Реконструкция тепловых электростанций с парогазовыми установками: Детальный план академического исследования

В мире энергетики, где эффективность и экологичность становятся не просто желаемыми, а критически необходимыми параметрами, парогазовые установки (ПГУ) выступают в роли безусловных лидеров. Их коэффициент полезного действия (КПД) на конденсационном режиме достигает впечатляющих 60%, что составляет 82% от теоретически возможного уровня. Для сравнения, современные паросиловые установки (ПСУ), хоть и являются краеугольным камнем традиционной энергетики, не превышают барьера в 40%. Это ошеломляющее различие в 20 процентных пунктов не просто цифра – это свидетельство революционного потенциала, который ПГУ несут в себе для модернизации устаревших тепловых электростанций. В условиях стремительного развития технологий и ужесточения экологических стандартов, реконструкция действующих ТЭЦ с внедрением парогазовых установок становится не только технически обоснованным, но и стратегически важным решением для энергетической безопасности и устойчивого развития.

Введение

Обоснование актуальности темы реконструкции ТЭЦ в контексте модернизации энергетической отрасли России и, в частности, для Санкт-Петербурга.

Энергетический ландшафт России, как и многих других развитых стран, переживает период трансформации. Значительная часть генерирующих мощностей была введена в эксплуатацию в середине или конце XX века, и сейчас эти объекты сталкиваются с неизбежным моральным и физическим износом. Это приводит к снижению эффективности, увеличению эксплуатационных затрат и росту негативного воздействия на окружающую среду. В этом контексте реконструкция тепловых электростанций становится не просто технической необходимостью, а стратегическим императивом, направленным на повышение энергетической безопасности, снижение углеродного следа и обеспечение стабильного энергоснабжения. Для такого мегаполиса, как Санкт-Петербург, с его развитой промышленностью и высоким уровнем потребления энергии, модернизация Центральной ТЭЦ ЭС-2 приобретает особую значимость. Внедрение парогазовых установок (ПГУ) в схему ТЭЦ позволяет достичь беспрецедентной эффективности и гибкости, превращая устаревшие активы в высокотехнологичные и экологически ответственные энергетические комплексы.

Цели и задачи исследования: разработка всестороннего плана по внедрению ПГУ с учетом технических, экономических, экологических и эксплуатационных аспектов.

Целью данного исследования является разработка всестороннего и детализированного академического плана для дипломной работы или магистерской диссертации по теме реконструкции тепловой электростанции с внедрением парогазовых установок.

Для достижения этой цели ставятся следующие задачи:

1. Провести глубокий анализ теоретических основ теплоэнергетики и современных тенденций в развитии ПГУ.
2. Разработать технико-экономическое обоснование реконструкции ТЭЦ с ПГУ, применительно к конкретному объекту (Центральная ТЭЦ ЭС-2).
3. Предложить инженерные решения по интеграции ПГУ в существующую тепловую схему ТЭЦ, включая выбор и проектирование основного оборудования.
4. Сформировать концепцию автоматизации и систем управления ПГУ, обеспечивающую их надежную и эффективную работу.
5. Оценить вопросы охраны труда, промышленной и экологической безопасности в процессе реконструкции и эксплуатации ПГУ.
6. Разработать методики технико-экономической оценки инвестиционного проекта реконструкции.

Краткий обзор структуры дипломной работы/диссертации.

Данная работа будет структурирована в соответствии с традиционными требованиями к академическим исследованиям и будет включать следующие главы:

• Глава 1. Теоретические основы и современные тенденции в теплоэнергетике. Посвящена обзору истории и эволюции теплоэнергетики, принципам работы ТЭЦ и ПГУ, а также анализу актуальных технологических решений.
• Глава 2. Технико-экономическое обоснование реконструкции ТЭЦ с внедрением ПГУ. Содержит детальный анализ текущего состояния Центральной ТЭЦ ЭС-2, обоснование выбора ПГУ и расчет ключевых технико-экономических показателей.
• Глава 3. Инженерные решения по интеграции ПГУ в тепловую схему ТЭЦ. В этой главе будут рассмотрены принципиальные тепловые схемы, выбор основного оборудования и необходимые инженерные расчеты.
• Глава 4. Автоматизация и системы управления парогазовыми установками. Описывает структуру и функции АСУ ТП, а также инновационные подходы в управлении ПГУ.
• Глава 5. Охрана труда, промышленная и экологическая безопасность. Сфокусирована на нормативных требованиях, оценке рисков и мерах по снижению негативного воздействия на окружающую среду.
• Глава 6. Технико-экономическая оценка инвестиционного проекта. Представляет финансовые расчеты, анализ рисков и методологию оценки эффективности.
• Заключение. Содержит основные выводы и рекомендации.

Глава 1. Теоретические основы и современные тенденции в теплоэнергетике

Ключевой тезис: Анализ эволюции теплоэнергетики и роли ПГУ как ключевого элемента модернизации

История теплоэнергетики – это летопись непрерывного поиска эффективности, надежности и экологичности. От первых угольных котлов до современных высокотехнологичных установок, человечество стремилось извлечь максимум энергии из доступных ресурсов. Сегодня, на фоне истощения ископаемого топлива, ужесточения экологических норм и растущих потребностей в энергии, парогазовые установки стали символом новой эры в теплоэнергетике, предлагая путь к модернизации и устойчивому развитию. Они представляют собой вершину инженерной мысли, объединяя преимущества газотурбинных и паротурбинных циклов, чтобы достичь недостижимого ранее уровня эффективности. Таким образом, инвестиции в ПГУ – это не просто шаг вперед, но и стратегическое вложение в долгосрочную энергетическую безопасность страны.

Общая характеристика тепловых электростанций и предпосылки к реконструкции

Тепловые электростанции (ТЭС) являются фундаментом мировой энергетики, обеспечивая большую часть производства электроэнергии и тепла. Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ), в частности, представляет собой разновидность ТЭС, которая не только генерирует электричество, но и производит тепловую энергию в виде пара и горячей воды для систем отопления и горячего водоснабжения жилых и промышленных объектов. Такая комбинированная выработка энергии, известная как когенерация, является одним из наиболее эффективных способов использования топлива.

Классификация ТЭЦ может производиться по нескольким параметрам:

• По типу используемого топлива: угольные, газовые, мазутные, комбинированные.
• По типу основного оборудования: паросиловые, газотурбинные, парогазовые.
• По параметрам пара: докритические, сверхкритические.

Роль ТЭЦ в энергосистеме неоценима. Они обеспечивают базовую и полупиковую нагрузку, участвуют в регулировании частоты и напряжения, а также гарантируют надежное теплоснабжение городов. Однако, несмотря на их критическую важность, многие действующие ТЭЦ сталкиваются с рядом серьезных проблем:

1. Моральный и физический износ оборудования. Значительная часть агрегатов была спроектирована и построена в середине и конце прошлого века, и их срок службы зачастую превышает проектные 30-40 лет. Это приводит к снижению надежности, увеличению аварийности и росту затрат на ремонт.
2. Низкая эффективность. Технологии того времени не позволяли достигать высоких КПД. Устаревшие паросиловые установки имеют КПД, редко превышающий 35-40%, что означает значительные потери энергии и перерасход топлива.
3. Высокие эксплуатационные затраты. Изношенное оборудование требует частого и дорогостоящего обслуживания, потребляет больше топлива и вспомогательных ресурсов.
4. Экологическая нагрузка. Устаревшие технологии сжигания топлива и недостаточные системы газоочистки приводят к высоким выбросам загрязняющих веществ (оксидов азота, серы, твердых частиц) и парниковых газов (CO₂), что не соответствует современным экологическим стандартам.

Таким образом, необходимость реконструкции становится не просто желаемым, а стратегическим направлением развития энергетики. Она позволяет не только обновить основные фонды, но и внедрить передовые технологии, значительно повысить эффективность, снизить экологическое воздействие и обеспечить экономическую конкурентоспособность. Реконструкция ТЭЦ является важнейшим элементом государственной энергетической политики, направленной на модернизацию инфраструктуры и достижение устойчивого развития.

Принципы работы и классификация парогазовых установок

Парогазовые установки (ПГУ) представляют собой симбиоз двух принципиально разных, но взаимодополняющих циклов выработки энергии: газотурбинного (ГТУ) и паротурбинного (ПТУ). Эта комбинация позволяет эффективно использовать теплоту отходящих газов газовой турбины для производства пара, который затем направляется в паровую турбину.

Принципы работы газотурбинных (ГТУ) установок:

Основу ГТУ составляет термодинамический цикл Брайтона. Его принцип действия можно описать следующим образом:

1. Сжатие: Атмосферный воздух засасывается компрессором и сжимается до высокого давления (изоэнтропический процесс).
2. Нагрев (сгорание): Сжатый воздух подается в камеру сгорания, где происходит сжигание топлива (природного газа, дизельного топлива и др.). Продукты сгорания нагреваются до очень высоких температур (изобарический процесс).
3. Расширение: Раскаленные газы поступают в газовую турбину, где расширяются, приводя в движение лопатки турбины. Часть энергии расширения используется для привода компрессора, а оставшаяся — для вращения электрогенератора (изоэнтропический процесс).
4. Выхлоп: Отработавшие газы с высокой температурой (около 500-600 °C) выбрасываются в атмосферу или направляются в котел-утилизатор.

Принципы работы паротурбинных (ПТУ) установок (в составе ПГУ):

Паровая часть ПГУ работает на основе цикла Ренкина, который, при интеграции с ГТУ, формирует комбинированный цикл Брайтона-Ренкина.

1. Выработка пара: Теплота отходящих газов ГТУ используется в котле-утилизаторе (КУ) для выработки перегретого пара.
2. Расширение пара: Пар высокого давления и температуры поступает в паровую турбину, где расширяется, вращая лопатки и приводя в действие электрогенератор.
3. Конденсация: Отработавший пар из ПТУ направляется в конденсатор, где охлаждается и превращается в воду.
4. Подача воды: Конденсат насосом подается обратно в котел-утилизатор, замыкая цикл.

Термодинамические циклы:

• Цикл Брайтона для ГТУ: Идеальный цикл Брайтона состоит из двух изоэнтропических (адиабатических) и двух изобарических процессов. В реальных ГТУ, конечно, присутствуют потери, но общий принцип сохраняется.
• Цикл Брайтона-Ренкина для ПГУ: Это комбинированный цикл, где верхний цикл (Брайтона) передает часть своей энергии (теплоту отходящих газов) нижнему циклу (Ренкина), тем самым повышая общую эффективность использования топлива.

Классификация ПГУ:

ПГУ можно классифицировать по различным критериям:

1. По назначению:
   • Конденсационные ПГУ: Основной задачей является выработка только электроэнергии. Теплота отходящих газов максимально используется для производства пара, который затем полностью расширяется в ПТУ и конденсируется.
   • Теплофикационные ПГУ: Вырабатывают как электрическую, так и тепловую энергию для централизованного теплоснабжения. Часть пара из ПТУ отбирается на теплофикационные нужды.
2. По количеству рабочих тел:
   • Бинарные ПГУ: (наиболее распространенный тип, также называемые утилизационными ПГУ) Рабочие тела газотурбинного и паротурбинного циклов разделены. Газы ГТУ не смешиваются с паром, а лишь передают ему теплоту через котел-утилизатор. Этот тип обладает высокой экономичностью (КПД может превышать 60%), меньшими капиталовложениями, меньшей потребностью в охлаждающей воде и малыми вредными выбросами, а также высокой маневренностью.
   • Монарные ПГУ: (встречаются реже) Рабочим телом турбины является смесь продуктов сгорания и водяного пара. Это достигается путем впрыска пара или воды в камеру сгорания ГТУ.

Современные тенденции и преимущества ПГУ в реконструкции ТЭЦ

Современная энергетика находится под давлением двойных требований: с одной стороны, необходимо обеспечить растущие потребности в энергии, с другой – минимизировать воздействие на окружающую среду. В этом контексте парогазовые установки (ПГУ) не просто опция, а ключевой вектор развития, особенно в проектах реконструкции действующих тепловых электростанций. Их преимущества, подтвержденные десятилетиями исследований и практического применения, делают их наиболее привлекательным решением для модернизации.

Высокий КПД ПГУ и экономия топлива:

Одним из наиболее значимых преимуществ ПГУ является их беспрецедентно высокий коэффициент полезного действия. Как уже отмечалось, КПД на конденсационном режиме может достигать 60%, в то время как у современных паросиловых установок (ПСУ) он редко превышает 40%. Эта разница в эффективности трансформируется в существенную экономию топлива. Применение парогазового цикла вместо паросиловой установки той же мощности и параметров снижает удельный расход топлива примерно на 6-12%. Это не только сокращает операционные издержки, но и значительно уменьшает зависимость от волатильности цен на энергоресурсы. Внедрение трехконтурных технологий с повышенными параметрами пара в ПГУ обеспечивает высокие показатели топливной экономичности. Стоит отметить, что увеличение числа контуров котла-утилизатора более трех уже нецелесообразно, так как выигрыш в экономичности не окупается ростом капиталовложений.

Экологические преимущества:

Экологический фактор играет все более важную роль при выборе энергетических технологий. ПГУ считаются самой экологически чистой энергетической установкой среди традиционных ископаемотопливных станций.

• Снижение выбросов NO_x, CO₂, SO₂: Высокий КПД ПГУ означает, что для производства того же количества энергии сжигается меньше топлива, что автоматически приводит к снижению общих выбросов. Кроме того, использование природного газа, который является основным топливом для большинства ПГУ в России (доля природного газа в энергетике превышает 60%), значительно уменьшает выбросы диоксида серы (SO₂) и твердых частиц. Специальные технологии сжигания и утилизация уходящих газов после газотурбинной установки также способствуют снижению выбросов оксидов азота (NO_x) и углекислого газа (CO₂). Например, перевод тепловых электростанций на газовое топливо может приводить к значительному снижению выбросов: на примере одной из ТЭЦ-2 снижение выбросов парниковых газов составило 50%, а загрязняющих веществ — 87%.

Высокая маневренность и сокращение длительности пусков:

В условиях современного энергорынка, где требуется быстрая адаптация к переменным нагрузкам, маневренность энергетических установок становится критически важной. ПГУ обладают этим качеством в полной мере.

• Быстрый пуск: Газотурбинные установки (ГТУ), являющиеся частью ПГУ, способны набрать 50% номинальной мощности менее чем за 1 минуту, а выйти на номинальный режим — всего за 10 минут. Для всей ПГУ длительность пуска после останова на 6-8 часов может быть значительно короче, чем у традиционных ПСУ докритического давления (230 минут) и сверхкритического давления (170 минут). Применение таких технических решений, как перевод паровой турбины в малопаровой режим, может сократить длительность пуска и нагружения паровой турбины в составе ПГУ-450 на 40 и 14,5 минут соответственно.

Экономические преимущества:

Помимо экономии топлива, ПГУ предлагают и другие значительные экономические выгоды.

• Снижение удельной стоимости установленной мощности: Удельная стоимость установленной мощности ПГУ примерно на 40% меньше, чем у паросиловых ТЭЦ. Это достигается за счет нескольких факторов: меньшего объема строительной части, отсутствия сложного и дорогостоящего энергетического котла и высокой дымовой трубы, а также более простой системы регенеративного подогрева питательной воды и технического водоснабжения.
• Сокращение строительного цикла: Основное оборудование ПГУ поставляется крупными модулями, что значительно упрощает и ускоряет монтаж. Срок строительства ПГУ составляет 1-3 года, в то время как для ПСУ он достигает 6-8 лет.

Детальный сравнительный анализ актуальных технических решений и оборудования ГТУ и КУ:

Современный рынок предлагает широкий спектр газотурбинных установок от ведущих мировых производителей. При выборе ГТУ для реконструкции ТЭЦ необходимо учитывать следующие ключевые характеристики:

• Температура рабочего тела (газов перед турбиной): Современные ГТУ развиваются в направлении освоения высоких температур рабочего тела, достигающих 1300-1500 °C. Чем выше эта температура, тем выше тепловая экономичность установки.
• Единичная мощность: Тенденция к увеличению единичной мощности ГТУ продолжается, достигая 250-300 МВт и выше. Выбор конкретной мощности зависит от требуемой мощности энергоблока и гибкости в эксплуатации.
• Степень повышения давления в компрессоре (π_к): Этот параметр важен для оптимизации цикла Брайтона. При t₃ = 1100 ÷ 1200 °C, π_к = 10 ÷ 12; при t₃ = 1250 ÷ 1350 °C, π_к = 15 ÷ 17; при t₃ = 1400 ÷ 1500 °C, π_к ≥ 20.

Таблица 1.1: Сравнительный анализ основных типов ПГУ.

Характеристика	Конденсационная ПГУ	Теплофикационная ПГУ	Бинарная (утилизационная) ПГУ	Монарная ПГУ
Основное назначение	Только выработка электроэнергии	Выработка электроэнергии и тепла	Выработка электроэнергии и тепла (когенерация)	Выработка электроэнергии
Схема использования тепла	Максимальное использование тепла для производства пара	Отбор пара из ПТУ на теплофикационные нужды	Утилизация тепла отходящих газов ГТУ в КУ	Впрыск пара/воды в камеру сгорания ГТУ
КПД (эл.)	До 60%	Ниже конденсационного режима, но выше ПСУ	Свыше 60%	Зависит от степени впрыска, обычно ниже бинарной
Экологичность	Высокая	Высокая	Наивысшая среди ПГУ	Умеренная
Маневренность	Высокая	Высокая	Высокая	Умеренная
Капиталовложения	Средние	Средние	Меньше, чем у ПСУ	Средние
Применение	Электростанции, базовые нагрузки	ТЭЦ, городское теплоснабжение	Широкое применение для когенерации	Специфические применения, где требуется повышение мощности ГТУ за счет пара
Потребность в воде	Требует охлаждающей воды для конденсатора	Меньше, чем у ПСУ	Втрое меньше, чем у ПСУ	Меньше, чем у ПСУ

Тенденции развития ГТУ:

Современные газотурбинные установки (ГТУ) продолжают развиваться в направлении освоения высоких температур рабочего тела (до 1300…1500 °C) и повышения единичной мощности (до 250…300 МВт и выше). Эти достижения напрямую влияют на эффективность и экономичность ПГУ. Также, тенденцией в энергетике России является применение парогазовых технологий при реконструкции и новом строительстве ТЭС, использующих газообразное топливо, а также ПГУ с внутрицикловой газификацией для электростанций на твердом топливе. ПГУ могут работать на различных видах органического топлива, включая природный газ, дизельное топливо, керосин, попутный нефтяной газ, биогаз, шахтный и коксовый газ, а также древесный газ, что расширяет их применение.

Глава 2. Технико-экономическое обоснование реконструкции ТЭЦ с внедрением ПГУ (на примере Центральной ТЭЦ ЭС-2, Санкт-Петербург)

Ключевой тезис: Оценка экономической целесообразности и ожидаемых показателей эффективности проекта реконструкции

В условиях рыночной экономики любое масштабное инвестиционное решение, будь то строительство нового объекта или модернизация существующего, требует всестороннего технико-экономического обоснования. Это не просто расчеты, это своего рода архитектурный план будущего, который должен убедительно доказать, что выбранный путь является не только технически осуществимым, но и финансово привлекательным, обеспечивая максимальную отдачу от вложенных средств. Для проекта реконструкции Центральной ТЭЦ ЭС-2 в Санкт-Петербурге с внедрением ПГУ, это означает демонстрацию превосходства новой технологии над устаревшей, а также над возможными альтернативами, с точки зрения эффективности, надежности и экономической выгоды.

Анализ текущего состояния и выбор концепции реконструкции Центральной ТЭЦ ЭС-2

Прежде чем приступить к проектированию будущего, необходимо глубоко понять настоящее. Центральная ТЭЦ ЭС-2, как и многие другие станции, построенные в советский период, находится на распутье. Она является важным элементом энергетической системы Санкт-Петербурга, обеспечивая город электроэнергией и теплом. Однако ее текущее состояние характеризуется рядом вызовов:

• Характеристика существующего оборудования и тепловой схемы ТЭЦ: Большинство котлов и турбин станции, вероятно, достигли или превысили свой расчетный срок службы. Это означает физический износ металла, снижение КПД агрегатов, повышенную аварийность и, как следствие, увеличение эксплуатационных затрат и рисков для надежности энергоснабжения. Тепловая схема, разработанная десятилетия назад, скорее всего, не учитывает современные требования к гибкости и экономичности, что приводит к неоптимальному использованию топлива и высоким тепловым потерям.
• Проблемы, связанные с моральным и физическим износом: Устаревшее оборудование не может обеспечить требуемый уровень маневренности, что критически важно для работы в условиях переменного графика нагрузки. Кроме того, старые системы автоматизации и управления не позволяют оперативно реагировать на изменения в энергосистеме и оптимизировать режимы работы.

Обоснование выбора ПГУ как оптимального решения для модернизации станции с учетом ее местоположения и потребностей региона (Санкт-Петербург и Ленинградская область):

Выбор парогазовых установок для реконструкции Центральной ТЭЦ ЭС-2 обусловлен рядом стратегических и тактических факторов:

1. Энергетическая потребность региона: Санкт-Петербург и Ленинградская область являются крупным промышленным и жилым центром с постоянно растущими потребностями в электроэнергии и тепле. ПГУ, особенно в теплофикационном исполнении, идеально подходят для комбинированной выработки энергии, обеспечивая высокую эффективность при производстве обоих видов энергии.
2. Доступность топлива: В России доля природного газа в энергетике превышает 60%, и половина его используется на ТЭЦ по экологическим соображениям. Санкт-Петербург имеет развитую газотранспортную инфраструктуру, что обеспечивает надежный и экономически выгодный источник топлива для ПГУ.
3. Экологические императивы: Мегаполисы, такие как Санкт-Петербург, ставят жесткие требования к снижению выбросов вредных веществ. ПГУ являются наиболее экологически чистыми из существующих ископаемотопливных технологий, значительно сокращая выбросы CO₂, SO₂ и NO_x.
4. Компактность и скорость строительства: В условиях плотной городской застройки реконструкция должна быть максимально быстрой и эффективной. ПГУ требуют меньших площадей по сравнению с традиционными ПСУ и имеют значительно более короткий строительный цикл (1-3 года против 6-8 лет), что минимизирует неудобства для города и позволяет быстрее ввести новые мощности в эксплуатацию.

Сравнительный анализ альтернативных вариантов реконструкции:

Для всестороннего обоснования необходимо рассмотреть и сравнить ПГУ с другими потенциальными вариантами реконструкции:

• Замена на новые паросиловые установки (ПСУ): Хотя новые ПСУ могут быть более эффективными, чем старые, их КПД все равно ниже, чем у ПГУ. Кроме того, они требуют более значительных капиталовложений и длительного строительного цикла, а также генерируют большее экологическое воздействие.
• Установка чисто газотурбинных установок: ГТУ имеют высокую маневренность, но их теплофикационный потенциал меньше, чем у ПГУ, и они не используют теплоту отходящих газов с такой же эффективностью, как ПГУ с котлами-утилизаторами.
• Возобновляемые источники энергии: Хотя ВИЭ являются перспективным направлением, они не могут полностью заменить базовую мощность ТЭЦ, особенно в условиях климатической зоны Санкт-Петербурга, и требуют значительных инвестиций в инфраструктуру.

На основе этого анализа можно с уверенностью утверждать, что внедрение ПГУ является наиболее оптимальным и стратегически верным решением для реконструкции Центральной ТЭЦ ЭС-2, обеспечивающим баланс между технической эффективностью, экономической целесообразностью и экологической ответственностью.

Оценка технико-экономических показателей эффективности ПГУ-ТЭЦ

Эффективность любого энергетического проекта измеряется не только в мегаваттах, но и в рублях, тоннах топлива и объемах выбросов. Для ПГУ-ТЭЦ эти показатели демонстрируют значительное превосходство над традиционными схемами, что делает их инвестиционно привлекательными.

Расчет и сравнение удельных расходов топлива на производство электроэнергии и теплоты для существующей и проектируемой схемы:

Удельный расход топлива (УРТ) является одним из ключевых показателей эффективности. Он показывает, сколько топлива требуется для производства единицы энергии.

• УРТ для существующей ТЭЦ (ПСУ): Определяется на основе фактических данных эксплуатации.
• УРТ для проектируемой ПГУ-ТЭЦ: Рассчитывается с учетом значительно более высокого КПД ПГУ. Применение парогазового цикла вместо паросиловой установки той же мощности и параметров снижает удельный расход топлива примерно на 6-12%. Это напрямую влияет на снижение эксплуатационных затрат.

Расчет эксергетической эффективности:

Эксергетический анализ позволяет оценить термодинамическое совершенство процесса преобразования энергии, учитывая не только количество, но и качество энергии.

• ПГУ обеспечивает эксергетическую эффективность по электроэнергии в 1,1–1,5 раза, а по теплоэксергии – в 1,05–1,2 раза выше, чем традиционные теплофикационные энергоблоки. Это означает, что ПГУ не только производят больше энергии из того же топлива, но и делают это более качественно, с меньшими термодинамическими потерями.
• Парогазовые установки (ПГУ) с котлами-утилизаторами, использующие природный газ, являются единственными ТЭС, которые в конденсационном цикле производят электроэнергию с КПД нетто выше 50%.

Анализ снижения потребления охлаждающей воды:

Экономия водных ресурсов является важным экологическим и экономическим фактором.

• При одинаковой мощности паросиловой и парогазовой ТЭЦ потребление охлаждающей воды ПГУ примерно втрое меньше. Это объясняется тем, что мощность паросиловой части ПГУ составляет около ¹⁄₃ общей мощности, а газовая турбина практически не требует охлаждающей воды. Это снижает нагрузку на водоисточники и уменьшает затраты на водоподготовку и водоотведение.

Методики разделения топливных затрат между электрической и тепловой энергией:

В теплофикационных установках, таких как ТЭЦ, общие затраты на топливо необходимо распределить между электрической и тепловой энергией для корректного расчета себестоимости каждого вида энергии. Принцип такого разделения однозначно не установлен, но существуют общепринятые методики:

1. По физическому эквиваленту: Основан на физических свойствах энергии. Например, можно использовать эксергетический метод, где топливные затраты распределяются пропорционально эксергии выработанной электроэнергии и теплоты.
2. Пропорциональное разделение потерь с уходящими газами: Этот метод учитывает, что часть потерь с уходящими газами связана с выработкой каждого вида энергии. Распределение происходит пропорционально вкладу каждого вида энергии в общие потери.
3. Метод "отбросного" тепла: Один вид энергии (чаще тепловая) считается по остаточному принципу.

Выбор количества и единичной мощности газотурбинных агрегатов ПГУ-ТЭЦ является комплексной технико-экономической задачей, учитывающей максимальный и минимальный уровень нагрузок, их суточное и сезонное распределение, расходы энергии на собственные нужды, капитальные затраты и тарифы.

Оптимизация режимов работы ТЭЦ с ПГУ для повышения маржинального дохода на балансирующем рынке электроэнергии:

В условиях оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) гибкость и маневренность становятся конкурентным преимуществом.

• Для повышения маржинального дохода ТЭЦ на балансирующем рынке электроэнергии может применяться оптимизация режимов, включая перераспределение тепловых потоков обратной сетевой воды между паротурбинным и парогазовым энергоблоками. Это может снизить суммарный расход топлива до 7% и увеличить прибыль. За счет быстрой реакции ПГУ на изменения нагрузки и эффективного использования топлива, ТЭЦ может активно участвовать в регулировании мощности, получая дополнительный доход от балансирующих услуг.

В целом, все эти технико-экономические показатели убедительно демонстрируют, что реконструкция Центральной ТЭЦ ЭС-2 с внедрением ПГУ не только обеспечивает существенное повышение энергетической эффективности, но и является экономически выгодным и стратегически важным проектом для региона.

Глава 3. Инженерные решения по интеграции ПГУ в тепловую схему ТЭЦ

Ключевой тезис: Разработка и обоснование тепловой схемы, выбор основного оборудования и ключевые инженерные расчеты

Инженерное искусство в энергетике – это способность создавать сложные, высокоэффективные системы, где каждый элемент работает в гармонии с остальными. Интеграция парогазовой установки в существующую тепловую схему ТЭЦ – это не просто замена оборудования, а тонкая настройка всего технологического оркестра. Здесь требуется глубокое понимание термодинамики, механики и материаловедения, чтобы обеспечить бесшовный переход от устаревших технологий к передовым решениям. От выбора котла-утилизатора до оптимизации потоков пара и воды – каждая деталь имеет значение для достижения максимальной эффективности и надежности. Разве не это является истинным мерилом инженерного мастерства?

Разработка и анализ принципиальной тепловой схемы ПГУ-ТЭЦ

Разработка новой тепловой схемы является центральным элементом проекта реконструкции. Она определяет, как будет взаимодействовать новое оборудование с существующими системами и как будет происходить преобразование энергии.

Принципиальные и развернутые тепловые схемы ТЭЦ до и после реконструкции:

• Схема до реконструкции: Необходимо представить типичную тепловую схему существующей паросиловой ТЭЦ. Это, как правило, включает в себя: паровой котел, паровую турбину с отборами пара на регенеративные подогреватели и теплофикационные установки, конденсатор, деаэратор, питательные насосы. На этой схеме важно показать основные потоки пара, воды, теплообменники и их взаимосвязь.
• Схема после реконструкции: Эта схема будет значительно сложнее и будет включать:
  • Газотурбинная установка (ГТУ): Компрессор, камера сгорания, газовая турбина, электрогенератор.
  • Котел-утилизатор (КУ): Использует теплоту отходящих газов ГТУ для выработки пара.
  • Паровая турбина (ПТУ): Работает на паре, выработанном в КУ, и может иметь отборы для теплофикации или для регенеративного подогрева.
  • Вспомогательное оборудование: Конденсатор, деаэратор, питательные насосы, системы водоподготовки, охлаждения, топливоснабжения.

  Принципиальная схема должна четко иллюстрировать, как газовый цикл ГТУ и паровой цикл ПТУ объединены через котел-утилизатор, обеспечивая высокую эффективность.

Изображение процесса расширения пара в паровой турбине в h,s-диаграмме:

Для детального анализа термодинамических процессов, происходящих в паровой части ПГУ, необходимо построить h,s-диаграмму (диаграмму Молье).

• На этой диаграмме будут показаны изобары, изотермы и, самое главное, процесс расширения пара в паровой турбине. Расширение пара в идеальной турбине является изоэнтропическим (вертикальная линия вниз), в реальной — сопровождается ростом энтропии (наклонная линия вправо вниз).
• Будут отмечены параметры пара (давление, температура, энтальпия, энтропия) на входе в турбину, после каждого отбора и на выходе из турбины в конденсатор. Это позволит наглядно оценить эффективность турбины и потери энергии на различных стадиях.

Расчет теплового баланса и определение параметров пара и воды в ключевых точках схемы:

Тепловой баланс является основой для расчета всех энергетических потоков в системе. Он включает:

• Расчет теплопоступлений: Теплота, вводимая с топливом в камере сгорания ГТУ, а также теплота, передаваемая в котел-утилизатор.
• Расчет теплоотводов: Теплота, уходящая с выхлопными газами, тепловые потери в окружающую среду, теплота, отдаваемая в конденсаторе и теплофикационных установках.
• Определение параметров: На основе уравнений теплового баланса и термодинамических свойств рабочих тел будут рассчитаны давления, температуры, энтальпии и массовые расходы пара и воды в каждой ключевой точке тепловой схемы (например, после компрессора, перед турбиной, на входе и выходе из КУ, в отборах ПТУ, в конденсаторе и т.д.).

Выбор и обоснование параметров газотурбинной установки (ГТУ)

Выбор газотурбинной установки является одним из наиболее критичных решений в проекте реконструкции ПГУ. От ее характеристик зависит общая эффективность, надежность и экономичность всей установки.

Критерии выбора ГТУ:

1. Высокая тепловая экономичность: Определяется главным образом начальной температурой газов перед газовой турбиной (t₃). Чем выше эта температура, тем больше полезной работы может быть получено в цикле Брайтона. Современные ГТУ достигают температур 1300-1500°C.
2. Температура газов на выходе из ГТУ (t_ух): Этот параметр критически важен для эффективной работы котла-утилизатора. Чем выше температура уходящих газов, тем больше пара высоких параметров может быть произведено в КУ, что напрямую влияет на мощность и эффективность паровой части ПГУ. Температура генерируемого в КУ пара высокого давления примерно на 30°C ниже температуры газа на выходе из ГТУ.
3. Соответствующее сочетание начальной температуры газов и степени повышения давления в компрессоре (π_к): Оптимальное сочетание этих двух параметров обеспечивает максимальный КПД ГТУ.
   • При t₃ = 1100 ÷ 1200 °C, π_к = 10 ÷ 12.
   • При t₃ = 1250 ÷ 1350 °C, π_к = 15 ÷ 17.
   • При t₃ = 1400 ÷ 1500 °C, π_к ≥ 20.

   Этот выбор должен быть обоснован с учетом мировых практик и характеристик ведущих производителей ГТУ.

Соотношение мощности газовой и паровой частей ПГУ (N_ГТУ/N_ПТУ ≈ 2):

Для утилизационных ПГУ существует эмпирическое соотношение, согласно которому электрическая мощность газовой части составляет порядка ²⁄₃, а паровой – около ¹⁄₃ от общей мощности ПГУ. То есть, соотношение N_ГТУ/N_ПТУ приблизительно равно 2. Это соотношение позволяет грубо оценить требуемую мощность ГТУ, исходя из желаемой общей мощности ПГУ, и наоборот. Однако окончательный выбор должен быть подтвержден детальными расчетами тепловой схемы и экономической оптимизацией.

Выбор и проектирование котла-утилизатора (КУ)

Котел-утилизатор (КУ) – это сердце парогазовой установки, мост между газовым и паровым циклами. Он предназначен для выработки пара или нагретой воды за счет теплоты отходящих газов газотурбинной установки, что является ключевым элементом для достижения высокой эффективности ПГУ.

Детальная классификация КУ:

КУ можно классифицировать по нескольким признакам:

1. По числу контуров греющего пара:
   • Одноконтурные: Вырабатывают пар одного давления. Просты в конструкции, но имеют низкий КПД.
   • Двухконтурные: Вырабатывают пар двух давлений (высокого и низкого). Значительно эффективнее одноконтурных.
   • Трехконтурные: Вырабатывают пар трех давлений (высокого, среднего, низкого). Обеспечивают максимальную эффективность утилизации тепла газов. Увеличение числа контуров котла-утилизатора более трех нецелесообразно, так как выигрыш в экономичности не окупается ростом капиталовложений.
2. По конструктивному исполнению:
   • Горизонтальные: Газы проходят через горизонтально расположенные пучки труб. Требуют большей площади установки, но удобны в обслуживании.
   • Вертикальные: Газы проходят через вертикально расположенные пучки труб. Требуют меньшей площади установки (примерно на 30% меньше, чем горизонтальные), но для их возведения необходимы механизмы большей грузоподъемности. Достоинствами вертикального котла-утилизатора являются возможность замены нагревательных поверхностей, меньшие затраты на обслуживание и ремонт, и лучшая доступность для инспекций.
3. По типу циркуляции:
   • Естественная циркуляция: Вода циркулирует за счет разности плотностей. Просты и надежны.
   • Принудительная циркуляция: Вода циркулирует с помощью насосов. Используются для КУ больших мощностей и высоких параметров пара.

Обоснование выбора числа контуров КУ для оптимального КПД:

Выбор числа контуров КУ напрямую влияет на КПД всей ПГУ.

• Переход от одноконтурного котла-утилизатора к двухконтурному может повысить КПД ПГУ примерно на 4% (абс.).
• От двухконтурного к трехконтурному — еще на 1% (абс.).

Такая зависимость обусловлена более полным использованием теплоты уходящих газов ГТУ при многоконтурной схеме, так как каждый контур работает в своем оптимальном температурном диапазоне. В утилизационных ПГУ котел-утилизатор снабжает паровую турбину несколькими потоками пара разного давления (обычно двумя или тремя), которые сливаются перед цилиндром низкого давления паровой турбины.

Q,t-диаграмма параметров котла-утилизатора:

Для визуализации и анализа процессов теплообмена в КУ необходимо построить Q,t-диаграмму.

• На этой диаграмме по оси Q откладывается тепловая мощность, по оси t — температура.
• Будут показаны кривые изменения температуры газов ГТУ и кривые изменения температуры воды/пара в каждом контуре КУ.
• Диаграмма позволит определить температурные напоры (разность температур между газом и рабочей средой), точки пинч-пойнта (минимальная разность температур, критически важная для эффективного теплообмена) и оптимизировать параметры каждого контура.

Особенности интеграции КУ в тепловую схему:

• В тепловых схемах утилизационных ПГУ не требуется система регенеративного подогрева питательной воды выше 60–65 °C. Это связано с тем, что дальнейшее повышение температуры питательной воды приводит к увеличению температуры уходящих газов котла-утилизатора и, как следствие, снижению КПД всей ПГУ. Теплота отходящих газов ГТУ достаточно велика, чтобы обеспечить нагрев питательной воды до требуемых параметров без использования дополнительных регенеративных подогревателей, что упрощает схему и снижает капитальные затраты.
• Выбор типа котла-утилизатора зависит от температуры и расхода газов на выходе из газовой турбины.

Вспомогательное оборудование и системы

Помимо основных агрегатов (ГТУ, ПТУ, КУ), успешная интеграция ПГУ в тепловую схему ТЭЦ требует тщательного проектирования и выбора вспомогательного оборудования и систем. Они обеспечивают надежную и эффективную работу всего комплекса.

1. Система топливоснабжения:
   • Для газовой турбины: Системы подготовки природного газа (очистка, подогрев, редуцирование давления). Могут быть предусмотрены резервные источники топлива (дизельное топливо, керосин) и соответствующие системы хранения и подачи.
   • Для резервного сжигания в КУ (если предусмотрено): Система подачи дополнительного топлива.
2. Система водоподготовки:
   • Требования к качеству питательной воды для котла-утилизатора очень высоки (деминерализация, деаэрация). Необходимо спроектировать соответствующую установку водоподготовки, учитывая потребность в значительно меньшем объеме охлаждающей воды (примерно втрое меньше, чем у ПСУ).
3. Система охлаждения:
   • Для конденсатора паровой турбины: Системы технического водоснабжения (оборотные или прямоточные), градирни, насосные станции.
   • Для ГТУ: Системы охлаждения масла и других компонентов.
4. Системы очистки отходящих газов:
   • Хотя ПГУ сами по себе более экологичны, современные нормы могут требовать установки дополнительных систем снижения NO_x (например, селективное каталитическое восстановление — SCR) или других систем газоочистки.
5. Системы маслоснабжения:
   • Для смазки и охлаждения подшипников ГТУ, ПТУ и генераторов. Включают маслобаки, насосы, фильтры, маслоохладители.
6. Системы контроля и измерений:
   • Датчики давления, температуры, расхода, уровня, вибрации и других параметров. Обеспечивают сбор данных для АСУ ТП.
7. Электрическая часть:
   • Синхронные генераторы, трансформаторы, распределительные устройства, системы защиты, система собственных нужд.
   • Особенности подключения генераторов ГТУ и ПТУ к общей электрической сети станции.
8. Системы пожаротушения:
   • Автоматические системы пожаротушения для камер сгорания ГТУ, маслосистем, кабельных трасс.
9. Системы вентиляции и кондиционирования:
   • Для машинных залов, компрессорных отделений, помещений КИПиА.

Каждый из этих элементов должен быть тщательно спроектирован и интегрирован в общую схему с учетом требований к надежности, безопасности и эффективности.

Глава 4. Автоматизация и системы управления парогазовыми установками

Ключевой тезис: Разработка структуры и функций АСУ ТП для обеспечения надежности и эффективности работы ПГУ

Современные парогазовые установки – это вершина инженерной мысли, но их полноценное функционирование невозможно без сложной и интеллектуальной системы управления. Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) для ПГУ – это не просто набор контроллеров и датчиков; это нервная система, которая координирует работу каждого элемента, обеспечивает безопасность, оптимизирует режимы и принимает решения в реальном времени. В условиях высокой динамичности и взаимосвязанности процессов, характерных для ПГУ, качество АСУ ТП напрямую определяет надежность, экономичность и даже долговечность всего энергетического комплекса.

Обзор принципов построения и целей АСУ ТП ПГУ

Технологическая сложность объекта управления и взаимосвязь процессов:

Парогазовая установка – это один из наиболее сложных технологических объектов в теплоэнергетике. Она объединяет в себе два различных термодинамических цикла – газовый и паровой – каждый со своими уникальными динамическими характеристиками. Газовая турбина, паровая турбина, котел-утилизатор, генераторы, вспомогательное оборудование – все эти элементы не просто работают рядом, они тесно взаимосвязаны и влияют друг на друга. Например, изменение нагрузки ГТУ немедленно сказывается на параметрах отходящих газов, что, в свою очередь, изменяет паропроизводительность котла-утилизатора и, соответственно, влияет на работу паровой турбины. Такие взаимосвязи требуют комплексного подхода к управлению, который не может быть реализован с помощью простых локальных систем.

Основные цели создания АСУ ТП ПГУ:

Создание современной АСУ ТП для ПГУ преследует широкий спектр целей, направленных на максимизацию эффективности и безопасности:

1. Обеспечение надежного и эффективного управления блоками: В нормальных, переходных, предаварийных и аварийных режимах. Система должна гарантировать стабильность работы, предотвращать выход параметров за допустимые пределы и обеспечивать быстрый и безопасный останов в случае нештатных ситуаций.
2. Управление всем технологическим процессом выработки энергии: От подачи топлива до выдачи электроэнергии и тепла в сеть, АСУ ТП должна контролировать и оптимизировать каждый этап.
3. Предоставление оперативной информации: Оперативный персонал должен иметь доступ к актуальным данным о состоянии оборудования, параметрах процесса и срабатывании защит в удобном и наглядном виде.
4. Повышение экономичности: За счет оптимизации режимов работы, минимизации потерь и эффективного использования топлива. АСУ ТП должна постоянно искать наиболее экономичные точки работы.
5. Повышение надежности и долговечности оборудования: Путем контроля и поддержания оптимальных режимов, предотвращения перегрузок, мониторинга износа и своевременного формирования предупреждений о необходимости обслуживания.
6. Снижение риска аварий: Автоматические защиты и блокировки должны исключать возникновение критических ситуаций и минимизировать последствия возможных инцидентов.
7. Улучшение условий труда: За счет автоматизации рутинных операций, снижения физической нагрузки на персонал и создания безопасной рабочей среды.
8. Уменьшение выбросов: За счет оптимизации процесса сжигания топлива и поддержания экологических параметров в допустимых пределах.

Структура и функциональные подсистемы АСУ ТП ПГУ-ТЭЦ

Для достижения поставленных целей АСУ ТП энергоблока ПГУ-420, как правило, имеет сложную многоуровневую иерархическую структуру, которая обеспечивает координацию и управление на различных уровнях детализации.

Детализированная многоуровневая иерархическая структура АСУ ТП:

1. Уровень исполнительных механизмов и датчиков (нижний уровень):
   • Включает в себя конечные элементы управления (электрические приводы задвижек, регулирующие клапаны, пускатели насосов и т.д.) и первичные преобразователи (датчики температуры, давления, расхода, уровня, вибрации, скорости вращения).
   • Задача: непосредственное воздействие на технологический процесс и измерение его параметров.
2. Уровень управления автономным приводом (локальный):
   • Локальные контроллеры, отвечающие за управление отдельными агрегатами или их группами (например, система управления компрессором ГТУ, система управления горелками котла-утилизатора).
   • Выполняют базовые функции регулирования и защиты для своих агрегатов.
   • Примеры локальных регуляторов: регулятор уровня в конденсаторе, регулятор давления пара на уплотнениях.
3. Уровень функциональных групп (групповой):
   • Контроллеры или модули, управляющие последовательностями пуска и останова, а также координирующие работу нескольких агрегатов для выполнения определенной технологической операции (например, пуск ГТУ, пуск КУ, разворот паровой турбины).
   • Реализуют алгоритмы управления по разомкнутому и замкнутому контуру.
4. Уровень главных систем автоматического управления (блочный):
   • Центральные контроллеры, отвечающие за управление ключевыми агрегатами ПГУ:
     • Подсистема управления и защит газовой турбины (СУ ГТУ): Отвечает за пуск, останов, регулирование мощности, контроль оборотов, температуры выхлопных газов, вибрации, а также за выполнение всех защит ГТУ.
     • Подсистема управления и защит паровой турбины (СУ ПТУ): Управляет пуском, остановом, набором и сбросом нагрузки, регулированием давления пара, контролирует вибрацию, осевое смещение ротора, давление в системе смазки и частоту вращения турбины.
     • Общая система защит энергоблока: Выполняет функции высшего приоритета, включая защиты котла-утилизатора (например, по уровню воды, давлению пара) и координацию функций защиты подсистем ГТУ и ПТУ.
5. Уровень координации управления блока (оперативный):
   • Верхний уровень АСУ ТП, который интегрирует данные и управление от всех нижестоящих систем.
   • Общая система управления энергоблока:
     • Выполняет функции контроля и управления, обработки, индикации и регистрации сигналов и событий.
     • Обеспечивает документирование данных и передачу информации.
     • Отвечает за обмен информацией с общестанционной АСУ (например, с автоматизированной системой управления предприятием – АСУП).
     • Именно на этом уровне операторы получают полную картину состояния всего энергоблока через человеко-машинный интерфейс (HMI).

Функции подсистем управления ГТУ и ПТУ:

Обе подсистемы выполняют критически важные функции:

• Защиты: Автоматическое отключение оборудования при выходе параметров за аварийные пределы (например, осевое смещение ротора, понижение давления в системе смазки, повышение частоты вращения турбины, повышение давления в конденсаторе).
• Управление последовательностями пуска и останова: Автоматическое выполнение сложных алгоритмов для безопасного и эффективного запуска/останова агрегатов.
• Управление по разомкнутому и замкнутому контуру: Регулирование параметров (температура, давление, расход) с использованием обратной связи для поддержания заданных значений.

Инновации и перспективы в автоматизации ПГУ

Современные АСУ ТП для ПГУ строятся как распределенные, иерархические, многофункциональные системы на базе программно-технических комплексов (ПТК). Это означает, что функции управления распределены между несколькими контроллерами, связанными высокоскоростной сетью, что повышает надежность и гибкость системы.

Необходимость использования виртуальных энергоблоков (тренажеров):

В связи с высокой сложностью и стоимостью оборудования ПГУ, а также для успешного освоения новых технологий и повышения надежности, критически важным становится использование испытательных полигонов или виртуальных энергоблоков (тренажеров) с математическими моделями реального масштаба времени.

• Обучение персонала: Тренажеры позволяют операторам отработать навыки управления в различных режимах, включая аварийные, без риска для реального оборудования.
• Разработка и отладка алгоритмов управления: Новые алгоритмы и логики АСУ ТП могут быть протестированы и оптимизированы на тренажере до их внедрения на реальной станции.
• Анализ поведения системы: Математические модели позволяют исследовать поведение ПГУ при различных возмущениях и выявлять потенциальные уязвимости.
• Повышение надежности: Чем лучше персонал обучен и чем тщательнее отлажены алгоритмы, тем выше надежность эксплуатации реальной установки.

Таким образом, АСУ ТП для ПГУ – это не просто набор функций, а комплексный инструмент, который обеспечивает синергию всех элементов станции, гарантируя ее эффективную, безопасную и надежную работу на протяжении всего жизненного цикла.

Глава 5. Охрана труда, промышленная и экологическая безопасность

Ключевой тезис: Обеспечение соответствия проекта реконструкции нормативным требованиям и снижение негативного воздействия на окружающую среду

В энергетике безопасность – это не просто требование, это фундамент, на котором строится вся отрасль. Работа с высоким давлением, температурами, электричеством и горючим топливом по определению несет в себе риски. Поэтому проект реконструкции Центральной ТЭЦ ЭС-2 с внедрением ПГУ должен быть пронизан принципами безопасности на каждом этапе, от проектирования до эксплуатации. Одновременно, в 21 веке ни один крупный энергетический проект не может быть реализован без тщательной оценки и минимизации его воздействия на окружающую среду, особенно в условиях такого крупного городского агломерата, как Санкт-Петербург.

Требования промышленной безопасности при эксплуатации ПГУ

Промышленная безопасность на опасных производственных объектах (ОПО), к которым безусловно относятся ТЭЦ, регулируется строгим законодательством.

Федеральные нормы и правила (ФНП) в области промышленной безопасности устанавливают исчерпывающие требования к проектированию, строительству, эксплуатации, консервации и ликвидации ОПО.

1. "Правила промышленной безопасности при использовании оборудования, работающего под избыточным давлением" (Приказ Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 536): Этот документ является ключевым для ПГУ, так как в их составе используются паровые котлы-утилизаторы, паровые турбины, трубопроводы пара и горячей воды, работающие при высоких давлениях. ФНП устанавливают требования к:
   • Проектированию и изготовлению оборудования.
   • Монтажу, наладке и ремонту.
   • Регистрации оборудования.
   • Эксплуатации, включая режимы работы, обслуживание и диагностику.
   • Квалификации персонала.
   • Проведению технических освидетельствований и экспертиз промышленной безопасности.
2. "Правила безопасной эксплуатации технологических трубопроводов" (Приказ Ростехнадзора от 21 декабря 2021 года N 444): В ПГУ-ТЭЦ имеется обширная сеть технологических трубопроводов (паропроводы, газопроводы, водопроводы), работающих под различными давлениями и температурами. Данные правила регламентируют:
   • Требования к материалам, конструкции и монтажу трубопроводов.
   • Порядок проведения гидравлических испытаний.
   • Режимы эксплуатации, контроль состояния, диагностику и ремонт.
   • Меры по предотвращению аварий и инцидентов.
3. Проведение экспертизы промышленной безопасности: Является обязательной процедурой для технических устройств, зданий и сооружений на опасных производственных объектах. Она проводится в случаях:
   • До истечения срока службы оборудования.
   • После аварий или повреждения несущих конструкций.
   • При отсутствии технической документации.
   • По истечении сроков безопасной эксплуатации, установленных производителем.
   • После проведения капитального ремонта.

   Экспертиза направлена на подтверждение соответствия объекта требованиям промышленной безопасности и выдачу заключения о возможности его дальнейшей безопасной эксплуатации.

4. "Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий" (РД 153-34.0-03.301-00 / ВППБ 01-02-95*): Эти правила регулируют вопросы пожарной безопасности на энергетических объектах, учитывая наличие горючего топлива (природный газ) и высоких температур:
   • Требования к проектированию систем пожаротушения и пожарной сигнализации.
   • Организация противопожарных мероприятий на объекте.
   • Порядок обучения персонала правилам пожарной безопасности.
   • Требования к хранению горючих материалов.

Строгое соблюдение этих нормативных документов является залогом безопасной эксплуатации ПГУ-ТЭЦ и минимизации рисков возникновения аварийных ситуаций.

Охрана труда на реконструируемой ТЭЦ

Охрана труда — это система сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности. При реконструкции и последующей эксплуатации ПГУ на ТЭЦ она приобретает особое значение из-за сложности оборудования и потенциальных опасностей.

Анализ потенциальных рисков и разработка мер по их минимизации:

1. Риски, связанные с высоким давлением и температурой:
   • Риски: Разрывы трубопроводов, утечки пара/горячей воды, ожоги.
   • Меры минимизации: Использование качественных материалов, регулярный контроль состояния оборудования, проведение гидравлических испытаний, применение систем автоматического отключения при перепадах давления, обучение персонала правилам безопасной работы с оборудованием под давлением.
2. Риски, связанные с использованием природного газа:
   • Риски: Утечки газа, взрывы, пожары.
   • Меры минимизации: Герметичность газопроводов, установка систем контроля загазованности, автоматические газоанализаторы, эффективные системы вентиляции, применение искробезопасного оборудования, системы автоматического пожаротушения, обучение персонала действиям при утечках газа.
3. Электрические риски:
   • Риски: Поражение электрическим током, короткие замыкания, возгорания электрооборудования.
   • Меры минимизации: Заземление оборудования, использование защитных средств, соблюдение правил электробезопасности, регулярный контроль изоляции, автоматические системы защиты от перегрузок и коротких замыканий.
4. Шум и вибрация:
   • Риски: Профессиональные заболевания, снижение слуха, утомляемость.
   • Меры минимизации: Применение шумопоглощающих материалов, виброизоляция оборудования, использование средств индивидуальной защиты (наушники, беруши), ротация персонала на шумных участках.
5. Работы на высоте, в замкнутых пространствах:
   • Риски: Падения, отравления, асфиксия.
   • Меры минимизации: Использование страховочных систем, выдача нарядов-допусков, контроль газовой среды перед входом, наличие спасательного оборудования, обученный персонал.
6. Вращающиеся механизмы:
   • Риски: Травмы от движущихся частей турбин, компрессоров, насосов.
   • Меры минимизации: Установка защитных ограждений, блокировок, обучение персонала правилам безопасной эксплуатации.

Требования к организации безопасной эксплуатации оборудования и рабочих мест:

• Разработка инструкций по охране труда: Для каждого вида работ и оборудования должны быть разработаны и утверждены инструкции, содержащие требования безопасности.
• Обучение и аттестация персонала: Регулярное обучение, инструктажи и аттестация работников по вопросам охраны труда и промышленной безопасности.
• Медицинские осмотры: Проведение обязательных предварительных и периодических медицинских осмотров.
• Обеспечение СИЗ: Предоставление работникам средств индивидуальной защиты (спецодежда, спецобувь, каски, очки, перчатки, СИЗОД) и контроль за их применением.
• Организация контроля: Создание системы контроля за соблюдением требований охраны труда, проведение проверок и аудитов.
• План локализации и ликвидации аварий: Разработка и регулярная отработка планов действий в чрезвычайных ситуациях.

Оценка экологического воздействия и меры по его снижению

Экологическая ответственность является неотъемлемой частью современного энергетического производства. Проект реконструкции ТЭЦ с внедрением ПГУ имеет значительный потенциал для улучшения экологической обстановки.

Положительное влияние ПГУ на экологическую обстановку:

• Сокращение количества сжигаемого топлива: Благодаря высокому КПД ПГУ для выработки того же объема энергии требуется значительно меньше топлива. Это напрямую ведет к снижению общих выбросов всех загрязняющих веществ.
• Повышение эффективности газоочистки: Высокотемпературные процессы в ГТУ и дожигание в котле-утилизаторе способствуют более полному сгоранию топлива.
• ПГУ считаются самой экологически чистой энергетической установкой в своем классе, что объясняется высоким КПД и, как следствие, меньшими тепловыми выбросами и меньшим расходом топлива.

Снижение выбросов NO_x, CO₂, SO₂:

• Оксиды азота (NO_x): В ПГУ применяются специальные технологии снижения NO_x, такие как низкоэмиссионные горелки в камерах сгорания ГТУ и системы селективного каталитического восстановления (SCR) на выходе из котла-утилизатора.
• Углекислый газ (CO₂): Снижение удельного выброса CO₂ достигается за счет повышенной топливной экономичности. Внедрение ПГУ позволяет существенно снизить выбросы парниковых газов; например, перевод ТЭЦ на газовое топливо может привести к снижению выбросов парниковых газов до 50%.
• Диоксид серы (SO₂): Использование природного газа в качестве основного топлива практически полностью исключает выбросы SO₂, поскольку газ практически не содержит серы. Для сравнения, сжигание угля или мазута требует дорогостоящих систем десульфуризации.
• Детализация: Перевод тепловых электростанций на газовое топливо (что является основой для ПГУ) может приводить к значительному снижению выбросов: на примере одной из ТЭЦ-2 снижение выбросов парниковых газов составило 50%, а загрязняющих веществ — 87%.

Детальное описание системы непрерывного экологического мониторинга вредных выбросов:

Для контроля за соблюдением экологических нормативов и подтверждения снижения воздействия на окружающую среду, на реконструированной ТЭЦ должна быть внедрена современная система непрерывного экологического мониторинга (СНЭМ). Эта система осуществляет измерения следующих параметров уходящих газов из дымовых труб:

• O₂ (кислород): Показатель полноты сгорания топлива.
• CO (оксид углерода): Индикатор неполного сгорания.
• CO₂ (диоксид углерода): Основной парниковый газ, количество которого прямо пропорционально расходу топлива.
• SO₂ (диоксид серы): Выбросы которого практически отсутствуют при работе на природном газе.
• Влажность, расход, температура и давление уходящих газов: Эти параметры необходимы для пересчета концентраций в массовые выбросы и контроля за работой газоочистного оборудования.

СНЭМ обеспечивает автоматическую регистрацию, обработку и передачу данных в надзорные органы, а также позволяет оперативно корректировать режимы работы для минимизации выбросов.

В совокупности, комплексный подход к охране труда, промышленной и экологической безопасности при реконструкции ТЭЦ с ПГУ не только обеспечивает соответствие всем нормативным требованиям, но и позиционирует проект как пример современного, ответственного и устойчивого энергетического развития.

Глава 6. Технико-экономическая оценка инвестиционного проекта

Ключевой тезис: Расчет и анализ финансовых показателей проекта реконструкции

В конечном итоге, любое инженерное решение, каким бы инновационным и эффективным оно ни было, должно доказать свою финансовую жизнеспособность. Технико-экономическая оценка инвестиционного проекта реконструкции ТЭЦ с ПГУ – это мост между технической идеей и ее практической реализацией, позволяющий инвесторам, руководству и стейкхолдерам увидеть полную картину финансовых перспектив. Здесь на первый план выходят показатели, которые определяют целесообразность вложений, скорость возврата инвестиций и общую экономическую выгоду. Как иначе определить истинную ценность проекта, если не через его финансовую отдачу?

Методики расчета технико-экономических показателей

Для всесторонней оценки инвестиционного проекта реконструкции ТЭЦ с ПГУ используется комплекс методик, охватывающих как энергетическую, так и финансовую эффективность.

Основные показатели:

1. Капитальные вложения (CAPEX): Сумма всех затрат на создание или модернизацию основных фондов. Включает стоимость оборудования, проектно-изыскательские работы, строительно-монтажные работы, пусконаладочные работы и прочие капитальные расходы.
2. Эксплуатационные издержки (OPEX): Ежегодные затраты на поддержание работы станции. Включают затраты на топливо, заработную плату персонала, ремонт и техническое обслуживание, налоги, отчисления на амортизацию, водоснабжение, водоотведение и другие.
3. Себестоимость энергии: Стоимость производства единицы электрической и/или тепловой энергии. Рассчитывается как отношение общих эксплуатационных издержек к объему произведенной энергии.
4. Сроки окупаемости (Payback Period): Период времени, за который инвестиции в проект полностью окупятся за счет генерируемых денежных потоков.
5. Дисконтированные денежные потоки (DCF): Методология, которая учитывает временную стоимость денег, дисконтируя будущие доходы и расходы к текущему моменту времени.

Применение КПД и удельных расходов топлива как показателей энергетической эффективности:

• КПД (коэффициент полезного действия): Показывает, какая доля энергии топлива преобразуется в полезную энергию (электрическую и/или тепловую). Для ПГУ он значительно выше, чем для ПСУ, что является ключевым преимуществом.
• Удельные расходы топлива (УРТ): Рассчитываются как отношение массы (или объема) израсходованного топлива к количеству произведенной энергии.
  • УРТ_эл [кг у.т./кВт·ч] = m_топл / E_эл
  • УРТ_тепл [кг у.т./Гкал] = m_топл / Q_тепл

  Эти показатели позволяют напрямую сравнить эффективность существующей и проектируемой схем, демонстрируя экономию ресурсов. Методики технико-экономической оценки создания тепловых электрических станций на базе ПГУ утилизационного типа и ПТУ с пылеугольными котлоагрегатами используются для расчета технико-экономических показателей проектируемых ТЭС.

Коэффициент использования топлива (КИТ) и удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении:

• Коэффициент использования топлива (КИТ): Для теплофикационных установок это отношение суммы всей полезно отпущенной энергии (электрической и тепловой) к энергии, содержащейся в сожженном топливе. Чем выше КИТ, тем эффективнее используется топливо.
• Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении (У_эл): Является ключевым показателем для ТЭЦ, показывающим, сколько электроэнергии производится на единицу отпущенной теплоты.
  • Формула для У_эл:

    Уэл = (Эотп - ΔЭсн) / Qотп
    

    Где:

    • Э_отп — отпущенная в сеть электроэнергия;
    • ΔЭ_сн — расход электроэнергии на собственные нужды, связанный с комбинированной выработкой и транспортом отдаваемой теплоты;
    • Q_отп — суммарное количество отданной в сеть теплоты.

Финансовые расчеты и анализ рисков

Детальные финансовые расчеты и анализ рисков являются неотъемлемой частью технико-экономического обоснования.

Расчет капитальных затрат на реконструкцию:

Капитальные затраты (CAPEX) включают:

• Стоимость основного оборудования: ГТУ, ПТУ, котлы-утилизаторы, генераторы, вспомогательное оборудование. При этом удельная стоимость установленной мощности ПГУ примерно на 40% меньше, чем у паросиловых ТЭЦ.
• Стоимость монтажных работ: Монтаж нового оборудования, демонтаж старого.
• Проектно-изыскательские работы: Разработка всей проектной и рабочей документации.
• Пусконаладочные работы: Наладка оборудования и вывод его на проектные режимы.
• Прочие затраты: Затраты на инфраструктуру, обучение персонала, получение разрешений.

Расчет эксплуатационных расходов (OPEX):

• Затраты на топливо: Основная статья расходов, рассчитывается на основе удельных расходов топлива и его стоимости.
• Затраты на персонал: Заработная плата, социальные отчисления, обучение.
• Затраты на ремонт и обслуживание: Плановые и внеплановые ремонты, закупка запчастей.
• Затраты на электроэнергию на собственные нужды: Потребление электроэнергии вспомогательными механизмами.
• Налоги и сборы: Налоги на имущество, выбросы и прочие.
• Затраты на водоснабжение и водоотведение: Для ПГУ потребление охлаждающей воды примерно втрое меньше, что снижает эти затраты.

Анализ окупаемости инвестиций, чистой приведенной стоимости (NPV), внутренней нормы доходности (IRR):

• Срок окупаемости (PP): Простой показатель, показывающий, когда проект начнет приносить чистую прибыль.
• Чистая приведенная стоимость (NPV): Сумма дисконтированных денежных потоков проекта за весь срок его жизни. Положительный NPV указывает на экономическую целесообразность проекта.
• Внутренняя норма доходности (IRR): Ставка дисконтирования, при которой NPV проекта равен нулю. Если IRR выше стоимости капитала, проект считается привлекательным.

Оценка чувствительности проекта к изменению ключевых параметров:

• Цена на топливо: Как изменение цен на природный газ повлияет на экономические показатели?
• Тарифы на энергию: Как изменение тарифов на электроэнергию и тепло отразится н�� доходности?
• Капитальные затраты: Каково влияние возможного увеличения стоимости оборудования или строительных работ?
• Эксплуатационные расходы: Как изменение стоимости обслуживания или ремонта повлияет на проект?

Анализ чувствительности позволяет оценить устойчивость проекта к неблагоприятным изменениям внешних условий и определить наиболее критичные факторы риска.

Структура расчетно-пояснительной записки к академическому проекту

Для целевой аудитории (студентов/аспирантов), выполняющих академическое исследование, важно не только произвести расчеты, но и правильно оформить их. Расчетно-пояснительная записка к курсовому проекту или диссертации должна включать:

1. Расчет принципиальной тепловой схемы: Детальное описание всех элементов схемы и их взаимосвязей.
2. Процесс расширения пара в паровой турбине в h,s-диаграмме: Графическое представление термодинамических процессов.
3. Q,t-диаграмма параметров котла-утилизатора: Визуализация теплообмена в КУ.
4. Определение параметров пара и воды: Сводные таблицы давлений, температур, энтальпий и расходов в ключевых точках схемы.
5. Сводная таблица параметров пара и воды в основных элементах тепловой схемы: Для наглядности.
6. Расчет технико-экономических показателей для двух режимов работы станции: Например, для базового и пикового режимов, или для теплофикационного и конденсационного.
7. Выводы по проекту: Краткое резюме основных результатов и подтверждение целесообразности реконструкции.
8. Список использованной литературы: Соответствующий академическим стандартам.

Такой подход обеспечивает не только полноту расчетов, но и их методическую корректность, что является критичным для успешной защиты дипломной работы или диссертации.

Заключение

Проведенное исследование и разработанный детальный план академической работы убедительно демонстрируют, что реконструкция тепловых электростанций с внедрением парогазовых установок (ПГУ) является не просто одним из возможных путей модернизации, а стратегически обоснованным и наиболее перспективным направлением развития отечественной энергетики.

Ключевые выводы по результатам исследования подтверждают эффективность и целесообразность таких проектов:

• Высокая энергетическая эффективность: ПГУ демонстрируют КПД до 60% на конденсационном режиме, что значительно превышает показатели традиционных паросиловых установок. Это приводит к существенной экономии топлива (6-12%) и снижению удельных расходов на производство энергии.
• Экологические преимущества: Использование природного газа и эффективный цикл позволяют значительно сократить выбросы парниковых газов (CO₂ на 50%) и загрязняющих веществ (NO_x, SO₂ на 87%), минимизируя негативное воздействие на окружающую среду и отвечая самым строгим экологическим стандартам.
• Экономическая привлекательность: Снижение удельной стоимости установленной мощности (на 40% меньше, чем у ПСУ) и короткие сроки строительства (1-3 года против 6-8 лет) делают ПГУ-проекты инвестиционно привлекательными. Высокая маневренность позволяет оптимизировать режимы работы на балансирующем рынке, увеличивая маржинальный доход.
• Инженерная оптимизация: Детальный анализ тепловых схем, выбор многоконтурных котлов-утилизаторов и оптимизация параметров ГТУ позволяют создать высокоэффективный и надежный энергетический комплекс.
• Автоматизация и безопасность: Современные многоуровневые АСУ ТП обеспечивают надежное управление, а строгое соблюдение федеральных норм и правил в области промышленной и пожарной безопасности гарантирует безопасную эксплуатацию объекта.

Обобщение ключевых инженерных, экономических и экологических преимуществ проекта свидетельствует о том, что реконструкция Центральной ТЭЦ ЭС-2 в Санкт-Петербурге с применением ПГУ не только обновит устаревшие фонды, но и превратит станцию в современный, высокоэффективный и экологически ответственный объект, способный надежно обеспечивать регион электроэнергией и теплом на долгие годы.

Рекомендации по дальнейшим исследованиям или практическому внедрению предложенных решений могут включать:

• Разработку детальных математических моделей для динамического моделирования работы ПГУ в различных режимах.
• Изучение возможностей интеграции ПГУ с элементами возобновляемой энергетики для создания гибридных энергосистем.
• Анализ перспектив использования водорода или водородных смесей в качестве топлива для газовых турбин ПГУ.
• Разработку комплексной программы обучения и переподготовки персонала для работы с высокотехнологичным оборудованием ПГУ.

Данный план академического исследования полностью подтверждает достижение поставленных целей и задач, предоставляя студенту или аспиранту исчерпывающую основу для глубокого, научно обоснованного и практически применимого изучения реконструкции ТЭЦ с парогазовыми установками.

Список использованной литературы

1. Аминов Р.З., Гариевский М.В. ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ ПАРОГАЗОВЫХ ТЭЦ ПРИ ПЕРЕМЕННЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗКАХ С УЧЕТОМ ИЗНОСА ОБОРУДОВАНИЯ // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ.
2. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ ПЕРЕД ПАРОСИЛОВОЙ. 2022.
3. Антонянц Г.Р., Черников В.П., Райфельд О.Ф. Топливо и транспортное хозяйство тепловых электростанций. М.: Энергия, 1977.
4. Аракелян Э.К. Пути повышения маневренных характеристик ПГУ при работе в режимах регулирования нагрузки (на примере ПГУ-450) // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ.
5. Барановский В.В., Короткова Т.Ю. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СОЗДАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ Часть 1. Учебное пособие. Санкт-Петербург, 2018.
6. Белаконова А.Ф. Воднохимические режимы ТЭС. М.: Энергоатомиздат, 1985. 246 с.
7. Белосельский В.С., Соменов В.К. Энергетическое топливо. Учебное пособие для вузов. М.: Энергия, 1980. 169 с.
8. Белосельский Б.С., Барышев В.И. Низкосортные энергетические топлива. М.: Энергоатомиздат, 1989. 134 с.
9. Выбор показателей энергетической эффективности парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами.
10. ГАЗОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ Часть 2: Конструкция ГТУ и их элементов. Учебное пособие. СПбГЛТУ им С. М. Кирова, СПбГУПТД.
11. Газотурбинные установки. Часть 1. Тепловые схемы. Термодинамические циклы. Учебное пособие. СПбГУПТД, 2020.
12. Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник. Книга 3. М.: Энергоатомиздат, 1989.
13. Громогласов А.А., Копылов А.С., Пильщиков А.П. Водоподготовка: Процессы и аппараты. М.: Энергоатомиздат, 1990. 272 с.
14. Гужулев Э.П., Гриценко В.И. Водоподготовка и воднохимический режим ТЭС и котельных. Учебное пособие для вузов. Омск: ОмГТУ, 2000.
15. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ДВУХТОПЛИВНЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК В УСЛОВИЯХ РЕГИО — НГТУ.
16. Электрическая часть электростанций с газотурбинными и парогазовыми установками. Ozlib.com.
17. Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях.
18. З.А. Кострикин Ю.М., Мещерский Н.А., Коровина О.В. Водоподготовка и водный режим энергообъектов низкого и среднего давления. Справочник. М.: Энергоатомиздат, 1990. 252 с.
19. Костюк А. Г., Шерстюк А. Н. Газотурбинные установки: Учеб. пособие для вузов. М.: Высш. школа, 1979.
20. Котлы-утилизаторы, предназначенные для работы в составе энергоблоков ПГУ — Алтайский государственный технический университет им. И.И. Ползунова.
21. Латышкина Н.П., Сазонова Р.П. Водоподготовка и воднохимический режим тепловых сетей. М.: Энергоиздат, 1982. 201 с.
22. Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. М.: Энергия, 1976. 238 с.
23. Маргулова Т.Х., Мартынова О.И. Водный режим тепловых и атомных электростанций. М.: Высшая школа, 1987. 319 с.
24. Матвеева И.И., Новицкий Н.В., Вдовченко В.С. и др. Энергетическое топливо СССР. Справочник. М.: Энергия, 1979.
25. Мещерский Н.А. Эксплуатация водоподготовительных установок электростанций высокого давления. М.: Энергоатомиздат, 1984. 407 с.
26. Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» от 15 декабря 2020. URL: https://docs.cntd.ru/document/566679883
27. Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» от 20 октября 2020. URL: https://docs.cntd.ru/document/566679883
28. Оптимизация режимов ТЭЦ с ПГУ и ПТУ для максимизации прибыли. Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого.
29. Паровые и газовые турбины / под ред. Костюка А.Г. М.: Энергоатомиздат, 1985.
30. Парогазовые энергетические установки в производстве электрической и тепловой энергии. Учебное пособие.
31. ПАРОГАЗОВЫЕ УСТАНОВКИ И ОСОБЕННОСТИ ПАРОВЫХ ТУРБИН ДЛЯ ПГУ.
32. ПГУ-ТЭЦ с пониженным углеродным следом.
33. ПРИНЦИП РАБОТЫ И ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ. Петрашко В.Ю. Научный руководитель – КИСЛЯКОВ А.Ю. // Актуальные проблемы энергетики. СНТК-73.
34. Принцип работы ПГУ-ТЭЦ: преимущества и недостатки станции — Уральский федеральный университет.
35. Рабенко В.С., Карачев А.И., Будаков И.В. НАДЕЖНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ СОВРЕМЕННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК // ИГЭУ.
36. Радин Ю.А. Выбор оптимальных режимов эксплуатации энергоблоков ПГУ при участии их в регулировании мощности энергосистемы. Диссертация. disserCat. URL: https://www.dissercat.com/content/vybor-optimalnykh-rezhimov-ekspluatatsii-energoblokov-pgu-pri-uchastii-ikh-v-regulirovanii-moshchnost
37. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПАРОГАЗОВОЙ ТЭЦ. Методические указания.
38. РД 153-34.0-03.301-00 «Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий» (ВППБ 01-02-95*). РосТепло.ru. URL: https://www.ros-teplo.ru/docs/rd-153-34-0-03-301-00-pravila-pozharnoy-bezopasnosti-dlya-energeticheskih-predpriyatiy-vppb-01-02-95.html
39. Рихтер Л.А., Волков Э.П., Покровский В.Н. Охрана водного и воздушного бассейнов от выбросов ТЭС. М.: Энергоиздат, 1991. 296 с.
40. Рихтер Л.А., Елизаров Д.П., Лавыгин В.М. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1987. 215 с.
41. Рихтер Л.А., Тупов В.Б. Охрана окружающей среды от шума тепловых электростанций. М.: издание МЭИ, 1990. 96 с.
42. Рудаченко А.В., Чухарева Н.В., Байкин С.С. Газотурбинные установки: учебное пособие. Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2008.
43. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1976.
44. СанПиН 2.1.4.559-96. Питьевая вода и водоснабжение населенных мест. М.: Госкомсанэпиднадзор России, 1996. 110 с.
45. Сазанов Б.В. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1974.
46. Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций. Минск, 1974.
47. Сердюк В.С., Цорина Е.Н. Оценка напряженности трудового процесса. Омск, 2001.
48. Системы управления блоков парогазовых установок — БНТУ.
49. Стишенко Л.Г., Горшенина Н.В. Производственное освещение. Омск, 2001.
50. Стерман Н.Л., Покровский В.Н. Физические и химические методы обработки воды на ТЭС. Для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1991. 329 с.
51. Тебенихин Е.Ф. Безреагентные методы обработки воды в энергоустановках. М.: Энергоатомиздат, 1985. 142 с.
52. Тепловая — все для теплоэнергетика и теплотехника | Классификация котлов-утилизаторов ПГУ.
53. Теплотехнический справочник, т.1. М.: Энергия, 1975.
54. Тепловые и атомные электрические станции, справочник. М.: Энергоиздат, 1982.
55. Технические особенности при выборе парогазовой установки для ТЭЦ | Проектирование тепловых электростанций.
56. Трухний А.Д. Стационарные тепловые турбины. М.: Энергоатомиздат, 1990.
57. Хуторненко С.Н., Фурсов И.Д., Пронь Г.П. Котлы-утилизаторы, предназначенные для работы в составе энергоблоков ПГУ // КиберЛенинка. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/kotly-utilizatory-prednaznachennye-dlya-raboty-v-sostave-energoblokov-pgu
58. Цанев С. В., Буров В. Д., Ремезов А. Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций : учебное пособие для вузов / под ред. С. В. Цанева. М. : МЭИ, 2002.
59. 1 КЛАССИФИКАЦИЯ КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ. Учебное пособие. НМетАУ.