Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Повышение эффективности использования природного газа в системах энергоснабжения с применением парогазовых и теплонасосных установок

Диссертация: Повышение эффективности использования природного газа в системах энергоснабжения с применением парогазовых и теплонасосных установок
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Для источников комбинированной выработки электрической и тепловой энергии систем энергоснабжения городов и промышленных предприятий впервые систематизирована и обработана информация обо всем предложенном на текущий момент газотурбинном оборудовании, выявлены основные тенденции его развития, на основе чего получены термодинамические критерии выбора данного оборудования. На основе проведенного… Читать ещё >

Содержание

  • 1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ
    • 1. 1. Современное состояние энергетики
    • 1. 2. Повышение эффективности использования природного газа
      • 1. 2. 1. Тепловые электрические станции
      • 1. 2. 2. Источники энергоснабжения промышленных предприятий
      • 1. 2. 3. Источники теплоснабжения районов городов
    • 1. 3. Экологические аспекты эффективного использования природного газа
    • 1. 4. Экономические аспекты комбинированной выработки тепловой и электрической энергии
    • 1. 5. Способ многокритериального выбора источника энергоснабжения
      • 1. 5. 1. Описание метода анализа иерархий
      • 1. 5. 2. Применение метода анализа иерархий для выбора источника энергоснабжения
    • 1. 6. Постановка задачи
  • 2. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ОСНОВЕ ГТУ МОЩНОСТЬЮ БОЛЕЕ 110 МВТ
    • 2. 1. Текущее состояние и перспективы развития ГТУ мощностью более 110 МВт
    • 2. 2. Анализ эффективности работы ПГУ-ТЭЦ
      • 2. 2. 1. Описание станции до реконструкции
      • 2. 2. 2. Основные технические и энергетические характеристики ПГУ-ТЭЦ
    • 2. 3. Применение ТНУ на ПГУ-ТЭЦ
      • 2. 3. 1. Конденсация водяных паров из уходящих газов ГТУ и ПГУ
      • 2. 3. 2. Разработка схемы утилизации уходящих газов ПГУ с помощью ТНУ иУКДГ
    • 2. 4. Сравнение энергетической, экономической и экологической эффективности вариантов расширения ТЭЦ
      • 2. 4. 1. Сравнение затрат топлива при раздельной выработке тепловой и электрической энергии, на ПТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ
      • 2. 4. 2. Определение себестоимости электроэнергии и тепла
      • 2. 4. 3. Оценка экологической эффективности расширения ТЭЦ
    • 2. 5. Применение метода анализа иерархий для выбора газотурбинного оборудования для ПГУ-ТЭЦ
    • 2. 6. Выводы по главе
  • 3. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ИСТОЧНИКАХ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ НА ОСНОВЕ ГТУ МОЩНОСТЬЮ 10−110 МВТ
    • 3. 1. Текущее состояние и перспективы развития ГТУ мощностью 10 — 110 МВт
    • 3. 2. Энергоснабжение газоперерабатывающих комплексов
      • 3. 2. 1. Анализ топливно-энергетического баланса ГПК
      • 3. 2. 2. ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ для производства электрической и тепловой энергии на ГПК
    • 3. 3. Оценка экономической эффективности
    • 3. 4. Применение метода анализа иерархий для выбора источника энергоснабжения промышленного предприятия
    • 3. 5. Выводы по главе
  • 4. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА В СИСТЕМАХ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ НА ОСНОВЕ ТНУ И ГТУ МОЩНОСТЬЮ МЕНЕЕ 10 МВТ
    • 4. 1. Текущее состояние и перспективы развития ГТУ мощностью менее 10 МВт
    • 4. 2. Высокотемпературные ТНУ для систем теплоснабжения городов
      • 4. 2. 1. Актуальность экономии природного газа для систем теплоснабжения
      • 4. 2. 2. Использование высокотемпературных ТНУ
      • 4. 2. 3. Особенности использования ТНУ в отечественных системах теплоснабжения
      • 4. 2. 4. Использование ГТУ в качестве привода компрессора ТНУ
    • 4. 3. Энергетическая и экологическая эффективность использования природного газа в системах теплоснабжения с тепловыми насосами
      • 4. 3. 1. Сопоставление котлов и тепловых насосов по потреблению природного газа
      • 4. 3. 2. Оценка энергетической эффективности тепловых насосов
    • 4. 4. Схема теплоснабжения на основе ТНУ с газотурбинным приводом
    • 4. 5. Применение метода анализа иерархий для выбора приводной газотурбинной установки
    • 4. 6. Применение экологичных хладагентов в ТНУ
    • 4. 7. Выводы по главе

Повышение эффективности использования природного газа в системах энергоснабжения с применением парогазовых и теплонасосных установок (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Эффективное использование топливно-энергетических ресурсов является условием устойчивого развития общества и повышения качества жизни людей.

В Энергетической стратегии России на период до 2030 года [1] сформированы новые ориентиры развития энергетического сектора российской экономики, наиболее важным из которых определен переход на инновационный путь развития.

В числе требований Стратегии — достижение российской экономикой уровня энергоемкости ВВП развитых стран со схожими климатическими условиями, и, что важно, при постоянном снижении вредного воздействия на окружающую среду.

Главное отличие российской энергетики от энергетики, например, Канады или Скандинавии заключается в высокой степени износа основных фондов.

Это является основной причиной того, что энергетическая составляющая себестоимости продукции в РФ значительно превышает аналогичные показатели развитых стран, что в свою очередь приводит к снижению ее конкурентоспособности и увеличению нагрузки на окружающую среду.

Важно отметить, что это имеет место при использовании наиболее удобного и экологически чистого топлива, каким является природный газв России на ТЭЦ и в котельных доля природного газа составляет 60−70%.

В настоящей работе рассматривается сектор промышленной теплоэнергетики, в котором эксплуатируется парогазовые установки, мощностью до 400 МВт и теплопроизводительностью до 220 Гкал/чтри группы газотурбинных установок: мощностью более 110 МВт, 10−110 МВт, менее 10 МВттеплонасосные установки тепловой мощностью до 20 МВт в разрезе источников систем энергоснабжения ЖКХ городов и промышленных предприятий.

Все вышесказанное о техническом состоянии энергетики России полностью относится к промышленной теплоэнергетике.

Кроме того положение ухудшается тем, что на реконструкцию и модернизацию промышленной теплоэнергетики необходимы значительные средства, но объемы выделяемых инвестиций чаще всего недостаточны в связи с непривлекательностью для инвесторов — требуются «длинные» деньги. Срабатывает «остаточный принцип» по отношению к тепловой энергии, выработанной комбинированным способом.

Учитывая опыт эксплуатации теплоэнергетического оборудования в России и за рубежом и результаты проведенного анализа, получено, что наиболее перспективным направлением является комбинированная выработка электроэнергии и тепла на основе газотурбинных, в том числе парогазовых, и теплонасосных установок.

В качестве топлива в среднеи долгосрочной перспективе с учетом возрастающих требований к экологической защите природный газ останется основным ресурсом для промтеплоэнергетики.

Автор выражает благодарность директору ООО НТЦ «Промышленная энергетика» к.т.н. Шомову П. А., главному научному сотруднику ОАО «Газпром промгаз» д.т.н. Ставровскому Е. Р. за помощь и консультации по работе.

Актуальность работы.

Потребление газа предприятиями электроэнергетики и коммунально-бытовыми хозяйствами составляет около 170 млрд. куб. м в год (примерно 40% от всего потребления газа в России) [2].

Получение реальной экономии газа в условиях постоянного роста цен на газ является актуальной задачей снижения себестоимости конечной продукции.

Актуальность тем более возрастает с вступлением России во Всемирную торговую организацию, следствием которого является резкий рост конкуренции.

Целью работы является повышение эффективности использования природного газа в системах энергоснабжения с применением парогазовых и теплонасосных установок.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты:

1. Для источников комбинированной выработки электрической и тепловой энергии систем энергоснабжения городов и промышленных предприятий впервые систематизирована и обработана информация обо всем предложенном на текущий момент газотурбинном оборудовании, выявлены основные тенденции его развития, на основе чего получены термодинамические критерии выбора данного оборудования.

2. Предложен способ максимально полного использования природного газа с получением электроэнергии, тепла и конденсата в парогазовой установке путем ее сочетания с теплонасосной установкой на уходящих газах.

3. Впервые разработан способ многокритериального выбора газотурбинного оборудования, основанный на методе анализа иерархий, для различных источников энергоснабжения, учитывающий термодинамические, экономические и технические критерии.

Практическая ценность работы.

1. Предлагаемый в работе подход к выбору газотурбинного оборудования целесообразно применять при принятии решения о строительстве того или иного источника энергоснабжения.

2. Разработана энергоэффективная схема на основе ПГУ и ТНУ, позволяющая увеличить отпуск тепловой энергии от ПГУ-ТЭЦ на 8% и получить конденсат водяных паров, содержащихся в уходящих газах ПГУ, для подпитки тепловых сетей и прочих нужд.

3. Разработана схема выработки тепловой энергии на основе ТНУ с газотурбинным приводом и водогрейным котлом-утилизатором, которая позволяет получить до 87% больше тепловой энергии по сравнению с существующими водогрейными котельными при том же расходе газа.

Достоверность и обоснованность результатов работы.

Обусловлены применением положительно зарекомендовавших себя методик расчетов теплоэнергетических агрегатов, применением метода анализа иерархий и достоверных справочных данных, сравнением результатов с данными других авторов, а также данными, полученными при проведении энергоаудита тепловых электростанций и газоперерабатывающих комплексов.

Личный вклад автора. Основные результаты работы получены автором лично под руководством д.т.н. Султангузина И.А.

Апробация и публикации. Основные положения работы, результаты теоретических и расчетных исследований докладывались на:

— 16, 17, 18, 19 Международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (НИУ МЭИ, Москва, 2010 — 2013 г.) — th.

— 8 Minsk International Seminar «Heat Pipes, Heat Pumps, Refrigerators, Power Sources» (Институт теплои массообмена им. A.A. Лыкова Национальной Академии Наук Белоруссии, Минск, 2011 г.);

— VI Международной школе-семинаре молодых ученых и специалистов «Энергосбержение — теория и практика» (НИУ МЭИ, Москва, 2012 г.);

— IV Научно-практической молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Москва, 2012 г.);

— III Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли» (РОО «Ученый совет Ямало-Ненецкого Автономного округа», Новый Уренгой, 2012 г.).

Основное содержание выполненных исследований опубликовано в 17 журнальных статьях, тезисах и докладах, в т. ч. 4 в журналах, аттестованных ВАК.

Объем и структура диссертации.

Диссертация изложена на 179 страницах и состоит из введения, четырех глав, выводов, приложения. Работа содержит 57 рисунков и 31 таблицу, 5 приложений, список использованных источников содержит 142 наименования.

4.7 Выводы по главе.

1. Разработанная схема источника теплоснабжения на основе теплового насоса с газотурбинным приводом и экологичным хладагентом позволяет выработать до 87% больше тепловой энергии, чем водогрейный котел, при одинаковом расходе природного газа.

2. Применение газопоршневых установок для привода компрессоров ТНУ большой теплопроизводительности ограничено, что делает целесообразным применение газотурбинного привода для тепловых насосов большой теплопроизводительности.

3. На основе проведенного анализа установлено, что эффективность ГТУ единичной мощностью до 10 МВт, предназначенных для привода компрессоров, в отличие от турбин иной мощности, обусловлена наличием воздушного рекуператора с высокой степенью регенерации тепла дымовых газов, при этом температуры на входе и выходе из турбины и степень сжатия у ГТУ малой мощности значительно ниже.

4. Термодинамические критерии выбора газотурбинного оборудования для привода теплонасосных установок: температура газа перед турбиной менее 1000 °C, за турбиной ~ 420 °C, давление р = 0,5 — 0,75 МПа, с рекуперативным подогревом воздуха дымовыми газами и водогрейным котлом-утилизатором.

5. Определен основной экологичный хладагент, который может быть использован в качестве замены Я-134а в теплонасосных установках, -11−1243благодаря наиболее близким к Я-134а энергетическим показателям — тепловой мощности конденсатора и коэффициента трансформации тепла.

6. Разработанный способ выбора газотурбинного оборудования, основанный на методе анализа иерархий, учитывает особенности выбора приводной ГТУ в части термодинамических критериев и может применяться для решения данной задачи.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Установлено, что для определения расхода топлива на тепловую и электрическую энергию, вырабатываемых на ПГУ, должен применяться эксерге-тический метод, как наиболее термодинамически обоснованный и позволяющий избежать «перекрестного субсидирования».

Для максимально полного использования природного газа разработана схема комбинированной выработки электроэнергии, тепла и получения конденсата из уходящих газов с использованием парогазовых и теплонасосных установок, которая позволит увеличить отпуск теплоты от ПГУ-ТЭЦ до 8%.

Предложены критерии, которые позволили впервые разработать единый способ многокритериального выбора газотурбинного оборудования, основанный на методе анализа иерархий, для достижения максимально возможного энергосберегающего эффекта в системах энергоснабжения промышленных предприятий и ЖКХ.

Установлено, что в качестве замены существующим котельным при работе в базовом и полубазовом режиме могут быть использованы высокотемпературные тепловые насосы теплопроизводительностью более 10 Гкал/ч с газотурбинным приводом компрессора ТНУ вместо электрического привода, которые позволяют получить до 87% больше тепловой энергии по сравнению с газовыми водогрейными котлами.

Разработана схема источника теплоснабжения на основе тепловых насосов, использующих экологичные хладагенты (основной рекомендуемый хладагент — Я-124 321) с минимальным воздействием на глобальное потепление.

Установлено, что максимальный КПД ГТУ на уровне 40 — 45% достигается для разных областей применения разными техническими решениями путем максимально возможного:

• увеличения температуры газов (более 1500 °С) перед газовой турбиной большой мощности для крупных городских ПГУ-ТЭЦ;

• увеличения давления (более 4 МПа) перед газовой турбиной средней мощности для ГТУ-ТЭЦ промышленных предприятий;

• увеличения степени регенерации тепла дымовых газов (до 80 — 90%) на подогрев воздуха горения для газотурбинного привода (относительно небольшой мощности) крупных тепловых насосов.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р — 144 с.
  2. А.С. Анализ рынка газа в России. // ЦЭМИ РАН. 2007.
  3. А.Я. Стратегия развития электроэнергетики Республики Татарстан. // Энергосовет. 2012. — № 6.
  4. BP Statistical Review of World Energy. June 2011. — 49 p.
  5. Bashmakov I., Borisov K., Dzedzichek M., et.al. Resources of energy efficiency in Russia: scale, costs and benefits. Report of Center of Energy Efficiency, Developed for the World Bank. Moscow, 2008. 102 p.
  6. Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года. // ЗАО «АПБЭ». 2010. — 123 с.
  7. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. Одобрена распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. № 215 120 с.
  8. А.А. Термодинамические основы теплоэнергетических установок. М.: Издательство МЭИ, 2004. — 159 с.
  9. В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. СПб.: Издательство СПбГТУ, 1997. — 295 с.
  10. А.В., Мельников Ю. В. Анализ тепловых схем ТЭС. // Изд-во ИГЭУ. Иваново, 2010. — 460 с.
  11. С.В., Буров В. Д., Ремезов А. Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Издательство МЭИ, 2002. — 584 с.
  12. Cost Estimates for Thermal Peaking Plant. // Parsons Brinckerhoff New Zealand Ltd., 2008.
  13. Cost and Performance Data for Power Generation Technologies. // National Renewable Energy Laboratory, 2012.
  14. RWE про wer to start 2,160-MW Pembroke CCGT in September. // Gas to Power Journal, 2012.
  15. H.B. Выбор структуры и оптимизация характеристик производственно-отопительных ГТУ-ТЭЦ малой и средней мощности. Авто-реф. дис.. канд. техн. наук М., 1996. — 20 с.
  16. Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. 7-е изд., стереот. — М.: Издательство МЭИ, 2001. — 472 с.
  17. U.C., Дильман М. Д., Беляева Г. М. Техническое перевооружение путь к интенсификации экономики. // Промышленная энергетика. -2005.-№ 2.-с. 5−9.
  18. И.В. Системный анализ и повышение эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий (на примере Астраханского газоперерабатывающего завода). // Диссертация. канд. техн. наук Саратов. 2009. — 187 с.
  19. A.A. Оптимизация систем рекуперации тепла газоперерабатывающих заводов. // Диссертация. канд. техн. наук. Киев, 1984. — 295 с.
  20. В.И. Повышение эффективности кожухотрубчатого теплооб-менного оборудования газоперерабатывающих заводов. // Диссертация. канд. техн. наук. Киев, 1984. — 264 с.
  21. General Electric LMSIOO Aeroderivative Gas Turbines. // General Electric, 2013.
  22. B.K., Карасевич A.M., Федяев A.B. Системы малой энергетики: современное состояние и перспективы развития: в 2-х томах. // М.: ИД «Страховое Ревю», 2008. Т.2. 496 с.
  23. A.B. Анализ эффективности различных типов тепловых насосов. // Проблемы энергосбережения. 2005. — № 1−2.
  24. Е.Я., Бродянский В. М. Энергетические основы трансформации тепла и процессов охлаждения: учебное пособие для вузов. 2-е изд., пе-рераб. — М.: Энергоатомиздат, 1981. — 320 с.
  25. А.И. Сравнительная эффективность применения насосов для централизованного теплоснабжения. // Промышленная энергетика. -1997.-№ 6.
  26. B.C. Тепловые насосы. М.-Л.:Госэнергоиздат, 1955.- 191 с.
  27. A.C. Анализ эффективности использования парокомпрессорных теплонасосных установок в теплофикационных системах. // Энергосбережение и водоподготовка.- 2005.- № 2.
  28. Э.Э. Возможность использования теплового насоса на ТЭЦ. // Теплоэнергетика. 2003. — № 7.
  29. А.И., Новиков Д. В. Эффективность применения тепловых насосов на ГТУ-ТЭЦ. // Проблемы энергетики. 2004. — № 11−12. — С. 1723.
  30. O.A. Применение теплонасосных установок для утилизации сбросной низкопотенциальной теплоты на ТЭС // Промышленная энергетика. № 6. — 2005. — С. 36−41.
  31. Ю.Е., Бакшеев А. Ю. Определение эффективности тепловых насосов, использующих теплоту обратной сетевой воды ТЭЦ // Промышленная энергетика. № 7. — 2007. — С. 14−17.
  32. B.C., Данилов В. В. Повышение эффективности системы централизованного теплоснабжения на основе применения технологии тепловых насосов. // Энергосбережение и водоподготовка. 2000. — № 2. — С. 5−14.
  33. A.B. Почему не внедряются тепловые насосы? // Сантехника. Отопление. Кондиционирование. 2004. — № 2.
  34. A.B. Тепловой насос и теплофикация. // Сантехника. Отопление. Кондиционирование. 2002. — № 3.
  35. А.Д., Авруцкий Г. Д. Глубокая утилизация тепла уходящих газов котлов и его аккумулирование. // Теплоэнергетика. 2011. — № 11.
  36. Bailer P., Pietrucha U. Disrtict heating and district cooling with large centrifugal chiller heat pumps // Proc. 10th International Symposium on District Heating and Cooling. 3−5 September 2006, Hanover, Germany. — 8 p.
  37. B.M., Аль-Алавин А.А. Способ повышения эффективности парогазовых установок с использованием тепловых насосов. // Промышленная энергетика. 2009. — № 1. — С. 25−29.
  38. В.Е., Елистратов C.JI. Энергетическая эффективность комбинированных отопительных установок на базе тепловых насосов с электроприводом. // Промышленная энергетика. 2008. — № 3. — С. 28−33.
  39. Богданович M. J1. Использование компрессионных теплонасосных установок для нужд теплоснабжения на паротурбинных ТЭЦ, работающих в объединенной энергетической системе. // Новости теплоснабжения. № 3. — 2009. — С. 25−29.
  40. А.И. Возможная экономия топлива от использования утилизационных ТНУ в системе энергоснабжения предприятий. // Промышленная энергетика. № 2. — 2003. — С. 7 — 10.
  41. B.C. Агабабов, А. В. Корягин, B.JI. Титов, Ю. Ю. Хаймер. Об использовании детандер-генераторных агрегатов в котельных. // Энергосбережение и водоподготовка. 2000. — № 2.
  42. ТЭК и экология // Аникеев В. А., Масленников C.JI. Институт энергетической стратегии. М.: Издательский дом «ЭНЕРГИЯ», 2007. — 91 с.
  43. Rabl A., Curtiss P. S., Pons A., et al. Environmental Impacts and Costs: the Nuclear and the Fossil Fuel Cycles: Report to EC of Project «External Costs of
  44. Fuel Cycles: Implementation of the Accounting Framework in France». DG XII. // Ecole des Mines de Paris, France, 1995. 120 p.
  45. Estimating Fuel Cycle Externalities: Analytical Methods and Issues: Report 2 / Oak Ridge National Laboratory and RFF, USA. Study by US DOE and Commission of EC, July 1994. — 350 P.
  46. Rabl A., Spadaro J.V., Sultanguzin I.A. External Cost of Biomass and Waste Inceneration // 1st progress report. / Ecole des Mines de Paris, France, May, 1996. 55 P.
  47. Spadaro J.V. Evaluation des dommages de la pollution de l’air: modelisation, rtudes de sensebilite, et applications: These de Doctorat en Energetique de l’Ecole des Mines de Paris. Paris, France, 1999. — 350 P.
  48. Dockery D.W., Pope III C.A. Acute respiratory effects of particulate air pollution//Ann. Rev. Public Health. 1994. — Vol.15. — P.107−132.
  49. .Е. Загрязнение окружающей среды и здоровье населения. М.: Изд-во МНЭПУ, 2001. — 264 с.
  50. Воздействие на организм человека опасных и вредных экологических факторов. Метрологические аспекты. В 2 т. // Под ред. Исаева JI.K. М.: Изд-во ПАИМС, 1997. — Том 1. — 512 е.- - Том II. — 496 с.
  51. В.Я. Геоинформационные системы и технологии. М.: Финансы и статистика, 1998. — 288 с.
  52. Fedra К. GIS and Environmental Modeling // Environmental Modeling with GIS. eds. Goodchild M.F., Parks B.O., Steyaert L.T. Oxford University Press, 1994.-P. 35−50.
  53. И.А. Экологические аспекты совершенствования промышленных теплоэнергетических систем. Монография. М.: Издательство МЭИ, 2012.-317 с.
  54. В.В. Данилов, B.C. Славин. Энергоэффективная система городского теплоснабжения на основе технологии тепловых насосов. // Энергоэффективность: опыт, проблемы, решения. 2001. — Вып. 4.
  55. Calm J.M. The next generation refrigerants Historical review, considerations, and outlook. // International Journal of Refrigeration. — 2008. — No. 31.
  56. И.А., Потапова A.A., Говорин A.B., Албул А. В. Тепловые насосы для российских городов. // Энергосбережение. 2011. — № 1. — С. 22−26.
  57. И.А., Потапова А. А., Говорин А. В., Албул А. В. Анализ энергетической эффективности использования природного газа для систем теплоснабжения с тепловыми насосами. // Наука и техника газовой промышленности. 2011. — № 1. — С. 112−116.
  58. Directive 2006/40/ЕС of The European Parliament and of the Council of 17 May 2006 relating to emissions from air-conditioning systems in motor vehicles and amending Council Directive 70/156/EC, 2006. Official Journal of the European Union.
  59. Sultanguzin I.A., Albul A.V., Potapova А.А. Plotting of Р-Н and T-S diagrams of fluoropropylenes. // VIII Minsk International Seminar «Heat Pipes, Heat Pumps, Refrigerators, Power Sources», Minsk, Belarus, 12−15 September, 2011, Vol. 2.-P. 209−214.
  60. Рис. В. Ф. Уточненный метод получения характеристик центробежных компрессоров, работающих на газе, путем испытания на воздухе. // Энергомашиностроение. 1981. — № 5. — С. 5−9.
  61. Sarevski M.N. Influence of the new refrigerant thermodynamic properties on some refrigerating turbocompressor characteristics. // International Journal of Refrigeration. 1996. — Vol. 19, No. 6. — P. 382−389.
  62. Н.Д. Экономика энергетики. // Москва. Издательство: МЭИ. -2005. — 288 с.
  63. А.Б. Котельнизация России беда национального масштаба. // Новости теплоснабжения. — 2006. — № 11. — С. 36−40.
  64. Siitonen S., Holmberg Н. Estimating the value of energy saving in industry by different cost allocation methods. // International Journal of Energy Research. -2010.
  65. Т. JI. Принятие решений. Метод анализа иерархий. — М.: Радио и связь, 1989, —316 с.
  66. Press Information. Mitsubishi M501J Gas Turbine Exceeds 8,000 Hours in Operation. // Mitsubishi Heavy Industries. Dec. 2012.
  67. Japanese Basic Act on Energy: Act No. 71 of June 14, 2002.
  68. Hada S., Tsukagoshi K., Masada J., Ito E. Test results of the World’s First 1,600 °C J-series Gas Turbine. // Mitsubishi Heavy Industries Technical Review.-March 2012 Vol. 49No. l.-P. 18−23.
  69. Hashimoto T. et al. Effective Utilization of Fossil Fuels for Low Carbon World. // Mitsubishi Heavy Industries. 2009 — 17 p.
  70. Breeze P. Efficiency versus flexibility: Advances in gas turbine technology. // Power Engineering International. Apr. 2011.
  71. Bartos F.J. Siemens gas turbine breaks 60% efficiency barrier. // Control Engineering. Jun. 2011.
  72. Jacobs J.A., Schneider M. Cogeneration Application Considerations // GE Energy. May 2009.
  73. Siemens Gas Turbine SGT5−2000E for 50 Hz Market. The proven model. // Siemens. 2011.
  74. Турбины и дизели. // Каталог энергетического оборудования. ООО «Тур-бомашины». 2011.
  75. Расширение Краснодарской ТЭЦ с установкой ПГУ-410, ООО «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго», РФ // Проектная документация. ООО «СиСи-ДжиЭс», Краснодар, 2011. 60 с.
  76. А.В. Реперные точки теплофикации. // Теплоэнергоэффектив-ные технологии. 2008. — № 1. — С. 20−31.
  77. А.Б. Совершенствование методов расчета аппаратов и установок для глубокой утилизации теплоты влажных газов и разработка мер по повышению эффективности ее использования. // Диссертация. докт. техн. наук. Москва. — 2011.
  78. О.Н., Батенин В. М., Зейгарник Ю. А. и др. Комплексная парогазовая установка с впрыском пара и теплонасосной установкой (ПГУ
  79. МЭС-60) для АО «Мосэнерго». // Теплоэнергетика. 2001. — № 9. — С. 5058.
  80. И.В. Исследование и совершенствование режимов эксплуатации ПГУ-325. // Диссертация. канд. техн. наук Москва. 2012. — 173 с.
  81. Д.С., Самсонов А. И. Состояние и перспективы развития парогазовых установок с впрыском пара. // Вестник инженерной школы ДВФУ. -2012.-№ 2 (11).-С. 14−20.
  82. Н.М. Исследование процесса конденсации водяного пара из парогазовых смесей различного состава в кожухотрубных теплообменных аппаратах. // Диссертация. канд. техн. наук Москва. 2010. — 150 с.
  83. Н.А. Разработка эффективных конденсационных теплообменников теплогенерирующих установок. // Диссертация. канд. техн. наук Воронеж. 2008. — 152 с.
  84. Е.В. Моделирование процессов тепло- и массопереноса в рекуперативных конденсационных теплоутилизаторах. // Диссертация. канд. техн. наук Москва. 2004. — 136 с.
  85. Sonal P. Large-Scale Tests Begin to Convert Flue Gas to Usable Water. // POWER. Business and Technology for the Global Generation Industry. May 1,2011.
  86. A.A. Энергосбережение в теплогенерирующих установках. // УлГТУ,-2000,-139 с.
  87. Bartlett М. Developing Humidified Gas Turbine Cycles. // Doctoral Thesis. -Royal Institute of Technology. Stockholm, Sweden. 2002.
  88. Д.Ю., Борисов Ю. В. Получение конденсата из уходящих дымовых газов при сжигании газового топлива. // «Новое в российской электроэнергетике». 2005. — № 1. — С. 42−45.
  89. В.М. Эксергетический метод термодинамического анализа. // М.: «Энергия». 1973. — 296 с.
  90. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрофикации о тепловой экономичности оборудования. РД 34.08.552−95. СПО ОРГРЭС М.:1995.
  91. A.M. Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии на ТЭЦ. // Новости теплоснабжения. 2010. — № 4. — С. 22−23.
  92. Regulation of Heat and Electricity Produced in Combined-Heat-and-Power Plants. // World Bank Report. October 6. — 2003.
  93. B.M., Фратшер В., Михалек К. Эксергетический метод и его приложения. Под ред. В. М. Бродянского. // М.: Энергоатомиздат, 1988. -288 с.
  94. ГИС Карта. // http://www.gisinfo.ru официальный сайт.
  95. Google Maps. // http://maps.google.com официальный сайт.
  96. И.А., Замерград В. Э., Карасевич В. А., Апбул A.B., Федю-хин A.B. Оптимизация использования природного газа и возобновляемых источников энергии в энергетических компаниях. // Наука и техника в газовой промышленности. № 1. — 2013. — С. 63−76
  97. Промышленные газовые турбины НПО «Сатурн» в эксплуатации. // НПО «Сатурн». Сентябрь 2012.
  98. Т.В., Ерохина И. В., Хоршев A.A. Масштабы внедрения ПГУ и ГТУ в среднесрочной перспективе. // Газотурбинные технологии. -2005. № 6.-С. 11−15.
  99. Jonsson М., Yan J. Humidified gas turbines a review of proposed and implemented cycles. // Science direct. Energy. — 2005. — No. 30. — P. 1013 — 1078.
  100. И.А. Повышение энергоэффективности в системах теплоснабжения. / Часть 1. Проблемы российских систем теплоснабжения. // Энергосбережение. 2010. — № 2. — С. 46−51.
  101. А.Б. Министерство анэргии. // Новости теплоснабжения. -2010.-№ 9.-С. 12−18.
  102. И.А., Потапова A.A., Говорин A.B., Албул A.B. Системы теплоснабжения на основе тепловых насосов. // Новости теплоснабжения. -2010.-№ 10.-С. 22−26.
  103. В.Г. Тепловые насосы. Аналитический обзор. // Справочник промышленного оборудования. 2004, сентябрь-октябрь № 2. С. 47−80.
  104. В.П., Щербаков С. Н., Фролов М. В., Шелгинский А. Я. Эффективность использования тепловых насосов в централизованных системах теплоснабжения. // Новости теплоснабжения. 2004. — N 7.
  105. Г. П. Эффективность и перспектива использования тепловых насосов в городском хозяйстве Москвы. // Энергосбережение. 2007. — N 8. — С.63−65.
  106. В.Е., Елистратов C.JI. Экологические аспекты применения парокомпрессионных тепловых насосов. // Изв. РАН. Энергетика. 2007. -№ 4. — С.76−83.
  107. А.П., Петин Ю. М. Технология использования геотермального и сбросного тепла предприятиями. // Проблемы нетрадиционной энергетики. Материалы научной сессии Общего собрания Сибирского отделения СО РАН Новосибирск, 13 декабря 2005 г.-11 с.
  108. И.М., Савицкий А. И. Тепловые насосы: вчера, сегодня, завтра // Холодильная техника. 2000. — № 10. — С. 2 — 6.
  109. В.П. Проблемы использования теплонасосных установок в системах централизованного теплоснабжения. // Энергетическое строительство. 1994. — N 2. — С.29−34.
  110. Zogg M. History of Heat Pumps. Swiss Contributions and International Milestones. -Oberburg: Process and Energy Engineering CH-3414, Switzerland. 2008.-114 p.
  111. Gabrielii C., Vamling L. Drop-in replacement of R22 in heat pumps used for district heating influence of equipment and property limitations // International Journal of Refrigeration. — 2001. — Vol. 24. — P. 660−675.
  112. Unitop 50FY Type Heat Pump from Friotherm is Upgrading Untreated Sewage of 9.6°C to Heating Energy of 90 °C in Oslo. Friotherm, 2003. htpp://www.friotherm.com/downloads/skoyenel 1 .pdf.
  113. Mcdonough M.J., Lafaille S. Natural-Gas-Engine-Driven Heat Pumps. // HP AC Engineering. Aug.l. — 2012.
  114. Ю.А. Утилизация вторичных энергоресурсов газовых двигателей и газотурбинных установок с использованием тепловых насосов. // Дисс.. канд. техн. наук. Москва. — 2005. — 135 с.
  115. В.П. Анализ эффективности применения теплонасосных установок с газовым двигателем // Промышленная энергетика. 1986. — № 7. — С.30−33.
  116. А.Н., Монастырев П. В., Сборщиков С. Б. Энергосбережение в реконструируемых зданиях. М.: Издательство АСВ, 2008. 208 с.
  117. А.Б. Применение тепловых насосов в «большой» энергетике. // X всероссийская научно-практическая конференция «Эффективность систем жизнеобеспечения города». Красноярск. 25−26 ноября 2009 года.
  118. Lian Zh., Park S.R., Huang W., Baik Y.-J., Yao Y. Conception of combination of gas-engine-driven heat pump and water-loop heat pump system // International Journal of Refrigeration. 2005. — Vol. 28. — P. 810−819.
  119. Lazzarin R.R., Noro M. District heating and gas engine heat pump: Economic analysis based on a case study // Applied Thermal Engineering. 2006. -Vol. 26.-P. 193−199.
  120. Brenn J., Soltic P., Bach Ch. Comparison of natural gas driven heat pumps and electrically driven heat pumps with conventional systems for building heating purposes // Energy and Building. June 2010. — Vol. 42. — P. 904−908.
  121. Erickson D.C., Anand G., Panchal C.B., Mattingly M. Prototype Commercial Hot Water Gas Heat Pump (CHWGHP) Design and Performance. // ASHRAE Transactions. — 2002, V. 108, Part 1.
  122. Sun Zh.-G. A combined heat and cold system driven by a gas industrial engine. // Energy Conversion and Management. 2007. — Vol 48. — P. 366−369.
  123. Keil C., Plura S., Radspieler M., Schweigler C. Application of customized absorption heat pumps for utilization of low-grade heat sources. // Applied Thermal Engineering. 2008. — Vol. 28. — P. 2070−2076.
  124. Nakicenovic N. Energy Primer. // Climate Change 1995. Impacts, Adaptations and Mitigation of Climate Change: Scientific-Technical Analysis. Cambridge University Press, 1996. — P. 75 — 92.
  125. Выбросы парниковых газов энергетическим комплексом России на период до 2020 года. М.: Энергоатомиздат, 2001. — 54 с.
  126. И.А., Потапова А. А. Высокотемпературные тепловые насосы большой мощности для теплоснабжения. // Новости теплоснабжения. 2010. — № 10. — С. 23−27.
  127. А.В., Халатов А. А., Сударев Б. В. Оценка и анализ технических требований к газотурбинным приводам ГПА газотранспортной системы Украины. // Газовая промышленность. № 06/047. — 2010.
  128. В.Е. Беляев, С. О. Беляева, В. А. Коваль, Е. А. Ковалева. Высокоэффективный газотурбинный двигатель мощность 1 МВт. // ВосточноЕвропейский журнал передовых технологий. № 4/4 (40). — 2009. — С. 6669.
  129. Shomov P.A., Gyulmaliev A.M., Sultanguzin I.A., Albul A.V., Potapova A. A. Prediction of physical and chemical parameters of fluoropropylene as potential refrigerants for heat pumps // VIII Minsk International Seminar «Heat
  130. Pipes, Heat Pumps, Refrigerators, Power Sources», Minsk, Belarus, 12−15 September, 2011, Vol. 2. P. 196 — 202.
  131. Akasaka R., Tanaka К., Higashi Y. Thermodynamic property modeling for 2,3,3,3-tetrafluoropropene (HFO-1234yf) // Int. J. of Refrigeration. 2010. Vol.33. Pp. 52−60.
  132. Leek T.J. Evaluation of HFO-1234yf as a Potential Replacement for R-134a in Refrigeration Applications // Proc. 3rd IIR Conference on Thermophysical Properties and Transfer Processes of Refrigerants, Boulder, CO, USA. 2009. Paper No. 155.
  133. Akasaka R. An application of the extended corresponding states model to thermodynamic property calculations for trans-l, 3,3,3-tetrafluoropropene (HFO-1234ze (E)) // Int. J. of Refrigeration. 2010. Vol.33. Pp. 907−914.
  134. B.C., Коган В. Б., Любецкий С. Г., Дунтов Ф. И. Равновесие жидкость пар в системе этилен — трифторпропилен // Журнал прикладной химии. — 1971. — № 3. — С. 683 — 686.
  135. Brown J. S., Zilio С., Cavallini A. Thermodynamic Properties of Eight Fluorinated Olefins // International Journal of Refrigeration. Vol. 33, Issue 2, March 2010.-P. 235−241.
  136. Модель Мощность, МВт кпдээ, % Степень сжатия Темп-ра дымовых газов перед ГТ, С Темп-ра дымовых газов за ГТ, С1. Aistom Power Systems
  137. GT11N2 113,6 33,3 15,9 н.д. 526
  138. GT13E2 179,9 36,6 18,2 5011. GT26 288,3 38,1 35 6031. Ansaldo Energia s.p.a.
  139. V94.2 166 34,5 н.д. н.д. 5521. V94.2K 170 36,5 5521. V94.3A 285 39,6 5801. Gl i-Aeroderivative
  140. S100PA-NGS 102,7 44,9 42 н.д. 413
  141. S100PA-NGW 102,99 43,9 42 4131. GE-HD
  142. PG9171E 126,1 33,8 17 н.д. н.д.1. PG9171EC 169,2 34,9 17 1. PG9351FA 255,6 36,9 17 9FB 285 38,3 18 1. Hitachi
  143. PG9171E 126,1 33,2 17 н.д. н.д.1. PG9231EC 169,2 34,9 17 1. PG9331FA 243 35 17 1. Mitsubishi H
  144. M701D 144 35 н.д. 1200 н.д.
  145. M701 °F 270 38,2 18 1400 6001. M701F4 303 39 18 1400 600
  146. M701G 334 39,5 20 1500 6001. M701J 460 45 23 1600 6001. ОАО «Силовые машины» 1. ГТЭ-160 157 34,4 23 5371. Siemens
  147. SGT5РАС 2000Е 168 34,7 12,1 н.д. 537
  148. SGT5РАС 3000Е 191 36,7 н.д. н.д.
  149. SGT5РАС 4000 °F 286,5 39,5 18,8 586
  150. SGT5РАС 8000Н 375 40 19,5 617
  151. Модель Мощность, МВт КПДэз, % Степень сжатия Темп-ра дымовых газов перед ГТ, С Темп-ра дымовых газов за ГТ, С1. Aistom Power Systems
  152. GT8C 52,8 33,3 н.д. н.д. н.д.1. GT8C2 56,3 33,9 1. Ansaldo Energia s.p.a.
  153. V64.3A 77 36 н.д. н.д. 5741. ОАО Авиадвигатель
  154. S1OOPB-NGD 98,44 45,1 42 4131.S100PA-NG 99 44,9 42 4131.S 100 99,1 44,9 42 4131. GE-HD
  155. PG5371PA 26,3 28,5 н.д. н.д. н.д.
  156. MS5001 26,8 28,4 10,5 483
  157. MS5002E 29,68 35,6 17 510
  158. PG6581B 42,1 32,1 н.д. н.д.1. PG6591C 42,3 32,2 1. PG6101FA 70,1 34,2 15,8 1. MS6001FA 75,9 35 15,8 1. PG6111FA 77,1 35 15,8 1. GE Oil&Gas
  159. PGT 10 10,2 31,2 н.д. Н.д. 4821. GE 10 11,2 31,4 4821. PGT 10B 11,2 32 4821. PGT 16 13,7 34,9 н.д.1. PGT 20 17,4 35 1. PGT 25 22,4 36,3 1. PGT 25+ 30,2 39,6 1. PGT 25+G4 32,7 39,6 1. Hitachi
  160. H-15 16,9 34,3 н.д. Н.д. н.д.1. PG5371PA 26,3 28,5 1. H-25 31 34,8 1. PG6561B 39,6 31,9 1. PG6101FA 70,1 34,2 15,8
  161. Модель Мощность, МВт КПДээ, % Степень сжатия Темп-ра дымовых газов перед ГТ, С Темп-ра дымовых газов за ГТ, С1. Mitsubishi HI
  162. MF-111 14,57 31 Н.д. Н.д. 5471. MFT-8 26,7 38,7 4631. MF-221 30 32 н.д.
  163. SB60−2 12,5 29,7 Н.д. Н.д. н.д.1. SB60 13,4 29 1. SB120 22,6 30 1. ЗАО «Невский завод»
  164. ГТЭР-10 10 32 15 Н.д. Н.д.1. ГТЭР-12 12 32 16 1. ГТЭР-16 16 32,5 15 5501. ОАО «Силовые машины»
  165. ГТЭ-65 61,5 35,2 Н.д. Н.д. 5551. P&W Power Systems
  166. FT8−3 Mobilepac 22,5 35,6 Н.д. Н.д. н.д.1. Swiftpac 25 25,5 38,1 1. FT8−1 Powerpac 27,4 37,15 1. FT8−1 Swiftpac 55,9 37,15
  167. FT4000 60 41 Н.д. Н.д. Н.д.
  168. Rolls-Royce Power Engineering
  169. Avon-2648 14,7 28,4 Н.д. Н.д. 4261. Avon-2656 15,1 29,2 420
  170. RB211−6556 DLE 23 34,6 5011. RB211−6556 24 34,6 501
  171. RB211−6562 DLE 26 36,2 501
  172. RB211−6762 DLE 26,9 37,4 5011. RB211−6562 27 36,2 5011. RB211−6762 28 37,4 501
  173. RB211−6761 DLE 29 39,1 5101. RB211−6761 30 39,1 5101. Trent 60 51,5 42 4441. Trent 60 58 41 423
  174. Самарский НТК им. Кузнецова
  175. ЭГПУ-18 18 33 Н.д. Н.д. н.д.1. НК-900Е 25 36,4 1. НК-900Е 30 36,4 1. НПО Сатурн
  176. ГТА-10Е 10 26,8 Н.д. Н.д. н.д.1. Siemens
  177. SGT-400 12,9 34,8 16,8 Н.д. 5551. SGT-500 17 32,1 13 3691. SGT-600 24,8 34,2 14 5431. SGT-700 30 36 18,7 533
  178. Модель Мощность, МВт КПДээ,% Степень сжатия Темп-ра дымовых газов перед ГТ, С Темп-ра дымовых газов за ГТ, С1. SGT-800 45 37 20,4 5411. SGT-800 47 37,5 21,1 5531. Solar Turbines (CAT)
  179. Mars 100 GS 10,7 32,5 Н.д. н.д. 485
  180. Titan 130 GS 15 38,9 495
  181. Titan 250 GS 22,37 40 4651. ОАО НТК Союз
  182. ГТЭ-30−300 30 35,8 Н.д. Н.д. н.д.1. ОАО Турбоатом
  183. ГТЭ-45-ЗМ 54,7 29 Н.д. Н.д. н.д.1. ГТЭ-45-ЗМ2 60,4 30 1. ОАО УТЗ
  184. ГТЭ-16 15,2 30,4 Н.д. 920 420
  185. ГТЭ-25У 29,7 31,2 Н.д. н.д.
  186. ГП НПК ««Зоря-Машпроект»
  187. UGT10000C 10 35 19 Н.д. 490
  188. UGT15000C 15,5 34,2 18 430
  189. UGT10000S1 16 43 н.д. н.д.1. KOGTES-20 16 31
  190. UGT16000 16,3 31 12,7 360
  191. UGT15000S2 25 42 н.д. н.д.
  192. UGT25000C 25 35,7 23,6 1245 465fflO Сатурн 1. ГТД-110 110 35 15 517
  193. Источник информации 79. и данные производителей.
  194. Модель Мощность, МВт КПДээ, % Степень сжатия Темп-ра дымовых газов перед ГТ, °С Темп-ра дымовых газов за ГТ, °С1. ОАО НПП Аэросила
  195. ГТУ-300 0,315 24 н.д. н.д. н.д.1. AlliedSignal
  196. ASE8 0,52 21 н.д. Н.д. Н.д.1. ASE40 3,27 26,7 1. ASE50 3,6 29,1 1. ASE120 9,4 33,6 1. ОАО Авиадвигатель
  197. Урал-2500 2,55 21,1 н.д. Н.д. 3611. Урал-4000 4,13 24 4141. Урал-6000 6,14 26,1 4741. Capstone
  198. C1000-IHCP 1 33 5 н.д. 5931. ОАО Энергомаш
  199. ГТ ТЭЦ-009 9 35 6−7,5 950 440−580
  200. ГТ ТЭЦ-009М 9,2 35 6−7,5 950 440−5801. GE Oil&Gas
  201. PGT5 5,2 26,8 н.д. н.д. н.д.1. GE 5 5,5 30,7 1. Ивченко-прогресс
  202. AI-2500 2,5 24,6 н.д. н.д. н.д.1. AI-3000 3 24,5 1. AI-4000 4 26 1. AI-6000 6 30 1. AI-336 6,3 32 1. AI-8000 8 32,1 1. Mitsubishi HI
  203. MF-61 5,93 28 н.д. Н.д. н.д.1. Mitsui
  204. MPP1000 1 25 н.д. Н.д. н.д.1. SB5-COBRA 1 25,5 1. SB15* 2,5 25 1. SB30E 7 28 1. Niigata
  205. CNT-250ER 0,2 28 н.д. Н.д. н.д.1. CNT-300ER 0,24 26,5 1. CNTM-3CR 0,29 28,5 1. CNT-375ER 0,3 28 1. CNT-500ER 0,4 28,5 1. CNT-625ER 0,5 28,5
  206. Модель Мощность, МВт КПДээ, % Степень сжатия Темп-ра дымовых газов перед ГТ, °С Темп-ра дымовых газов за ГТ, °С
  207. ST6L-721 0,49 23,4 н.д. н.д. Н.д.1. ST6L-795 0,65 24,7 1. ST6L-90 1,18 28 1. ST18A DLE 1,96 30,2 1. Swiftpac 4 3,8 31,8 1. ST40 4,04 33,1
  208. Rolls-Royce Power Engineering501. KB5 3,9 29 Н.д. н.д. 560 501. KB7 5,2 30,5 498 601.KB9 5,9 32 н.д.501.KH7 6,3 30 520 501.KH5* 6,4 40,1 530 601.KB11 7,3 33 н.д.1. HnO CaTyi ЭН
  209. ГТЭС-2,5 2,5 26 Н.д. Н.д. н.д.1. ГТА-6РМ 6 23,6 1. ГТА-8РМ 8 24,4 1. Siemens
  210. SGT-100 4,35 30,1 15,6 Н.д. 531
  211. SGT-100 4,7 30,2 14,9 543
  212. SGT-100 5,05 30,2 14,9 543
  213. SGT-100 5,25 30,5 14,9 543
  214. SGT-200 6,7 31,5 12,3 489
  215. SGT-300 7,9 31,2 13,3 4981. Solar Turbines (CAT)
  216. Saturn 20 GS 1,21 24,3 н.д. Н.д. 505
  217. Centaur 40 GS 3,52 27,9 445
  218. Centaur 50 GS 4,6 29,3 510
  219. Mercury 50 GS 4,6 38,5 365
  220. Taurus 60 GS 5,5 31,5 510
  221. Taurus 65 GS 6,3 32,9 550
  222. Taurus 70 GS 7,52 33,8 505
  223. Модель Мощность, МВт КПДээ, % Степень сжатия Темп-ра дымовых газов перед ГТ, °С Темп-ра дымовых газов за ГТ, °С
  224. Mars 90 GS 9,45 31,9 н.д. н.д. 4851. ОАО УТЗ «1. ГТЭ-6 6 23 Н.д. Н.д. н.д.1. Vericor Power Systems
  225. VPS1 0,48 20,7 Н.д. н.д. н.д.1. VPS3 3,02 28,3 1. VPS4 3,5 30,4 1. EFT40B 3,7 28,4 1. ГП НПКГ «Зоря-Машпроект»
  226. UGT2500C 2,5 27 12,8 н.д. 4601. UGT6000C 6 30,5 15,0 470
  227. UGT6000S1* 8 36,3 н.д. н.д.с инжекцией пара
  228. Источник информации 79. и данные производителей.
  229. КУП 2500 36 1,3 275 11,5 360
  230. КУП 180 15 0,8 174 2,1 440
  231. ОАО ТКЗ «Красный котельщик»
  232. ТКУ-1 98 3,9 440 60 345/594 134
  233. ТКУ-3 51 4 440 39 405/700 100
  234. ТКУ-4 197 1,52 290 102,3 518 104
  235. ТКУ-5 30 0,9 320 11 447 1651. ТКУ-6 101 1,4 280 42 435
  236. ТГЕ-435 213 13,8 560 500 574/700 110
  237. ТКУ-11 101 1,4 280 48 484 100
  238. ТКУ-13 101 3 390 35 461 100
  239. ТКУ-14 80 3,9 440 38 547 100
  240. ОАО «Машиностроительный завод «ЗиО-Подольск», ОАО «ИК «ЗИОМАІ Э"1. П-111 184 13,9 535 86 555
  241. П-116 509 7,7−0,58 509−206 224−51 537 1021. П-117 34 1,4 230 18,2 4741. П-120 96 4 440 40 447−500
  242. П-131 141 7,4−0,7 525−209 58−12 552 105
  243. П-132 692 15−3,60,45 540−342 265 255−58−29 577
  244. П-133 650 13,93,2−0,47 567−363 264 315−44,3−30,9 616
  245. П-134 509 7,150,53 508−207 224−57 537 102
  246. П-137 509 9,8−0,87 508−222 224−49 537 103
  247. П-83 400 8−0,7 470−200 170−42 522
  248. П-86 98 2,5 255 72 345/600
  249. П-86−1 98 4 450 60 345/600
  250. П-87 509 8,6−0,7 498−232 251−79 537 102
  251. П-88 362 7,3−0,7 480−227 154−39 517
  252. П-90 531 8,2−0,7 515−200 242−56 537 1021. П-91 531 1,5 300 310 5371. П-92 99 1,4 275 42 510
  253. П-94 64 4−0,6 460−190 30−6,5 490
  254. П-96 509 8,4−0,7 510−280 229−54,4 537 1061. П-97 56 3,4 320 26 495
  255. П-100 509 7,3−0,6 515−205 225−55 537 1021. П-101 86 10 540 61 5921. П-102 34 0,7 220 50 474
  256. П-103 91 5,5−0,58 487−212 39−8 518 100
  257. П-107 509 7,7−0,58 509−206 224−51 537 102
  258. Модель Расход утилизируемых УГ, кг/с Давление пара, МПа Температура пара, гр С Паропроиз-водитель- ность по перегретому пару, т/ч Температура газов после ГТУ/ Дожигающего устройства, гр С Температура УГ на выходе из КУ, гр С
  259. П-108 131 7,4−0,7 525−208 58−12 5441. П-110 125 3,5 300 56 483
  260. ОАО» подольский машиностроительный завод» (ОАО «ЗиО»)
  261. П-86 98 2,5 255 72 345/600
  262. Пр-242/56- 8,2/0,7515/200 (П-90) 531 8,2−0,7 515−200 242−56 5371. П-91 531 1,5 275 310 537
  263. Е-148/35−6,7/0,6493/229 (ПК-53) 362 6,790,69 494−229 148−35 517 105
  264. Е-99,5/13,5−7,61/0,59 545/210 (ГЖ-56) 213 7,650,57 543−211 98,9−14,9 574 91
  265. Пр-100/14,8- 9,3/0,75 535/245 (ПК-55) 213 9,3−0,8 535−245 100−14,8 574 94
  266. Пр-100/14,8- 9,3/0,75 535/245 (ПК-55) 213 9,3−0,8 535−245 100−14,8 574 94
  267. Пр-41,5/7,8−5,41/0,61 493/213 (ПК-58) 91 5,410,61 493−213 41,5−7,8 518 107
  268. Пр-230/56,3- 7,61/0,65 527/207 (ПК-54) 518 7,61−6,5 527−207 230−56,3 537 100
  269. Пр-228/47−7,86/0,62 515/230 (ПК-57) 518 7,860,62 517−228 228−48 537 90
  270. Пр-228/47−7,86/0,62 515/230 (ПК-59) 518 7,730,66 517−230 228−46 537 92
  271. Пр-75−4,0−440Д 133 4 440 75 449/595 79
  272. Е-232/45−7,75/0,5510/226 (ПК-63) 518 7,85−0,6 510−226 232,6−45,7 537 105
  273. Е-99,6/14,5- 213 7,71- 545−212 99,6−14,5 574 109
  274. Пр-76−3,3−415 131 3,3 415 76 544 1051. Е-116/16,2- 8,2/0,7535/218 (ПК- 211 8,2−0,7 535−218 116−16 600 8364. 1. Пр-230/55- 8,4/0,7505/207 (ПК- 518 8,4−0,7 505−207 230−55 537 9174.
  275. Пр-Е-99,5/13,57,6/0,6- 195 7,6−0,6 545−210 99,5−13,5 537 545/210 1. Е-222,8/60,3- 7,8/0,6488/241 (ПК- 564 7,8−0,6 488−241 223−60 51 070. 1. Пр-228/47- 7,8/0,6- 518 7,8−0,6 515−230 228−47 537 515/230
  276. ОАО «ЧМЗ», ГП НПКГ «Зоря"-"Машпроект»
  277. КУП-780П 16 1,18 280 6,3 460
  278. КУП-780П 16 1,18 284 6,1 460
  279. КУП-2500 31 1,57 373 11 428
  280. КУП-2500 35 1,57 384 12,9 480
  281. КУП-2500 36,7 1,57 392 15,1 490
  282. КУП-2500 71 1,57 352 24,4 420
  283. КУП-2500 71 1,57 374 28 454
  284. КУП-2500 31 1,57 367 10,8 428
  285. КУП-2500 35 1,57 379 12,7 480
  286. КУП-2500 36,7 1,57 386 14,9 490
  287. КУП-2500 71 1,57 347 24 420
  288. КУП-2500 71 1,57 367 27,7 454
  289. КУП-7800 99 1,57 317 24,3 345
  290. КУП-7800 71 1,57 356 24,8 420
  291. КУП-7800 90 1,57 376 37,1 485
  292. КУП-7800 99 1,57 313 24,2 345
  293. КУП-7800 71 1,57 353 24,6 420
  294. КУП-7800 90 1,57 372 36,9 485
  295. КУП-2700 36,7 1,57 327 16,4 490
  296. КУП-6200/6900 71 3,920,39 411−221 21−8,5 4201. ОАО «ЭМАльянс»
  297. Е-59/15- 131,5 6,92- 525−209 59−15 544
  298. Модель Расход утилизируемых УГ, кг/с Давление пара, МПа Температура пара, гр С Паропроиз-водитель- ность по перегретому пару, т/ч Температура газов после ГТУ/ Дожигающего устройства, гр С Температура УГ на выходе из КУ, гр С6,92/0,66 525/209 0,66
  299. Е-98/13−7,5/0,56 540/210 213 7,5−0,56 540−210 98−13 574
  300. Е-183/41−8,0/0,75 515/220 403 8,0−0,75 515−220 183−41 594
  301. Е-230/56−7,6/0,65 516/207 509 7,6−0,65 516−207 230−56 537
  302. Е-264/315/39−12,9/2,43/0,28 -581/581/265 643 12,92,430,28 581−324 265 264−55−39,5 600
  303. Е-265/297/52−12,5/2,9/0,4554/555/266 692 12,52,9−0,4 554−555 266 265−297−52 577
  304. П-132 (Еп-258/310/35) 692 15−3,40,44 540−535 263 258−310−35 577
  305. ОАО «Холдинговая компания «Энергомашстрой»
  306. КГТ-11−1,6−250 29,8 1,6 250 11 414
  307. КГТ-12−2,4−380 32 2,4 380 12 431
  308. КГТ-26−3,9−440 56 3,9 440 26 481/560
  309. КГТ-120−6,4/0,7510/230 213 6,4−0,7 510−230 120 574
  310. КГТ-170- 362 6,4−0,7 480−230 170 517
  311. КУП-70 98 4 440 30 427 175
  312. КУП-75 133 3,9 410 45 449 84
  313. Источник информации 79. и данные производителей.
  314. Модель Номинальная мощность, МВт Расход пара в номинальном режиме, т/ч Входные параметры пара (по ЦВД)
  315. Давление, МПа Температура, °С1. ТУ-2,5 2,5 55 5 4201. ТУ-635 6 42 2,4 3501. ТУ-636 12 80 3 4001. ТГУ 500 К 0,5 4 0,65 250
  316. ПР-0,6/0,4−1,3/0,65/0,04 0,6 12 1,3 191
  317. ТГ 0,6/0,4-К 2,8 0,6 4,6 2,8 3801. ТГУ 1000 к 1 6,6 1,1 310
  318. Р-1,4−3,4/1,3 1,4 30 3,4 435
  319. Р-1,4−2,3/0,7 1,43 25 2,05 370
  320. Р-1,6−2,8/0,7 1,6 27,55 2,8 3701. ОК-ЗС-01 2 14,2 3,8 285
  321. П-2,5−4,2/0,9 2,5 20,2 4,2 440
  322. Р-2,5−3,4/0,3−1 2,5 21,7 3,4 435
  323. Р-2,5−2,1/0,6 2,5 41 2,05 370
  324. Р-2,5−2,1/0,3 2,5 27,63 2,05 435
  325. ПР-2,5−1,3/0,6/0,1 2,5 29,5 1,3 3001. К-2,5−3,4 2,6 13 3,4 4301. К-2,6−4,0П 2,6 17 4 375
  326. Р-4−3,4/1,5−1 4 80,9 3,4 435
  327. Р-4−3,4/0,5−1 4 39,6 4,9 435
  328. Р-4−2,1/0,3 6 42,43 3,4 370
  329. К-4,9−4,4Р 6 23,3 2,05 4351. К-6−3,4 6 25,4 4,4 435
  330. П-6−3,4/1,0 6 26,5 3,4 435
  331. П-6−3,4/0,5−1 6 25,8 3,4 435
  332. П-6−1,2/0,5 6 34,3 3,4 2701. К-6−1,6У 6 33 1,2 3201. К-6−1,6 6 33,1 1,57 320
  333. Р-6−3,4/1,0−1 6 83,7 1,57 435
  334. Р-6−3,4/0,5−1 6 57,9 3,4 435
  335. ПР-6−3,4/1,5/0,5−1 6 60,1 3,4 435
  336. ПР-6−3,4/1,0/0,5−1 6 60,6 3,4 4351. ПР6- 6 41,4 3,4 435
  337. Модель Номинальная мощность, МВт Расход пара в номинальном режиме, т/ч Входные параметры пара (по ЦВД)
  338. Давление, МПа Температура, °С3,4/1,0/0,1−1
  339. ПР-6- 3,4/0,5/0,1−1 6 40,8 3,4 435
  340. К-7,5−6,4 7,5 31,1 6,3 480
  341. Т-10/12−5,2−0,2 9,3 39,3 5,2 4841. К-12−4,2 12 53,1 4,2 435
  342. Р-12−8,8/3,1−1 12 182,4 8,8 535
  343. Р-12−8,8/1,8−1 12 126,8 8,8 535
  344. Р-12−3,4/1,0 12 166,8 3,4 435
  345. Р-12−3,4/0,5−1 12 111,24 3,4 435
  346. Р-12−3,4/0,1 12 72,6 3,4 435
  347. Р-12−2,7/0,2 12 92,4 2,7 380
  348. ПР-12/15−8,8/1,5/0,7 12 100 8,8 535
  349. ПР-12−3,4/1,0/0,1 12 77,5 3,4 435
  350. ПР-12−3,4/0,6/0,1 12 70,8 3,4 435
  351. ПР-12/13−3,4/1,0−1 12,5 56 3,4 435
  352. К-17−1,5 П-1 17,2 73,8 1,45 4321. К-20−6ДТ 20 82,6 6,1 4801. ПТУ-25 24,6 159 0,62
  353. Р-25−3,4/0,1 25 143,8 3,4 435
  354. П-25−3,4/0,6 18,2 110 3,2 435
  355. ПТ-25/30−8,8/1,0−1 25 99 8,8 535
  356. ПТ-25−3,4/0,6 25 115 3,4 435
  357. ПТ-29/35−2,9/1,0 29 195 2,9 535
  358. ПТ-27/35−3,9/1,7 29,3 161 3,8 440
  359. ПТ-30/35−3,4/1 30 170 3,4 4351. К-37−34 37 160 3,4 435
  360. Т-50/64−7,4/0,12 47 199 7,4 540
  361. ПТУ-250−14/5 0,25 12 1,4 2201. Р-25−90/30 25 420 8,8 5001. Р-25−90/18 25 290 8,8 5001. Т-25−3,4 23 160 3,4 4351. П-30−2,9 30 260 2,9 400
  362. Модель Номинальная мощность, МВт Расход пара в номинальном режиме, т/ч Входные параметры пара (по ЦВД)
  363. Давление, МПа Температура, °С1. Т-30−2,9 30 220 2,9 4101. ПТ-30−2,9 30 235 2,9 4001. ПТР-30−2,9 30 250 2,9 4001. ПТР-30−3,4 30 225 3,4 4351. РТ-30−2,9 30 220 2,9 4001. ПТ-30−8,8 30 240 8,8 500
  364. ПТ-30/40−2,9 30 200 2,9 4101. ПТ-35−8,8 35 220 8,8 500
  365. ПТ-35/55−3,2 35 240 3,2 420
  366. ПТ-40/50−8,8 40 220 8,8 535
  367. Р-50−8,8/1,0 50 430 8,8 5001. Р-50−90/13 50 420 8,8 535
  368. Т-50/60−8,8 50 250 8,8 5001. Р-50/60- 130/13−2 52,7 490 12,8 555
  369. Р-50−130 52,7 490 12,8 5551. К-50−90−4 55 206 8,8 5351. Т-60−112 55 270 11 5301. ПТ-65/75- 90/13 65 400 8,8 5351. ПТ-65/75- 130/13 65 400 8,8 555
  370. ПТ-65−130/22 65 400 12,8 5551. ПТР-80- 130/13 80 470 12,8 5551. ПТ-80/100- 130/13 80 458 12,8 555
  371. Р-85−8,8/0,2 87 440 8,8 535
  372. К-100−90−7 110 420 8,8 535
  373. К-110−140 110 350 13,7 5351. Т-115−8,8 115 450 8,8 5351. КТ-115−8,8- 1(2) 115 446 8,8 500
  374. Т-120−12,8 120 470 12,8 555
  375. Т-140−14,5 140 383 14,6 5351. KT-120/140- 12,8 120 520 12,8 5351. Т-150−7,7 160 535 7,6 510
  376. Т-130/160−12,8 130 500 12,8 555
  377. Т-130/160−12,8 133 500 12,8 5551. Т-150−7,7 150 525 7,6 510
  378. К-165−130 168 480 12,8 540
  379. Модель Номинальная мощность, МВт Расход пара в номинальном режиме, т/ч Входные параметры пара (по ЦВД)
  380. Давление, МПа Температура, °С1. К-180−80 180 524 7,6 493
  381. Т-180/210−130−1 180 670 12,8 540
  382. Т-180/2415−130−2 180 656 12,8 540
  383. Т-185/220−12,8−1 192 670 12,8 540
  384. К-200−181−1 200 580 17,7 535
  385. К-215−130−1 215 623 12,8 540
  386. К-225−12,8 225 640 12,8 540
  387. К-255−162 255 700 16,2 540
  388. К-300−170 310 960 16,7 540
  389. К-300−240−3 300 975 23,5 540
  390. К-300−170−1Р 303 848 16,8 538
  391. ТК-3 30−240-ЗМ 330 1050 23,5 540
  392. П-16−3,4/0,8−1 10,8 73,8 3,43 435
  393. К-12−35−2 12,8 57,5 3,43 435
  394. П-23−8,8/0,8−1 15,8 94,7 8,83 535
  395. К-19−35−2 19 83,8 3,43 435
  396. К-22−90−2 20,5 85 8,83 5351. Т-17/25−5,2 17 80 5,2 487
  397. Т-3 0/45−1,45 30 280 1,43 275
  398. Т-30/50−1,28 32,6 313 1,28 275
  399. ПТР-65/70−8,8/0,12 65 425 8,8 500
  400. К-3 30/240−1 342 950 23,5 5401. ТГА-ВТ-300 0,3 5 4 4001. ТГА-ВТ-600 0,6 33 4 310
  401. Р-2,15−1,4/0,6 2,15 65 1,4 295
  402. Р-5,2−2,2/0,3 5,2 54,6 2,2 370
  403. Р-6−3,4/0,3 6 55,5 3,4 435
  404. Р-12−3,4/0,3 12 107,6 3,4 435
  405. ПТ-20−2,9/1,0 20 101 2,9 400
  406. ПТ-35−8,8/1,0 35 200 8,8 5351. К-120−8,8 123 440 8,8 535
  407. КТ-125/115−12,8 115 500 12,8 555
  408. К-175−12,8 175 540 12,8 540
  409. К-220−130/3600 220 670 12,8 540
  410. К-225−12,8 198 670 12,8 540
  411. Модель Номинальная мощность, МВт Расход пара в номинальном режиме, т/ч Входные параметры пара (по ЦВД)
  412. Давление, МПа Температура, °С
  413. К-310−23,5−3 266 1000 23,5 540
  414. К-320−23,5−4 318 1000 23,5 540
  415. К-325−23,5 297,5 1000 23,5 540
  416. К-8,5−0,15 8,5 114 0,16 112
  417. К-17−1,6 17 220 0,16 112,7
  418. Т-18/23−5,4 18 78−16 5,4−0,57 482−207
  419. Т-20−130/50 20 370 12,8 555
  420. Т-22/26−4 22 104−24,7 4−0,65 450−174
  421. Т-40−7,5 30 128−24,4 7,5−0,9 519−212
  422. ПТ-30/35−90/10 30 190 8,8 535
  423. ПТ-30/35−90/10−5 30 190 8,8 535
  424. ПР-30/35−90/10/1,2 30 240 8,8 535
  425. Т-35/55−1,6 35 325 1,6 2851. ТР-35−1,6 35 325 1,6 285
  426. Т-35/50−7,2 35 152−45 7,2 500−220,7
  427. Р-40−130−31 40 470 0,6 555
  428. ПТ-50/60−130/7−2 50 274 12,8 555
  429. Т-50/60−130−6А 50 245 1,6 5551. К-55−1,6 55 325 12,8 285
  430. Т-60/65−130−2 60 280 8,8 5551. К-60−90 60 223 2,9 5351. ТР-65−2,9 65 425 2,9 370
  431. Т-65/70−2,9 65 425 2,9 370
  432. Т-70/110/1,6 70 650 1,6 2851. ТР-70−1,6 70 650 1,6 285
  433. Т-78/96−6,8 78 308,6−78 6,8−0,65 500−225
  434. Рп-80−130/8−3 80 520 12,8 555
  435. ПТ-90/120−130/10−1 80 490 12,8 555
  436. Тп-115/125−130−1 115 490 12,8 555
  437. ПТ-90/125−130/10−2 90 490 12,8 555
  438. ПТР-90/100−130/10 101,8 490 12,8 555
  439. К-100−6,5 102 308,6−78 6,8−0,65 500−225
  440. Р-102/107- 105 782 12,8 555
  441. Модель Номинальная мощность, МВт Расход пара в номинальном режиме, т/ч Входные параметры пара (по ЦВД)
  442. Давление, МПа Температура, °С130/15−2
  443. Рп-105/125−130/30/8 110 790 12,8 5551. К-110−1,6 110 650 1,6 285
  444. Тп-100/110−90 100 440 8,8 535
  445. Т-110/120−130−5 110 470 12,8 555
  446. Тп-110/120−130−12М 110 465 1,28 555
  447. Тп-115/125−130−3 110 490 12,8 555
  448. ТР-110−130 112 480 12,8 555
  449. Тп-115/125−130−2 115 490 12,8 555
  450. Т-116/125−130−2 116 495 12,8 555
  451. Т-118/125−130−8 118 505 12,8 555
  452. Т-120/130−130−14 120 515 12,8 555
  453. К-120−130 120 429 12,8 555
  454. ПТ-140/165−130/15−2 120 788 12,8 555
  455. ПТ-140/165−130/15−3 120 788 12,8 555
  456. ПТ-150/165−130/9−4 120 788 12,8 555
  457. КТ-150−8 151 476−132 8,3−0,59 530−197
  458. Т-150−8 119 476−132 8,3−0,60 530−197
  459. Тп-185/220−130−2 185 785 12,8 555
  460. Тп-185/215−130−4 185 785 12,8 555
  461. К-220−130 220 624 12,8 540
  462. Т-250/305−240-ДБ 250 980 23,5 540
  463. Т-250/305−240-Д 250 980 23,5 540
  464. Т-255/305−240−5 260 980 23,5 540
  465. Т-265/305−240-С 265 980 23,5 540
  466. Номинальная Расход пара в номинальном режиме, Входные параметры пара (по ЦВД)1. Модель мощность, МВт т/ч Давление, МПа Температура, °С1. Р-6−9/2 6 17,6 9,2 555
  467. Р-0,65−1,8/0,6 0,65 19,2 1,8 310
  468. Р-1,5−1,2/0,5 1,5 34 1,2 250
  469. Р-2,4−2,3/0,12 2,4 22 2,3 350
  470. Р-0,5−1,3/0,12 0,5 10 1,3 191
  471. Р-1,0−2,4/0,12 1 14 2,4 250
  472. Р-0,15−1,3/0,3 0,15 4,5 1,3 191
  473. Р-0,22−0,7/0,13 0,22 7,3 0,7 1671. Р-0,315- 1,3/0,43 0,315 12 1,3 191
  474. Р-0,5−1,4/0,2 0,5 9 1,4 300
  475. К-0,75−1,27 0,75 5,7 1,27 340
  476. Р-0,75−2,4/0,3 0,75 9,7 2,4 3901. К-1,0−3,43 1 5 3,43 435
  477. Р-1,0−3,43/1,67 1 30 3,43 4001. К-1,5−2,35 1 8,2 2,35 3901. К-1,5- 2,35/0,49 1,5 21,6 2,35 0,9
  478. Р-2−3,43/1,57 2 46 3,43 4351. К-3−2,35 3 16 2,35 390
  479. Р-3−2,35−0,28 3 34,3 2,35 3751. К-6−2,15 6 28,9 2,15 435
  480. Р-6−3,43/0,3 6 52,8 3,43 435
  481. Р-12−4,9/0,6 12 116 4,9 4351. К-25−3,43 25 109 3,43 435
  482. Р-25−8,8/0,98 25 206 8,8 5351. Standard
  483. Multi-Stage 0,1.7,5 4,9 440
  484. Single Stage 0,0001.3 13,8 538
  485. Engineered Multi-Stge 0,5.75 13,8 5661. A Series 1. Reheat 85.150 16,5 565,61. D Series
  486. Reheat 120.425 13,2 565,6
  487. Non Reheat 250 12,4 537,8
  488. NG (противо-давл.) 1.50 7 540
  489. HNG (проти-водавл.) 1.50 14 540
  490. HG (противо-давл.) 1.40 14 540
  491. Модель Номинальная мощность, МВт Расход пара в номинальном режиме, т/ч Входные параметры пара (по ЦВД)
  492. Источник информации 79. и данные производителей.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?