Оценка эффективности производства электрической энергии при использовании силового потенциала топливного газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оценка эффективности производства электрической энергии при использовании силового потенциала топливного газа

А.С. Стребков, С.В. Жавроцкий

Аннотация

Рассмотрены термодинамические аспекты использования силового потенциала газового потока на различных режимах газопотребления. Установлено, что энергоэффективность производства электрической энергии при замене дроссельных регуляторов утилизационными турбодетандерными установками сопоставима с показателями турбоагрегатов тепловых электростанций. Показано, что в условиях сезонного изменения потребления газа результаты работы УТДУ во многом зависят от оптимального выбора номинальных параметров установки.

Ключевые слова: энергоэффективность, топливный газ, турбодетандерный агрегат, переменный режим работы, перепад давлений, эффект Джоуля-Томсона, удельный расход теплоты, производство электроэнергии

В топливном балансе промышленных и коммунальных потребителей европейской части России доминирует природный газ. Для доставки газа работает система магистральных газопроводов. Уровень давления газа в магистральных газопроводах достигает 70 бар и более. Между тем работа горелочного оборудования подавляющего большинства потребителей требует величины избыточного давления газа не более 1 бар. Давление топливного газа снижается обычно по двухкаскадной схеме: сначала в узловых газорегулирующих станциях (ГРС), а затем в индивидуальных газорегулирующих установках (ГРУ). Таким образом, потенциальная энергия давления сжатого газа необратимо теряется в процессе его дросселирования в клапанах регуляторов давления ГРС и ГРУ. Чтобы избежать этих потерь, процесс дросселирования можно заменить расширением газа в утилизационной турбодетандерной установке (УТДУ), используя силовой потенциал газового потока для производства электрической энергии.

В отечественной и зарубежной литературе, а также мировой практике уже накоплен достаточно большой опыт исследования и разработки научно-технических решений, направленных на утилизацию силового потенциала топливного газа на газораспределительных станциях (ГРС) и газорегуляторных пунктах (ГРП). Так, в [1] показаны термодинамические основы применения УТДУ и сравнение энергетической эффективности УТДУ и турбоагрегатов ТЭС. В работе [2] авторами исследованы вопросы влияния УТДУ на тепловую экономичность ТЭС. Комбинированная работа УТДУ в условиях котельных исследована в [3]. Следует отметить большое внимание к исследованию эффективности различных способов предварительного подогрева газа в УТДУ. Так, в [4 - 6] приводится оценка эффективности работы УТДУ при использовании для подогрева газа таких источников теплоты, как автономный водогрейный котел, тепловой насос, уходящие газы ГТУ или котельного агрегата, пар из отборов турбин ТЭС. В [7] дана оценка точности расчёта процессов в УТДУ способами, которые различаются степенью приближения к поведению реального газа.

Принципиальная схема УТДУ (рис. 1) включает в себя турбодетандер ТД. В лопаточном аппарате турбодетандера 4 потенциальная энергия газа преобразуется в кинетическую энергию потока, а затем в механическую энергию вращения ротора, приводящего в движение электрогенератор 5. Расширение потока газа в проточной части турбодетандера сопровождается снижением его температуры. В зависимости от относительного уменьшения давления потока Р₁/Р₂ падение температуры может составить несколько десятков градусов. Чтобы не допустить выпадения из газового потока кристаллогидратов, обмерзания стенок газопровода и его арматуры, газ перед расширением направляется в специальный теплообменник 2 - подогреватель газа (ПГ). Предварительный подогрев обычно проводится, согласно условиям полной экологичности УТДУ [1], так, чтобы температурный потенциал на входе и выходе из УТДУ оставался неизменным (на уровне температуры грунта). Для обеспечения требуемого режима газопотребления используются основной и байпасный регуляторы давления 3 (РД).

На величину мощности УТДУ оказывают влияние качественная и количественная составляющие. К первой относятся начальное и конечное давления газа Р₁ и Р₂, их соотношение Р₁/Р₂, а также термодинамически связанные с ними температуры T₁ и T₂, а ко второй - расход газа G_Г.

Рис. 1. Работа УТДУ на переменных режимах: 1 -компрессорные станции магистрального газопровода; 2 - подогреватель газа; 3 - регуляторы давления; 4 - турбодетандер; 5 - электрогенератор; давление газа в магистральном газопроводе, за подогревателем газа, на входе и выходе из турбодетандера соответственно; номинальные начальное и конечное давления соответственно; температура газа в магистральном газопроводе, за подогревателем газа, на входе и выходе из турбодетандера соответственно; интегральный эффект Джоуля-Томсона; ОА, АВ - процессы подогрева газа и расширения потока в турбодетандере на номинальном режиме работы УТДУ

Для оценки мощности УТДУ с учетом рекомендаций [1; 3; 11] можно использовать зависимость

(1)

где теоретическая удельная работа расширения (располагаемый теплоперепад).

Чем больше перепад давлений на УТДУ и расход газа через неё, тем больше мощность установки. Рост начальной температуры газа также увеличивает мощность УТДУ, однако на предварительный подогрев газа требуется затратить определенное количество теплоты, что снижает эффективность работы установки. Затраты теплоты в ПГ на производство электрической энергии в этом случае составят

(2)

Эти зависимости позволяют провести предварительную оценку возможной часовой выработки электрической энергии при установке на ГРС УТДУ и сопутствующего роста потребления топлива на организацию подогрева газа. Однако для использования этих зависимостей требуется принимать слишком много произвольных допущений. Кроме температуры газа в магистральном газопроводе и давления газа на выходе из ГРУ, остальные физические величины, входящие в (1) и (2), зависят от режима работы газотранспортной системы и системы газопотребления. Уточнение данных величин требует больших затрат труда, связанных с частым обращением к справочным данным, а произвольное усреднение может привести к значительным погрешностям результатов расчётов. К сожалению, вопросы, касающиеся оценки эффективности работы УТДУ в условиях сезонного и суточного изменения режимов потребления газа крупными промышленными потребителями, изучены и освещены в литературе недостаточно. В связи с этим была поставлена задача выполнить оценку влияния режима газопотребления на возможную выработку электрической энергии и оценить эффективность установки детандерных агрегатов на ГРС с учетом дополнительных затрат топлива на предварительный подогрев газа.

В основу используемой расчетной методики были положены следующие соображения. Природный газ в расчетах - чистый метан. Зависимости (1) и (2) трансформировались так, чтобы избежать использования в явном виде таких термодинамических факторов, как теплоемкость и показатель изоэнтропы. Вместо них в зависимости от давления и температуры газового потока [8] проводился расчет энтальпии и энтропии газового потока. Политропный процесс расширения газа в детандерном агрегате представлялся в виде комбинации изоэнтропного расширения в заданном интервале давлений и последующего условного изобарного подвода теплоты с ростом энтропии, адекватным действию диссипативных сил аэродинамического сопротивления, определяемого величиной внутреннего относительного КПД турбодетандерного агрегата на текущем режиме работы. За номинальный режим работы турбодетандера принимался режим максимального расхода газа. Регулирование работы детандерного агрегата осуществлялось дроссельным способом. Для оценки расхода газа через турбодетандер на частичных режимах использовалась формула Стодолы-Флюгеля [10; 11]:

В процессе расчёта учитывалось гидравлическое сопротивление подогревателя газа. Для рассмотренного на рис. 1 режима работы УТДУ потери давления газа в подогревателе находятся в диапазоне 1…5% от величины давления газа в магистральном газопроводе.

Как показано в таблице на рис. 1, сообразно изменению режима работы УТДУ изменяются и значения внутреннего относительного КПД и электромеханического КПД . Брутто-КПД огневого подогревателя газа принимался равным 0,88.

Зависимость внутреннего относительного КПД турбодетандера, электромеханического КПД электрогенератора и аэродинамического сопротивления подогревателя газа от режима газопотребления, использовавшаяся в расчетах согласно рекомендациям [10; 11], представлена в таблице на рис.1.

На каждом расчетном режиме вычисления проводились итерационным методом по следующему алгоритму. В зависимости от задаваемого расхода газа оценивалось требуемое давление за газорегулятором РД перед турбодетандером; определялась требуемая температура перед турбодетандером, чтобы обеспечить необходимую температуру на выходе из ГРС; с учетом интегрального эффекта Джоуля-Томсона [9] охлаждения потока при дросселировании в РД определялся дополнительный избыточный подогрев газа; наконец, по уравнению теплового баланса подогревателя газа находились затраты теплоты на подогрев газа и рассчитывалась мощность на шинах электрогенератора.

Утилизационная турбодетандерная установка по комплектации агрегатов не является классическим тепловым двигателем [1; 4], и для оценки её эффективности неприменимо понятие термического КПД. Однако выработка электрической мощности генератором УТДУ сопровождается потреблением теплоты топлива, что происходит при работе любого паротурбинного агрегата ТЭС. Отсутствие отвода теплоты в холодный источник при соблюдении требований полной экологичности позволяет сопоставить УТДУ с противодавленческими или теплофикационными паротурбинными агрегатами ТЭЦ, работающих на тепловых нагрузках с минимальным пропуском пара в конденсатор, когда потери теплоты в холодный источник сведены к минимуму. Показателем эффективности работы турбоагрегатов в этом случае служит удельный расход теплоты на выработку единицы мощности q_Т (ккал/(кВт·ч):

Используемая математическая модель была верифицирована с помощью привлеченных исходных данных и результатов расчетов удельной теоретической работы расширения газа для следующих перепадов давлений: Р₁/Р₂ = 6/2, 40/12, 12/2 и 75/12 бар [4]. Относительная погрешность расчетов по сравнению с данными из [4] не превысила 0,5%.

Как показывают результаты обследования режимов работы ГРС достаточно крупных промышленных потребителей (с часовым потреблением газа 50…80 тыс. м³), в течение суток давление газа Р₁ может меняться на 20%. Аналогичным календарным колебаниям подвержено и среднее давление газа, которое зависит как от протяженности линейного участка ответвления от магистрали до ГРС (рис.1), так и от динамики потребления газа абонентами газотранспортной системы. Поэтому в проведенных расчетах давление Р₁ варьировалось достаточно широко - от 21 до 63 бар. Более стабильно значение давления Р₂ газа за ГРС. Его величина зависит от режима работы газопровода среднего давления конкретного потребителя и обычно составляет от 3 до 10 бар с отклонениями не более 0,5 бар. В проведенных расчетах давление Р₂ менялось от 3 до 9 бар. Как видно из (1) и (2), на энергетические показатели работы агрегатов УТДУ влияют не только абсолютные значения давлений, но и их отношения Р₁/Р₂. Варьирование давлений в сочетаниях 63/9, 63/7, 63/5, 49/9, 49/7, 49/5, 35/9, 35/7, 35/5, 35/3, 21/7, 21/5, 21/3 позволило в последующем проанализировать то, как меняются показатели работы УТДУ при различных абсолютных давлениях газа Р₁ и Р₂, если сохраняется стабильным их отношение (63/5 ? 35/3 ? 12, 63/9 = 49/7 = 35/5 = 21/3 = 7, 49/9 ? 35/7 = 5, 35/9 ? 21/5 ? 4).

На рис. 1 в Т,s - координатах представлена картина процессов подогрева и расширения газа в агрегатах УТДУ на различных режимах работы. Линии ОА соответствует процесс предварительного подогрева газа, линии АВ - процесс расширения на номинальном режиме работы. Точки отражают состояние газового потока перед турбодетандером при различных значениях начального давления при условии, что обеспечивается стабильная температура газа на выходе из детандерного агрегата. Таким образом, изменение начального давления газа требует смены режима его предварительного подогрева. Очевидно, что пропорционально увеличению соотношения давлений Р₁/Р₂ растет удельная теоретическая работа расширения - как за счет увеличения потенциальной энергии потока газа, так и за счёт повышения его внутренней энергии, которое происходит благодаря росту начальной температуры. При одном и том же противодавлении бар с изменением начального давления с 21 до 63 бар с шагом 14 бар наблюдается повышение начальной температуры на 31, 22 и 16є соответственно по сравнению с каждым предыдущим значением.

Если при стабильных значениях давлений Р₁ и Р₂ требуется сократить потребление газа абонентом ГРС, то с помощью дроссельного регулятора давление перед детандерным агрегатом понижается (см. таблицу на рис.1). При снижении давления Р₁ < Р_1Н уменьшается располагаемый теплоперепад, падает внутренний относительный КПД детандерного агрегата и, согласно (1), его мощность. Чтобы не допускать роста температуры газа за турбодетандером на режимах частичного газопотребления, необходимо снижать (относительно номинального режима) температуру газа за дроссельным регулятором T₁. Однако при дросселировании газа его удельный объём растет, а температура самопроизвольно снижается. Расчеты показали, что для компенсации эффекта Джоуля-Томсона по мере снижения расхода газа требуется обеспечить температуру газа T_ПГ за подогревателем выше значения T₁ на величину DT_ДР. Относительный рост затрат теплоты на его дополнительный подогрев сверх T₁ может достигать от 8 до 16%.

Результаты расчётов q_Т по описанной математической модели показаны на рис. 2.

Рис. 2. Энергетические характеристики УТДУ

На номинальных режимах работы УТДУ (N/N_Н=1) удельный расход теплоты на производство электрической энергии изменяется в диапазоне от 980 до 1120 ккал/(кВт·ч), что полностью соответствует данным [4]. По мере роста начального давления газа (и отношения давлений Р₁/Р₂ - кривые 1-4) величина q_Т возрастает, потому что относительно быстро растет требуемая начальная температура газа перед турбоагрегатом (рис. 1). На частичных режимах работы УТДУ её мощность снижается быстрее, чем падают затраты теплоты на подогрев газа, поэтому при N/N_Н = 0,3 q_т возрастает до 1050... 1370 ккал/(кВт·ч). Как видно из рис. 2, при снижении давления за турбоагрегатом Р₂ удельные затраты теплоты также несколько снижаются, что объясняется относительным увеличением мощности УТДУ. Кривые 5, 6, построенные по аналитическим зависимостям [10; 12] для агрегатов Р-102/107-130/15 и Т-105/120-130/2,5, очерчивают диапазон возможных режимов работы теплофикационных турбоагрегатов тепловых электростанций в зависимости от требуемой тепловой нагрузки (от летнего минимума - 5 до максимума - 6).

Сопоставление показателей работы УТДУ с энергетическими характеристиками паровых турбин показывает, что по тепловым затратам выработка электрической энергии за счет использования силового потенциала топливного газа вполне конкурентоспособна.

Данные, представленные на рис. 2, с учетом значений брутто-КПД подогревателя газа (см. таблицу на рис. 1) позволяют определить удельный расход топлива на выработку электрической энергии при работе УТДУ. Как показали расчеты, на производство электроэнергии при использовании силового потенциала топливного газа на различных режимах газопотребления требуется затрачивать от 145 до 220 г у.т./(кВт·ч). При работе турбоагрегатов тепловых электростанций расход условного топлива на производство электрической энергии зависит от начальных параметров свежего пара и способа производства электроэнергии и теплоты [15]. Для конденсационных турбоагрегатов по мере повышения давления свежего пара (90, 130, 240 бар) расход условного топлива постепенно снижается от 400 до 350…300 г у.т. /(кВт·ч). Для теплофикационных турбоагрегатов на режимах максимальных тепловых нагрузок расход условного топлива на производство электроэнергии удается снижать до 270…300 г у.т. /(кВт·ч) и при давлении свежего пара 130 бар. Использование теплоты отработанного пара на нужды теплоснабжения позволяет исключить её из учета издержек на производство электроэнергии, но значительные затраты топлива не только на перегрев пара, но и на его генерацию в котлоагрегатах остаются неотъемлемым атрибутом рабочего процесса ТЭС. Отсутствие топливных затрат на генерацию пара при работе УТДУ объясняет её несомненную более высокую топливную энергоэффективность по сравнению с турбоагрегатами ТЭС.

Использование УТДУ на ГРС применительно к условиям работы тепловых электростанций детально проанализировано в [1; 2; 6] с учетом условий достижения максимального эффекта от использования топлива при комбинированном производстве теплоты и электрической энергии. В [5] рассматривается возможность применения альтернативных источников энергии для огранизации подогрева газа.

Применение УТДУ на ГРС, питающей крупного промышленного или коммунального потребителя, деятельность которого не связана с производством электрической энергии, имеет ряд особенностей, которые следует принимать во внимание:

- объёмы потребления газа значительно уступают расходам газа на ТЭС;

- потребление газа в течение года, как правило, неравномерно (носит сезонный характер);

- отсутствуют условия альтернативного использования топлива (например, для комбинированой выработки теплоты и электрической энергии), требуемого для работы УТДУ.

Рассмотрим в качестве возможного крупного потребителя газа завод по производству цемента. На предприятиях цементной промышленности потребление газа имеет сезонный характер. За счет снижения спроса на цемент в зимний период потребности в топливном газе на обжиг клинкера могут снижаться до 40% от уровня потребления газа летом. Абсолютное потребление газа может составлять до 80 тыс. нм³/ч. Цементные заводы являются также крупными потребителями электроэнергии, поэтому оценка снижения эксплуатационных расходов завода за счет частичного замещения приобретаемой электроэнергии собственной генерацией при установке УТДУ представляет несомненный практический интерес. Попытка решения такой задачи была предпринята ранее [13] и продолжена в рамках обсуждаемого расчетного исследования.

На рис. 3 показана возможная картина подекадного потребления газа цементным заводом в течение года и соответствующий ей график выработки электроэнергии УТДУ нарастающим итогом, рассчитанный на основе описанной выше математической модели и данных по вычисленным удельным расходам теплоты на производство электроэнергии (рис. 2).

Номинальные параметры газа при работе УТДУ - 35/5 бар. За номинальный расход газа принят максимальный расход в летний период - 51250 нм³/ч (21-я, 22-я и 23-я декады). Номинальная мощность УТДУ для указанных условий составила 2500 кВт, а годовая выработка электроэнергии по результатам расчетов достигла 9,88 млн кВт•ч.

термодинамический энергия газопотребление турбодетандерный

Из рис. 3 видно, что почти 85% выработанной электроэнергии приходится на май - октябрь, когда потребление газа на заводе не снижается ниже 50% от летнего максимума. Остальные 15% годовой выработки получены в течение 18 декад (из 52), т.е. более чем за 30% годового фонда рабочего времени.

На рис. 4 влияние неравномерного потребления газа и подекадной смены режима работы на годовые показатели работы УТДУ представлено более наглядно. Линия 1 показывает возможную выработку электроэнергии УТДУ нарастающим итогом, если бы установка работала на своей номинальной мощности в течение всего года. В этом случае годовая выработка электроэнергии составила бы 21,6 млн кВт·ч. При выборе режима с максимальным расходом газа через УТДУ в качестве номинального за год производится только 9,88 млн кВт·ч - 45,74% от максимально возможной годовой выработки электроэнергии УТДУ. Линия 2 иллюстрирует выработку электроэнергии нарастающим итогом при работе на условной среднегодовой постоянной мощности, равной 1144 кВт. Кривая 3 соответствует действительной выработке электроэнергии нарастающим итогом (рис. 3), а линия 4 показывает, что при работе на установленной (номинальной) мощности годовая выработка электроэнергии достигается за 16,5 декад (3960 часов).

Очевидно, что выбор максимального расхода газа в качестве номинального параметра работы УТДУ не является оптимальным решением. Поиск решения этой задачи осложняется тем обстоятельством, что в течение года изменяется не только потребление газа, но и давление в магистральном газопроводе, причем уже независимо от особенностей работы конкретного потребителя, получающего газ от оборудованной УТДУ ГРС. Поэтому компьютерное моделирование режимов работы УТДУ для поиска оптимальных условий использования силового потенциала топливного газа остаётся актуальной инженерной задачей, которая требует специального изучения и решения.

Как уже отмечалось, производство электроэнергии УТДУ сопровождается затратами теплоты на предварительный обогрев газа, что обусловливает необходимость оценки дополнительных затрат топлива на работу подогревателя газа.

На рис. 5 показана доля от основного расхода газа через УТДУ (в процентах), расходуемая на обогрев основного потока при различных условиях. Аргументом служит относительный расход газа за различные промежутки времени (1 секунда - при оценке мощности, 1 час - при оценке расхода и 1 год - при характеристике системы газоснабжения завода). Ниже оси приведена графическая характеристика относительного потребления газа заводом за каждый из 12 календарных месяцев сообразно сезонной загрузке печных агрегатов. При расчетах принималось, что низшая теплота сгорания метана составляет 35700 кДж/нм³, плотность метана - 0,72 кг/нм³. Брутто-КПД агрегатов, обеспечивающих подогрев газового потока, принимался равным 0,88.

Кривая 1 описывает зависимость доли расхода газа на его подогрев в ПГ от относительного расхода газа через УТДУ на различных режимах её работы. Как видно, по мере снижения расхода газа затраты на его подогрев ощутимо снижаются, потому что снижается требуемое давление газа перед детандерным агрегатом и происходит относительное увеличение температуры газа на выходе из проточной части, обусловленное ростом аэродинамического сопротивления и снижением внутреннего относительного КПД агрегата. На номинальном режиме работы УТДУ доля основного потока газа, используемая на его обогрев, составляет. Кривая 2 иллюстрирует среднее значение доли основного потока газа, прошедшего через УТДУ на текущий момент времени, требуемой на его подогрев, а кривая 3 - среднее значение этой доли в расчете от годового расхода газа через УТДУ нарастающим итогом. Среднегодовое значение данного показателя . Кривая 4 описывает зависимость относительных затрат теплоты от относительной мощности УТДУ.

Используя данные по удельным затратам топливного газа на тонну клинкера и электроэнергии на тонну цемента [14], полагая, что из тонны клинкера вырабатывается 1,2 тонны цемента (что возможно при производстве цемента с добавками), можно рассчитать объёмы экономии электроэнергии и перерасхода газа при использовании УТДУ на ГРС, подающей газ на цементный завод. Удельный расход топлива принимался равным 198 кг у.т./т клинкера, удельный расход электроэнергии - 118 кВт•ч/т цемента [14]. Данные рис. 3 позволяют на основе принятых уровней потребления газа рассчитать подекадное производство клинкера и цемента. Полученные результаты представлены в сводной таблице.

В течение года среднедекадные удельные расходы топлива на производство электрической энергии в УТДУ изменялись от 200 до 150 г у.т./(кВт•ч). Самый высокий показатель приходится на первую и последнюю декады года, когда расход газа через УТДУ был минимальным, а самый низкий - на декады (21 - 23-я декады) с максимальным расходом газа через УТДУ.

Полученные данные по экономии электроэнергии и перерасходу топлива позволяют вывести соотношение между тарифами на газ и электроэнергию, критическое значение которого служит показателем отсутствия экономической выгоды (или убытка) при использовании УТДУ. Если экономия электроэнергии от использования УТДУ составляет 9,88 млн кВт·ч, а перерасход топлива - 1,442 млн нм³, соотношение «выгода - затраты» составляет 6,85 кВт·ч/нм³. Таким образом, если после истечения срока окупаемости оборудования стоимость 1 нм³ газа более чем в 6,85 раза превысит стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, будет иметь место экономический убыток. Напротив, если данное соотношение менее 6,85, то использовать УТДУ экономически выгодно.

Таблица. Оценка энергетической эффективности работы УТДУ на ГРС цементного завода

Выводы

1. Проанализировано влияние параметров работы газотранспортной системы и системы газопотребления крупного промышленного абонента на энергоэффективность работы УТДУ. Показано, что при изменении относительной мощности УТДУ на переменных режимах от 0,3 до 1,0 удельный расход теплоты на производство электрической энергии составляет 1000…1350 ккал/(кВт·ч), при этом требуется от 145 до 220 г у.т./(кВт·ч).

2. Установлено, что для достижения максимальной энергоэффективности при использовании силового потенциала топливного газа необходимо решать оптимизационную задачу поиска номинального режима работы УТДУ.

3. На примере работы цементного завода с годовым потреблением газа около 300 млн нм³ показано, что за счет собственной генерации при использовании УТДУ возможно сократить затраты на приобретение электроэнергии на 3,75% при практически неизменном (увеличение не более чем на 0,5%) расходе топлива на производство продукции.

Список литературы

1. Трухний, А.Д. Термодинамические основы использования утилизационных турбодетандерных установок/А.Д. Трухний//Вестн. МЭИ. - 1999. - №5. - С. 11-15.

2. Агабабов, В.С. Изменение удельного расхода условного топлива при включении детандер-генераторного агрегата в тепловую схему конденсационных энергоблоков/В.С. Агабабов, А.В. Корягин, В.В. Агабабов// Изв. вузов. Проблемы энергетики. - 2001. - №9. - С. 53-60.

3. Агабабов, В.С. Изменение показателей котельных при применении детандер-генераторных агрегатов/В.С. Агабабов, А.В. Корягин, А.Р. Андреев//Промышленная энергетика. - 2004. - №7. - С. 38-44.

4. Джураева, Е.В. Эксергетический анализ процессов, происходящих в детандер-генераторном агрегате/Е.В. Джураева, А.А. Александров//Теплоэнергетика. - 2005. - №2. - С. 73-77.

5. Агабабов, В.С. Использование теплонасосной установки для подогрева газа перед детандером/В.С. Агабабов, Е.В. Джураева, А.В. Корягин//Энергосбережение и водоподготовка. - 2004. - № 1. - С. 39-41.

6. Агабабов, В.С. Эффективность использования двухступенчатого подогрева газа перед ДГА на ТЭС/В.С. Агабабов, А.В. Корягин, А.Ю. Архарова//Энергосбережение и водоподготовка. - 2004. - №4. - С. 70-72.

7. Жигулина, Е.В. О способах расчёта процессов в установках, использующих природный газ при различных его составах и параметрах/Е.В. Жигулина, Н.В. Калинин, В.Г. Хромченков, В.И. Могорычный, А.И. Лунин//Труды V Международной школы-семинара молодых учёных и специалистов «Энергосбережение: теория и практика». - М.: МЭИ, 2010. - С. 173-177.

8. Сычёв, В.В. Термодинамические свойства метана/В.В. Сычёв, А.А. Вассерман, В.А. Загорученко, А.Д. Козлов, Г.А. Спиридонов, В.А. Цымарный. - М.: Изд-во стандартов, 1979. - 348 с.

9. СТО Газпром 2-3.5-051-2006.

10. Сазанов, Б.В. Теплоэнергетические системы промышленных предприятий/Б.В. Сазанов, В.И. Ситас. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 304 с.

11. Щегляев, А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин/А.В. Щегляев. - 4-е изд., перераб. - М.: Энергия, 1967. - 368 с.

12. Бененсон, Е.И. Теплофикационные паровые турбины/ Е.И. Бененсон, Л.С. Иоффе; под ред. Д.П. Бузина. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 272 с.

13. Жавроцкий, С.В. Обеспечение максимальной выработки электроэнергии при использовании силового потенциала топливного газа по результатам моделирования режимов газопотребления цементного завода/С.В. Жавроцкий//Информационные технологии, энергетика и экономика (электроэнергетика и электротехника, теплофизика и энергосбережение, электроника): сб. тр. IX Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов: в 3 т. - Смоленск: Универсум, 2012. - Т 2. - С. 124-128.

14. Цементная промышленность России в 2011 г.//Цемент и его применение. - 2011. - №6.

15. Соколов, Е.Я. Теплофикация и тепловые сети/Е.Я. Соколов. - 9-е изд., стер. - М.: МЭИ, 2009. - 472 с.

Размещено на Allbest.ru