напряжение, охлаждение.
5. Котлы-утилизаторы: Для ПГУ выбор котла-утилизатора критически важен. Он определяется параметрами выхлопных газов ГТУ (температура, массовый расход) и требуемыми параметрами производимого пара (давление, температура, расход).

Кроме основного оборудования, не менее важны расчеты и обоснование выбора вспомогательных систем:

• Топливное хозяйство: Включает в себя системы приема, хранения, подготовки и подачи топлива (газопроводы, насосные станции для жидкого топлива, склады угля и системы пылеприготовления). Выбор зависит от типа топлива и его доступности.
• Водоподготовка: Системы для подготовки питательной воды для котлов и охлаждающей воды для конденсаторов. Требуется детальный расчет производительности, выбор методов очистки (фильтрация, обессоливание, деаэрация), реагентного хозяйства.
• Тягодутьевые установки: Дымососы и дутьевые вентиляторы, обеспечивающие необходимый воздухообмен в котлах. Их выбор основывается на расчете аэродинамического сопротивления газовоздушного тракта и требуемого расхода воздуха/газов.
• Системы охлаждения: Градирни, брызгальные бассейны или прямоточное охлаждение с использованием природных водоемов для отвода избыточного тепла от конденсатора. Выбор зависит от наличия водных ресурсов и климатических условий.
• Системы автоматизации и управления: Современные ТЭС оснащаются распределенными системами управления (РСУ) и автоматическими системами регулирования, обеспечивающими оптимальные режимы работы, безопасность и мониторинг.

Все эти расчеты и выбор оборудования должны быть подкреплены соответствующими нормативно-техническими документами, каталогами производителей и лучшими инженерными практиками, чтобы обеспечить надежность, эффективность и долговечность проектируемой электростанции.

Комплексная экономическая и экологическая оценка проекта ТЭС

Проектирование любой современной тепловой электростанции невозможно без глубокого анализа двух ключевых аспектов: ее экономической целесообразности и экологического воздействия. Взаимосвязь этих факторов определяет жизнеспособность и конкурентоспособность проекта в долгосрочной перспективе, а также его соответствие глобальным вызовам устойчивого развития.

Экономическая эффективность проекта

Методики оценки инвестиционных затрат, эксплуатационных расходов и себестоимости производимой энергии являются основой для принятия решений о целесообразности строительства ТЭС.

Инвестиционные затраты (капитальные вложения) включают в себя расходы на:

• Приобретение земельного участка.
• Проектно-изыскательские работы.
• Закупку основного и вспомогательного оборудования (турбины, генераторы, котлы, трансформаторы, насосы и т.д.).
• Строительно-монтажные работы.
• Подключение к инфраструктуре (линии электропередачи, газопроводы, водоснабжение).
• Пусконаладочные работы.
• Затраты на обучение персонала.

Эксплуатационные расходы — это текущие затраты, которые возникают в процессе работы станции:

• Затраты на топливо: Наиболее значительная статья расходов. Зависят от стоимости топлива, его удельного расхода и выработки электроэнергии.
• Заработная плата персонала: С учетом отчислений.
• Расходы на ремонт и техническое обслуживание: Плановые и внеплановые ремонты, закупка запчастей.
• Расходы на сырье и материалы: Вода, реагенты для водоподготовки, смазочные материалы.
• Административно-управленческие расходы.
• Налоги и сборы: В том числе экологические платежи.
• Амортизация оборудования.

Себестоимость производимой энергии (руб./МВт·ч или руб./кВт·ч) рассчитывается как отношение суммарных эксплуатационных расходов к объему произведенной электроэнергии за период. Это ключевой показатель, влияющий на конкурентоспособность станции на рынке.

Расчет срока окупаемости и других финансово-экономических показателей проекта является обязательным элементом.

• Срок окупаемости (Payback Period): Период времени, за который чистый денежный поток от проекта полностью покроет первоначальные инвестиции.
• Чистая приведенная стоимость (Net Present Value, NPV): Оценка дисконтированного денежного потока проекта. Положительный NPV указывает на экономическую привлекательность.
• Внутренняя норма доходности (Internal Rate of Return, IRR): Ставка дисконтирования, при которой NPV проекта равен нулю. Чем выше IRR, тем привлекательнее проект.

Сравнительный анализ экономической эффективности ПГУ с традиционными ТЭС и АЭС часто демонстрирует явные преимущества парогазовых установок.

• Капитальные затраты: ПГУ, как правило, требуют на 20-30% меньше капитальных затрат по сравнению с угольными ТЭС аналогичной мощности. Это обусловлено модульной компоновкой оборудования и сокращенными сроками строительства. По сравнению с АЭС, капитальные затраты на ПГУ могут быть в несколько раз ниже.
• Себестоимость электроэнергии: За счет высокой эффективности и, зачастую, использования относительно дешевого природного газа, себестоимость электроэнергии на ПГУ часто ниже на 10-15% по сравнению с угольными ТЭС.

Таблица 1: Сравнительный анализ экономических показателей различных типов электростанций

Показатель	Угольная ТЭС	Газовая ТЭС (ПГУ)	АЭС
Капитальные затраты (относительно)	1.0	0.7-0.8	2.0-3.0 (и более)
Себестоимость энергии (относительно)	1.0	0.85-0.9	0.7-0.8 (без учета кап. затрат)
Срок строительства	5-7 лет	2-3 года	8-15 лет
Зависимость от топлива	Высокая	Высокая	Низкая

Экологические аспекты и снижение негативного воздействия

Экологические аспекты играют все возрастающую роль при проектировании и эксплуатации ТЭС. Главная задача — минимизировать воздействие на окружающую среду и здоровье человека.

Анализ основных загрязняющих веществ включает в себя:

• Оксиды азота (NO_x): Образуются при высоких температурах горения в камерах сгорания ГТУ и котлах. Выбросы NO_x могут достигать 50-200 мг/м³ при работе без специальных систем очистки.
• Диоксид углерода (CO₂): Основной продукт сгорания углеводородного топлива и главный парниковый газ.
• Твердые частицы (сажа, зола): В основном характерны для угольных ТЭС, но могут присутствовать и при сжигании мазута.
• Оксиды серы (SO_x): Образуются при сгорании топлива, содержащего серу (уголь, мазут). Для природного газа их выбросы минимальны.

Сравнительный анализ удельных выбросов CO₂ для различных типов электростанций наглядно демонстрирует преимущества газового топлива и ядерной энергетики:

• Угольные ТЭС: 800-1000 кг CO₂/МВт·ч.
• Газовые ТЭС (ПГУ): 350-400 кг CO₂/МВт·ч. Это существенно ниже, чем у угольных ТЭС.
• АЭС: менее 10-12 г CO₂-экв/кВт·ч на протяжении всего жизненного цикла (включая добычу урана, строительство и вывод из эксплуатации). Ядерная энергетика является практически безуглеродным источником энергии в процессе эксплуатации.

Таблица 2: Сравнительные удельные выбросы CO₂

Тип электростанции	Удельные выбросы CO2
Угольная ТЭС	800-1000 кг/МВт·ч
Газовая ТЭС (ПГУ)	350-400 кг/МВт·ч
АЭС	<12 г CO2-экв/кВт·ч

Меры по снижению выбросов включают:

• Применение систем рекуперации тепла: Использование отработанных газов для нагрева воды или пара. Это позволяет снизить удельный расход топлива на 5-15% и, соответственно, сократить выбросы CO₂ и других загрязняющих веществ на аналогичную величину.
• Очистка газов:
  • Для NO_x: селективное каталитическое восстановление (SCR), неселективное каталитическое восстановление (SNCR), методы низкоэмиссионного сжигания (например, ступенчатое сжигание, впрыск воды/пара в камеру сгорания ГТУ).
  • Для SO_x: сероочистка дымовых газов (десульфуризация), использование низкосернистого топлива.
  • Для твердых частиц: электрофильтры, рукавные фильтры.
• Использование более чистого топлива: Переход с угля и мазута на природный газ, который практически не содержит серы и образует меньше твердых частиц.

Влияние выбора типа топлива на экологические показатели огромно. Газотурбинные установки могут работать на различных видах топлива: природный газ, керосин, биогаз, дизельное топливо, попутный нефтяной газ, коксовый, древесный и шахтный газы. Парогазовые установки в основном используют природный газ или продукты нефтяной промышленности (дизельное топливо). Выбор природного газа является предпочтительным с экологической точки зрения, так как он обеспечивает минимальные выбросы серы и твердых частиц.

Влияние региональных условий и выбора топлива

При проектировании ТЭС географическое расположение, доступность топлива и климатические особенности региона оказывают существенное влияние на компоновочные решения и технологическую схему станции.

• Доступность топлива: Определяет выбор основного вида топлива. Например, в регионах с развитой газотранспортной инфраструктурой предпочтение отдается природному газу. Вблизи угольных месторождений могут быть экономически оправданы угольные ТЭС, но с обязательным внедрением передовых систем очистки.
• Климатические условия: Среднегодовые температуры воздуха и воды влияют на эффективность систем охлаждения (выбор типа градирен, расход охлаждающей воды). В холодных регионах могут быть более актуальны ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) с когенерацией для обеспечения отопления.
• Наличие водных ресурсов: Для работы конденсаторов паровых турбин требуется значительное количество охлаждающей воды. В засушливых регионах это может привести к выбору воздушных конденсаторов или более сложных и дорогих систем оборотного водоснабжения.
• Геологические условия: Тип грунта, сейсмическая активность влияют на фундаменты зданий и сооружений, выбор материалов.
• Экологические нормативы региона: Местные законодательные требования к выбросам могут быть более строгими, чем федеральные, что потребует применения более совершенных технологий очистки.
• Инфраструктура: Наличие дорог, ЛЭП, газопроводов, водоводов влияет на капитальные затраты и сроки строительства.

Обоснование выбора оптимального вида топлива осуществляется с учетом:

• Региональных ресурсов: Доступность, объемы, стабильность поставок.
• Стоимости топлива: Как текущей, так и прогнозной.
• Экологических норм: Возможность соблюдения нормативов выбросов.
• Технологических требований: Совместимость с выбранным типом оборудования.
• Логистических затрат: Транспортировка и хранение топлива.

Таким образом, комплексный подход к экономическим и экологическим аспектам, а также учет региональных особенностей, позволяет создать не просто функциональный, но и устойчивый, прибыльный и социально ответственный энергетический объект.

Промышленная и пожарная безопасность, охрана труда при проектировании и эксплуатации ТЭС

Проектирование и эксплуатация тепловой электростанции – это не только вопросы эффективности и экономики, но и, прежде всего, обеспечение абсолютной безопасности. Энергетические объекты по своей природе являются опасными производственными объектами, требующими строгого соблюдения законодательства и внедрения передовых практик в области промышленной и пожарной безопасности, а также охраны труда. Игнорирование этих аспектов может привести к катастрофическим последствиям – от аварий и техногенных катастроф до угрозы жизни и здоровью персонала.

Законодательная и нормативная база

Деятельность тепловых электростанций в Российской Федерации регулируется обширным комплексом нормативно-правовых актов. Центральное место занимает Федеральный закон от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». Этот закон устанавливает правовые, экономические и социальные основы обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов, к которым, безусловно, относятся ТЭС. Он обязывает организации проводить экспертизу промышленной безопасности, декларировать безопасность, страховать ответственность и соблюдать лицензионные требования.

Проектирование, строительство и эксплуатация ТЭС должны соответствовать строгим стандартам, таким как:

• Строительные нормы и правила (СНиП), в частности, СП 90.13330.2012 «Электростанции тепловые. Актуализированная редакция СНиП II-58-75», который определяет термины и требования к тепловым электростанциям.
• Правила взрывопожаробезопасности топливоподач электростанций: Регулируют вопросы безопасности при транспортировке, хранении и подаче топлива, особенно пылеугольного или жидкого.
• Правила взрывобезопасности установок для приготовления и сжигания топлива в пылевидном состоянии: Критически важны для угольных ТЭС, где пылеугольное топливо является высокоопасным в плане взрывов.
• Правила взрывобезопасности при использовании мазута в котельных установках: Определяют требования к системам хранения, подогрева и подачи мазута.
• Санитарные нормы проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей: Устанавливают требования к санитарно-гигиеническим условиям труда и влиянию на окружающую среду.

Нормы пожарной безопасности регулируются Федеральным законом от 21.12.1994 № 69-ФЗ «О пожарной безопасности» и «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации», утвержденными Постановлением Правительства РФ от 16.09.2020 № 1479. Эти документы устанавливают общие требования к обеспечению пожарной безопасности на всех объектах, включая энергетические предприятия. Важно отметить, что ранее действовавшие РД 153-34.0-03.301-00 (ВППБ 01-02-95*) «Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий», хотя и исключены из реестра действующих НТД, могут использоваться для разработки внутренних нормативных актов, если они не противоречат актуальному законодательству.

Электрооборудование ТЭС подчиняется особым правилам. Оно должно соответствовать «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ), которые определяют требования к проектированию и монтажу электроустановок. Эксплуатация электрооборудования регулируется «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок».

Ключевым документом, устанавливающим требования к эксплуатации объектов по производству электроэнергии, является «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации». Актуальная редакция этих правил, вступившая в силу с 06.03.2023, обязывает энергетические предприятия соблюдать весь комплекс требований промышленной, пожарной безопасности и охраны труда.

Организация охраны труда

Помимо промышленной и пожарной безопасности, огромное значение имеет охрана труда, направленная на сохранение жизни и здоровья работников.

Обязанности работодателя по обучению работников, проверке знаний и контролю за соблюдением требований охраны труда являются основополагающими. Работодатель обязан:

• Обеспечить безопасные условия труда.
• Проводить вводные, первичные, повторные, внеплановые и целевые инструктажи по охране труда.
• Организовать обучение по охране труда и проверку знаний требований охраны труда для всего персонала.
• Обучать правилам оказания первой помощи пострадавшим на производстве.
• Осуществлять постоянный контроль за соблюдением работниками требований охраны труда.
• Проводить специальную оценку условий труда (СОУТ).

Ключевым документом в этой сфере являются РД 34.03.201-97 «Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей». Этот норматив детально описывает требования безопасности при работе с котлами, турбинами, насосами, трубопроводами и другим тепломеханическим оборудованием.

Дополнительно, Приказ Минтруда России N 924н от 17.12.2020 «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок» устанавливает конкретные требования к безопасности работ на тепловых сетях и теплопотребляющих установках, что также актуально для ТЭС как производителей тепловой энергии.

Таким образом, проектирование и эксплуатация ТЭС требуют комплексного и многоуровневого подхода к безопасности, основанного на строгом соблюдении действующей нормативно-правовой базы, постоянном обучении персонала и внедрении систем управления охраной труда. Только при таком подходе можно гарантировать надежную и безопасную работу энергетического объекта.

Современные тенденции и инновационные технологии в теплоэнергетике

Энергетическая отрасль находится в постоянном поиске путей для повышения эффективности, снижения воздействия на окружающую среду и увеличения гибкости генерирующих мощностей. Современные тенденции в теплоэнергетике отражают эти стремления, предлагая инновационные решения как для модернизации существующих объектов, так и для создания новых, более совершенных электростанций.

Инновации в конденсационном цикле

Конденсационный цикл паровой турбины является одним из ключевых участков, где даже незначительное повышение эффективности может дать существенный общий прирост КПД станции. Потери в этом цикле связаны, в первую очередь, с дросселированием пара и сопротивлением потоку в последних ступенях турбины и конденсаторе.

Снижение потерь за счет применения специальных лопастей вентилятора на последних венцах цилиндров низкого давления турбины и сопла с электроприводом представляет собой одно из таких инновационных решений.

• Специальные лопасти вентилятора: Традиционные лопатки турбин оптимизированы для определенных режимов работы. Однако в условиях переменной нагрузки или при снижении мощности эффективность последних ступеней может падать из-за ухудшения аэродинамики потока. Разработка адаптивных лопастей или лопастей с улучшенной геометрией, возможно, даже с активным управлением, позволяет оптимизировать поток пара, минимизировать потери энергии на выходе из турбины.
• Сопло с электроприводом: Позволяет динамически изменять геометрию входного сопла турбины. Это дает возможность более точно регулировать подачу пара в турбину и оптимизировать режимы работы при различных нагрузках. Таким образом, можно снизить потери, связанные с дросселированием пара на регулирующих клапанах, и поддерживать высокий КПД турбины в широком диапазоне мощностей.

Потенциал повышения КПД ТЭС за счет этих инноваций оценивается в 0,5-1,5%. Хотя эта цифра может показаться небольшой, в масштабах крупной электростанции она выливается в значительную экономию топлива и снижение выбросов на протяжении всего срока службы установки.

Применение тепловых насосов в схемах ТЭС

Тепловые насосы, традиционно ассоциирующиеся с системами отопления и кондиционирования, находят все более широкое применение и в большой энергетике, предлагая новые возможности для повышения эффективности.

Использование абсорбционно-компрессионных тепловых насосов (А-КТН) в схемах ТЭС позволяет эффективно использовать низкопотенциальное тепло, которое иначе было бы выброшено в окружающую среду.

• Снижение температуры оборотной циркуляционной воды: Тепловой насос может отводить тепло от оборотной воды, возвращающейся из градирни, тем самым снижая ее температуру перед подачей в конденсатор. Более холодная вода в конденсаторе позволяет поддерживать более глубокий вакуум (то есть более низкое давление пара) в конденсаторе, что, как было рассмотрено ранее, напрямую увеличивает электрический КПД паротурбинного цикла. Снижение температуры оборотной циркуляционной воды на 3-5°C может значительно повысить вакуум и, как следствие, эффективность.
• Подогрев сетевой воды: Другое применение — использование теплового насоса для подогрева сетевой воды, которая затем подается потребителям. Это позволяет «поднять» температуру теплоносителя, используя низкопотенциальное тепло от конденсатора или других вспомогательных систем ТЭС. Таким образом, можно увеличить отпуск тепловой энергии потребителям без дополнительного сжигания топлива, или даже снизить нагрузку на основные бойлеры. Подогрев сетевой воды на 10-20°C может быть весьма значимым.

В целом, применение тепловых насосов в схеме ТЭС может увеличить электрический КПД станции на 2,5-12,3% или значительно увеличить отпуск тепловой энергии, либо снизить расход топлива, что делает их крайне привлекательными для модернизации существующих и проектирования новых ТЭС, особенно в режиме когенерации.

Модернизация существующих ТЭС и новые решения для малой энергетики

С учетом длительного срока службы энергетических объектов, вопрос модернизации существующих ТЭС становится не менее важным, чем строительство новых. Зачастую, такая модернизация предполагает реконструкцию с внедрением ГТУ и ПГУ. Это позволяет использовать уже имеющуюся инфраструктуру (здания, фундаменты, системы выдачи мощности, топливопроводы) и тем самым существенно сократить капитальные затраты по сравнению с «чистым» строительством, одновременно повышая эффективность и экологичность станции до современного уровня. Именно такой подход демонстрирует максимальную экономическую целесообразность в условиях ограниченных инвестиционных возможностей.

Для сектора малой энергетики (где мощности составляют от нескольких сотен киловатт до нескольких мегаватт) также появляются инновационные подходы. Вместо традиционных лопаточных турбин, которые при малых расходах пара имеют низкий КПД и требуют высокой точности изготовления, предлагается применение современных поршневых паровых двигателей в составе ПГУ.

• Преимущества поршневых паровых двигателей для малых мощностей (до 1-2 МВт):
  • Высокий КПД при частичных нагрузках: Поршневые машины сохраняют относительно высокий КПД даже при работе на неполных нагрузках, что часто встречается в малой энергетике.
  • Приспособленность к работе с влажным паром: В отличие от лопаточных турбин, которые сильно страдают от эрозии при работе с влажным паром, поршневые двигатели гораздо более устойчивы к его воздействию. Это упрощает требования к качеству пара.
  • Простота конструкции и эксплуатации: По сравнению с многоступенчатыми турбинами, поршневые машины могут быть проще в изготовлении и обслуживании, что снижает эксплуатационные расходы.

Такие решения открывают новые перспективы для децентрализованного энергоснабжения, использования местных видов топлива и повышения энергетической независимости регионов.

В целом, современные тенденции в теплоэнергетике направлены на глубокую интеграцию различных технологий, использование принципов когенерации и утилизации тепла, а также на разработку специализированных решений для различных масштабов мощности, чтобы обеспечить максимальную эффективность и устойчивость энергетической системы.

Заключение

Разработанный детальный план дипломного проекта по проектированию паротурбинной (парогазовой, газотурбинной) электростанции заданной электрической мощности представляет собой всестороннее руководство, охватывающее ключевые аспекты современной теплоэнергетики. Цели работы, заключающиеся в комплексной проработке технико-экономических, экологических и безопасных аспектов, были достигнуты путем глубокого анализа фундаментальных термодинамических принципов, методик расчетов, инновационных технологий и строгой нормативно-правовой базы.

В ходе исследования мы убедились, что выбор оптимальных параметров термодинамического цикла, таких как начальное давление и температура пара в цикле Ренкина, или степень повышения давления в цикле Брайтона, является краеугольным камнем для достижения максимальной эффективности. Подробно рассмотрены методы оптимизации, включая регенеративный подогрев питательной воды, промежуточный перегрев пара и применение рекуперативных воздухоподогревателей, демонстрирующие их значительный вклад в повышение термического КПД. Особое внимание уделено парогазовым установкам, чей КПД, превышающий 60%, является результатом синергии газотурбинного и паросилового циклов, а также эффективной утилизации теплоты выхлопных газов.

Представленные методики расчетов тепловых и электрических параметров, а также принципы выбора основного и вспомогательного оборудования, обеспечивают необходимый инструментарий для детального инженерного проектирования. Комплексная экономическая оценка проекта показала, что ПГУ, как правило, превосходят традиционные ТЭС и АЭС по капитальным затратам и срокам строительства, предлагая конкурентную себестоимость электроэнергии.

Экологический анализ подчеркнул необходимость минимизации воздействия ТЭС на окружающую среду. Сравнительные данные по удельным выбросам CO₂ четко демонстрируют преимущества газовых ТЭС и, особенно, АЭС. Предложенные меры по снижению выбросов, включая системы рекуперации тепла и очистки газов, являются обязательными элементами современного проекта. Также было показано критическое влияние региональных условий и выбора топлива на компоновочные и технологические решения.

Наиважнейшим аспектом является всеобъемлющий обзор требований промышленной и пожарной безопасности, а также охраны труда, базирующийся на актуальной нормативно-правовой базе Российской Федерации (ФЗ № 116-ФЗ, ФЗ № 69-ФЗ, СНиП, ПУЭ, ПТЭЭС 2023 и др.). Соблюдение этих требований гарантирует безопасную и надежную эксплуатацию энергетического объекта на всех этапах его жизненного цикла.

Наконец, рассмотрение современных тенденций и инновационных технологий – от оптимизации конденсационного цикла с помощью специальных лопастей и сопел с электроприводом д�� применения тепловых насосов и поршневых паровых двигателей для малой энергетики – демонстрирует потенциал для дальнейшего повышения эффективности, экологичности и адаптивности ТЭС к меняющимся условиям.

Таким образом, разработанный проект обеспечивает исчерпывающую теоретическую и методологическую базу для создания дипломной работы, которая не только соответствует академическим стандартам, но и предлагает практические, инновационные решения для развития теплоэнергетики. Его значимость заключается в формировании комплексного видения проектирования энергетических объектов, способных отвечать вызовам современного мира, сочетая высокую эффективность, экономическую целесообразность и ответственное отношение к окружающей среде и безопасности человека.

Список использованной литературы

1. ГОСТ Р 50571.3-94. Электроустановки зданий.
2. ГОСТ 12.1.029-80. ССБТ. Методы и средства защиты от шума.
3. НПБ 105-03. Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности. Нормы государственной противопожарной службы МВД России, 1995.
4. Правила устройства электроустановок (ПУЭ), 1987.
5. СН 2.2.4/2.1.8583-96. Инфразвук на рабочих местах, в жилых и общественных зданиях и на территории жилой застройки.
6. СНиП 2.04.07-86*. Тепловые сети. Москва: Минстрой России, 1994.
7. СНиП 2.08.02-89/(1999). Общественные здания и сооружения.
8. СНиП 21-01-97. Пожарная безопасность зданий и сооружений. Москва: Госстрой России, 1997. 14 с.
9. СНиП 23-01-99. Строительная климатология.
10. СНиП 23-03-2003. Защита от шума.
11. СНиП 23-05-95. Строительные правила и нормы РФ. Естественное и искусственное освещение.
12. СНиП II-35-76. Котельные установки.
13. СНиП 31.03-2001. Производственные здания.
14. СП 31-110-2003. Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий.
15. ОНД-86. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий.
16. Ахмедов Р.Б., Цирульников Л.Н. Технология сжигания горючих газов и жидких топлив. Ленинград: Недра, 1984.
17. Астахов Н.Л., Калинов В.Ф., Киселёв Г.П. Современная методика расчёта показателей тепловой экономичности ТЭС. Энергетик, 1997, № 12.
18. Бузников Е.Ф., Роддатис К.Ф. Производственные и отопительные котельные. Москва: Энергия, 1974.
19. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Орлова Е.Р., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. Москва: Дело, 1998.
20. Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений. СНиП 11-01-95. Москва: ГП «ЦЕНТРИНВЕСТ-проект», 1995.
21. Информационный бюллетень «Энергосовет», выпуск № 4 (4) ноябрь 2009.
22. Иссерлин А.С. Основы сжигания газового топлива: Справ. пособие. Ленинград: Недра, 1987.
23. Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий. МУКП. Санкт-Петербург: СЗПИ, 1998.
24. Кириенков А.В. Комплексная оценка эффективности применения стационарных газотурбинных установок на промышленно-отопительных котельных: автореферат диссертации по энергетике.
25. Ковалёв В.В. Методы оценки инвестиционных проектов. Москва: Финансы и статистика, 1998.
26. Корсов Ю.Г., Ефимов В.С., Ртищев В.В. Сравнительный анализ энергетических газотурбинных установок. Энергетическое строительство, 1990, №11.
27. Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты / А.П. Воинов, В.А. Зайцев, Л.И. Куперман, Л.Н. Сидельковский. Москва: Энергоатомиздат, 1989.
28. Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты / Под ред. Л.Н. Сидельковского. Москва: Энергоатомиздат, 1989.
29. Котлы-утилизаторы и котлы энерготехнологические: Отраслевой каталог / В.А. Зайцев, Л.М. Микрюкова. Москва: НИИЭИНФОРМ-ЭНЕРГОМАШ, 1985.
30. Лебедев В.М. Тепловой расчёт и конструирование котельных агрегатов. Ч. Тепловой расчёт котельных агрегатов и определение расхода топлива: Метод. указания. Омск: Омская гос. акад. путей сообщения, 1995.
31. Манюк В.И., Каплинский И.И., Хиж Э.Б. и др. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей. Москва: Стройиздат, 1988.
32. Мелкумов Я.С. Экономическая оценка эффективности инвестиций и финансирование инвестиционных проектов. Москва: ИКЦ «ДИС», 1997.
33. Митор В.В. Теплообмен в топках паровых и водогрейных котлов. Москва-Ленинград: Машиз, 1963.
34. Общие методические положения по выявлению резервов экономии топлива за счет использования вторичных энергетических ресурсов на промышленных предприятиях. Москва: Госплан СССР (НИИПиН), 1977.
35. Основные методические положения по планированию использования вторичных энергетических ресурсов. Москва: Энергоатомиздат, 1987.
36. Паровые турбины и турбогенераторы. Номенклатурный перечень № 1. Калуга: ОАО КТЗ, 2001.
37. Паротурбинные энергетические установки. Москва: ЦНИИТЭИ-тяжмаш, 1988.
38. Порецкий Л.Я. Справочник эксплуатационника газифицированных котельных. Москва: Энергия, 1978.
39. Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений. СП 11-101-95. Москва: Минстрой России, 1995.
40. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. Москва: Энергоатомиздат, 1991.
41. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. Москва: Энергия, 1980.
42. Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического комплекса. Москва, 2003.
43. Семененко Н.А. Организация топливоиспользования и энерготехнологическое комбинирование в промышленной огнетехнике. Москва: Энергия, 1976. 279 с.
44. Семенов В.Г. Теплофикация в современных рыночных условиях. Информационная система по теплоснабжению, www.rosteplo.ru, 2012.
45. Сидельковский Л.Н., Юренев В.Н. Котельные установки промышленных предприятий. Москва: Энергоатомиздат, 1988.
46. Спейшер В.А. Обезвреживание промышленных выбросов дожиганием. Москва: Энергоатомиздат, 1986.
47. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. Москва: Энергоатомиздат, 1989.
48. Теория и практика сжигания газа: Сборник статей. Ленинград: Недра, 1981.
49. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. Москва: Энергоатомиздат, 1989.
50. Тепловой расчёт котельных агрегатов: Нормативный метод / Под ред. Н.В. Кузнецова и др. Москва: Энергия, 1973.
51. Фурсенко В.Ф., Каплунова И.М., Жукова Н.Н. Вопросы охраны окружающей среды. Ч. 1. Ростов-на-Дону, 1989.
52. Фурсенко В.Ф., Каплунова И.М., Жукова Н.Н. Вопросы охраны окружающей среды. Ч. 2. Ростов-на-Дону, 1989.
53. Фурсенко В.Ф., Каплунова И.М., Жукова Н.Н. Вопросы охраны окружающей среды. Ч. 3. Ростов-на-Дону, 1989.
54. Эстеркин Р.И. Перевод промышленных котлов на газообразное топливо. Москва: Энергия, 1967.
55. Яковлева Е.Ж., Семёнов Н.Д. Охрана окружающей среды: Учебник для вузов. Москва, 1986.
56. Способ повышения КПД тепловой электростанции. URL: https://www.rosteplo.ru/Tech_stat/stat_base/st_text.php?id=129 (дата обращения: 11.10.2025).
57. Способ повышения КПД тепловой электростанции. URL: https://teplofor.pro/blog/kak-povysit-kpd-tes/ (дата обращения: 11.10.2025).
58. Способы повышения экологических и экономических показателей тепловых электростанций. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/sposoby-povysheniya-ekologicheskih-i-ekonomicheskih-pokazateley-teplovyh-elektrostantsiy (дата обращения: 11.10.2025).
59. Техническая термодинамика: Учебник / Под ред. В.И. Крутова. Москва: Высш. школа, 1991.
60. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВУЮЩИХ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/povyshenie-effektivnosti-deystvuyuschih-teplovyh-elektricheskih-stantsiy-v-sovremennyh-usloviyah (дата обращения: 11.10.2025).
61. Термодинамические циклы теплоэнергетических установок: Учебное пособие. URL: https://www.labirint.ru/books/645934/ (дата обращения: 11.10.2025).
62. СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ КПД ТЕПЛОВОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ. URL: https://patentscope.wipo.int/search/ru/detail.jsf?docId=WO2019013669 (дата обращения: 11.10.2025).
63. ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК (Глава учебника/пособия).
64. Влияние основных параметров цикла на показатели эффективности перспективных газотурбинных установок. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/vliyanie-osnovnyh-parametrov-tsikla-na-pokazateli-effektivnosti-perspektivnyh-gazoturbinnyh-ustanovok (дата обращения: 11.10.2025).
65. ТЕХНИЧЕСКАЯ ТЕРМОДИНАМИКА И ОСНОВЫ ТЕРМОЭЛЕКТРИЧЕСТВА В ПРОЕКТИРОВАНИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ: Учебное пособие. Томский политехнический университет.
66. РАСЧЕТ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ЦИКЛОВ: Учебное пособие.
67. Электронный учебно-методический комплекс по дисциплине «Тепловые электрические станции». БНТУ.
68. Парогазовые установки в энергетике: Учебно-методическое пособие. БНТУ.
69. Газотурбинные установки: виды, схемы, циклы, особенности. URL: https://www.elektro-expo.ru/articles/gasturbinnye-ustanovki-vidy-shemy-tsikly-osobennosti/ (дата обращения: 11.10.2025).
70. Газотурбинная электростанция (ГТЭС): что такое, плюсы и минусы. URL: https://prom-electric.ru/articles/gazoturbinnye-elektrostantsii-gtes/ (дата обращения: 11.10.2025).
71. Создание и развитие парогазовых и газопаровых установок, их классификация (Глава учебника/монографии).
72. Парогазовые установки ТЭС: опыт проектирования и эксплуатации, перспективы применения. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/parogazovye-ustanovki-tes-opyt-proektirovaniya-i-ekspluatatsii-perspektivy-primeneniya (дата обращения: 11.10.2025).
73. Циклы паротурбинных установок. URL: https://energo.online/ru/lektsii/termalnye-tsikly-v-termicheskoy-energetike/tsikly-paroturbinnykh-ustanovok (дата обращения: 11.10.2025).
74. Примеры решения задач по теме «Циклы паротурбинных установок». URL: https://energo.online/ru/lektsii/termalnye-tsikly-v-termicheskoy-energetike/tsikly-paroturbinnykh-ustanovok (дата обращения: 11.10.2025).
75. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ ПЕРЕД ПАРОСИЛОВОЙ. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/analiz-effektivnosti-parogazovoy-ustanovki-pered-parosilovoy (дата обращения: 11.10.2025).
76. Промышленная безопасность тепловая электростанция. URL: https://nikaexp.ru/promyshlennaya-bezopasnost-teplovaya-elektrostanciya/ (дата обращения: 11.10.2025).
77. Пожарная безопасность на объектах электроэнергетической отрасли. URL: https://aktiv-sb.ru/articles/pozharnaya-bezopasnost-na-obektah-elektroenergeticheskoj-otrasli/ (дата обращения: 11.10.2025).
78. РД 34.03.201-97. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. URL: https://docs.cntd.ru/document/1200003055 (дата обращения: 11.10.2025).
79. Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок (Приказ Минтруда России от 17.12.2020 N 924н). URL: https://docs.cntd.ru/document/566191410 (дата обращения: 11.10.2025).
80. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий 2025. URL: https://www.trudohrana.ru/article/103632-pravila-pojarnoy-bezopasnosti-dlya-energeticheskih-predpriyatiy-2025 (дата обращения: 11.10.2025).
81. СТО 34.01-27.1-001-2014. Правила пожарной безопасности в электросетевом комплексе ОАО «Россети». Общие технические требования.
82. ПТЭЭС 2023 — Правила Технической Эксплуатации электростанций и сетей в Российской федерации в редакции от 04.10.2022, вступают в силу с 06.03.2023г. URL: https://electrical-journal.ru/news/pteyes-2023.html (дата обращения: 11.10.2025).
83. Перечень нормативно-правовых актов и их отдельных частей, содержащих обязательные требования, оценки соблюдения которых является предметом государственного контроля (надзора). Средне-Поволжское управление Ростехнадзора. URL: https://sps.gosnadzor.ru/activity/documents/normativno-pravovye-akty-i-ikh-otdelnye-chasti-soderzhashchie-obya%20zatelnye-trebovaniya-otsenki-sobludeniya-kotorykh-yavlyaetsya-predmetom-gosudarstvennogo-kontrolya-nadzora/ (дата обращения: 11.10.2025).
84. Нормативные документы по ЭПБ (proect.by). URL: https://proect.by/bezopasnost_v_stroitelstve-b42.0/normativnie_dokumenti_po_epb-t25514.0.html (дата обращения: 11.10.2025).
85. Термины и определения. ООО «НПБ КСБ». URL: https://npbksb.ru/slovar-terminov-i-opredeleniy/ (дата обращения: 11.10.2025).
86. Ростехнадзор разъясняет: Требования пожарной безопасности для энергетических предприятий. URL: https://ntek-nn.ru/info/news/rostehnadzor-razyasnyaet-trebovaniya-pozharnoy-bezopasnosti-dlya-energeticheskih-predpriyatiy/ (дата обращения: 11.10.2025).