Сопоставление систем централизованного и децентрализованного энергоснабжения в современных условиях России

«СОПОСТАВЛЕНИЕ СИСТЕМ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО И ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ РОССИИ».

Дубинин В.С., Лаврухин К.М., Титов Д.П.

МАИ (ГТУ), Факультет довузовской подготовки (ФДП), Научная группа «Промтеплоэнергетика», Российская Федерация.

В [1] сказано: «Исходя, из экономической оценки к числу наиболее жизнеспособных средств эффективного энергоснабжения большинства регионов страны относятся установки малой энергетики». Задача этого доклада показать, что установки малой энергетики, базирующиеся на сжигании органического топлива, способны заменить в России выходящие за пределы паркового ресурса ТЭЦ и КЭС работающие на таком топливе и входящие в Единую электрогенерирующую систему РАО «ЕЭС России». Электроэнергия в России, в основном, вырабатывается, и будет вырабатываться на газовых электростанциях, по мнению Правительства России и IEA [2], таблица 1:

Таблица 1.

Год	% производства электроэнергии на газовых электростанциях России от общего объёма производства электроэнергии.
Год	«Основные положения энергети- ческой стратегии России до 2020 года» Правительство России.	«Анализ мировой энергетики 2002» Мировое энергетическое агентство IEA
2000	42	42
2010	39	45
2020	34	57

Поэтому в первой части данного доклада покажем, что в полностью газифицированных центральных регионах России существование большой энергетики в том числе электроэнергетики технико-экономически в большинстве случаев уже сейчас ничем не оправдано и объясняется:

Историческими причинами
Ориентацией энтузиастов малой энергетики на внедрение «преимущественно газотурбинной техники» [1].

3. Ориентация, в связи с этим на работу параллельно с сетями РАО «ЕЭС России», для чего «Требуется определенный пересмотр принципов управления режимами ЕЭЭС и обеспечение устойчивости системы при наличии большой доли распределенной генерации однако эти вопросы пока проработаны недостаточно» [3].

В связи с ограниченным объемом доклада исторических причин здесь касаться не будем они достаточно подробно изложены в [4], а ранее более коротко в [5]. В настоящее время малые и средние предприятия Европейской части России и жилой фонд получают электроэнергию от Единой электро энергосистемы (ЕЭЭС), а тепловую энергию для отопления, горячего водоснабжения и технологических нужд от котельных, работающих, как правило, на газе, либо от ТЭЦ, так же использующих в качестве топлива газ. Часто транспорт теплоэнергии производится на большие расстояния (от ТЭЦ до 40 км) в виде, как правило, двухтрубной теплотрассы с использованием в качестве теплоносителя воды или однотрубной для транспорта пара, часто без возврата конденсата. Нормативные потери в теплосетях – 5%, а реальные, в среднем, - 15-16% от передаваемой тепловой энергии [6]. Это было опубликовано в 1997 году. В 2003 году сообщалось, что потери в тепловых сетях составляют от 20% до30% в среднем по России [7]. Сложившаяся система использования газа крайне не рациональна. Большая часть топлива идет на получение тепловой энергии и только 36% - на получение электроэнергии [8]. ТЭЦ страны дают только 55 % электроэнергии [8]. Остальное – конденсационные электростанции (КЭС), обогревающие атмосферу своими градирнями через которое выбрасывается более 61 % теплоты сгорания газа (КПД лучших КЭС 38-39%) [9]. Таким образом, наиболее эффективная комбинированная выработка тепла и электрической энергии применяется очень ограничено. Более того, коэффициент полезного использования теплоты сгорания топлива на ТЭЦ в 2000 г. всего 64% [10]. Это результат советской гигантомании, когда строились гигантские ТЭЦ не обеспеченные тепловой нагрузкой и вынужденные работать по конденсационному циклу, обогревая атмосферу через градирни ещё более интенсивно чем, КЭС. В связи с более низкими параметрами пара и низким КПД. Ещё в 1970 г. Н. С. Рассудов и другие в [11] аргументировано возражали против решения б. ГПК Энергетики и Электрификации от 7/XII 1963 г. о том, что ТЭЦ должны сооружаться при расчётных тепловых нагрузках не ниже 200 Гкал/час а в Сибири – не ниже 400 Гкал/час и оборудоваться турбинами мощностью более 50 МВт. Это писал ни кто ни будь а главный конструктор Бийского котельного завода, создавший до сих пор единственную в мире автоматическую линию производства паровых котлов ДКВР (в дальнейшем ДЕ и ДК) и обеспечивший весь СССР, этими котлами, которые до сих пор обогревают всё СНГ, а стоят 10 долларов за киловатт тепловой мощности, что в несколько раз дешевле других котлов. Авторы преклоняются перед Гражданским мужеством этих людей, Светлая им память.

Как дискредитируется идея комбинированной выработки электрической и тепловой энергии и пережигается газ особенно наглядно видно на примере г. Москвы. Достаточно зимой при расчётной температуре –26⁰С проехать по МКАДу, с которой просматриваются градирни большинства московских ТЭЦ, и обнаружить, что они парят, те есть работают, это при том, что член-корреспондент РАН Л.С. Попырин предупреждает в [12]: «Из приведенных исследований следует однозначный вывод о возможности крупных аварий в системе теплоснабжения Москвы. Масштабы возможных последствий велики, так как мощность частей системы теплоснабжения, в которых ТЭЦ не обеспечивают приемлемого значения температуры воздуха в отапливаемых жилых помещениях, достигает 50% общей мощности системы». В этой ситуации часть электроэнергии АО «Мосэнерго» продаёт АО «…энерго» соседних с Московской областей [13].

Из всего сказанного видно, что, как и в 1979 г. [11] комбинированная выработка электрической и тепловой энергии может быть эффективной только в случае малых ТЭЦ, что создаёт условия их работы на тепловом потреблении и полезного использования тепловой энергии уходящей из цикла любого теплового двигателя, в том числе приводящего электрогенератор ТЭЦ, согласно второму закону термодинамики. С другой стороны, только комбинированная выработка тепла и электрической энергии обеспечит экономное использование газа и позволит реализовать «Энергетическую стратегию России до 2020 года», разработанную специалистами Минэнерго и учеными РАН [8], без чего не возможно развитие экономики России. В [8] показано , что строительством парогазовых установок (ПГУ) на базе площадок существующих паротурбинных электростанций или новым строительством ПГУ эта задача может оказаться не решаемой и показана возможность ее альтернативного решения путем надстройки имеющихся котельных газотурбинной установкой (ГТУ). Об этом давно и много пишут, но такое решение не стало реальностью, вероятно, вследствие причин, перечисленных в [14]. Напомним некоторые из них кратко:

1. необходимость сооружения хранилищ резервного газотурбинного (дизельного) топлива, так как в котельных резервным топливом является мазут;

2. необходимость сооружения газокомпрессорных дожимающих станций, минимально допустимое расстояние которых от жилых домов – 500 метров. (ГТУ требует газ с давлением 2,5 МПа, а в городской сети - 0,3-1,2 МПа).

Тут надо заметить, что из всей номенклатуры ГТУ России и Украины только две из четырёх ГТУ выполненных НПО «Машпроект» имеют дожимной компрессор с приводом от вала ГТУ. Это ГТУ-16 и ГТУ-25 мощностью соответствено 17 и 25,7 МВт [15], наиболее интересные для децентрализованного энергоснабжения ГТУ меньшей мощности, дожимного компрессора не имеют.

3. большой расход выхлопных газов ГТУ (он обусловлен высоким коэффициентом избытка воздуха в ГТУ) требует новой дымовой трубы и других котлов;

4. высокий уровень шума;

5. удельный выход оксидов азота на кг сожженного топлива в 3 раза больше у ГТУ, чем в котельных.

Эти причины делают невозможным применением ГТУ в условиях сложившейся городской застройки. Для котлов малой мощности использование парогазовых надстроек на базе газовых турбин оказывается весьма проблематичным из-за малых объемных расходов рабочих тел [16]. Это означает принципиальную невозможность использования газотурбинных надстроек котельных вне регионов с высокой плотностью населения. Так, в [17] указывается, что по такой схеме целесообразно модернизировать относительно новые котлы тепловой производительностью от 50 до 180 Гкал /час. Таких котлов в Москве около 100. В то же время, по данным Смоленскоблкоммунэнерго, в Смоленской области основное количество теплоэнергии вырабатывается котлами с производительностью 2-5 Гкал /час.

В регионах с высокой плотностью населения, где проживает не более 20 % россиян (Москва, Санкт-Петербург и часть Московской области и Ленинградской области), как правило, уже применяется комбинированная выработка электрической и тепловой энергии на паротурбинных ТЭЦ.

Замена таких ТЭЦ на парогазовые установки нереальна [8]. Поэтому ограниченное количество крупных котельных в г. Москве может дать, согласно [17], только 1 ГВт, электрической мощности из примерно 20 ГВт, которые планировало иметь Мосэнерго в 2020 году [18]. В этой связи информация [8] о том, что ввод ГТУ-ТЭЦ в 100 крупных котельных дает 70 ГВт прироста электрической мощности представляется ошибочной, так как крупные котельные обычно имеют 3-5 котлов. Если 100 котлов, как указано в [17], при переводе в ГТУ-ТЭЦ могут дать 1 ГВт электрической мощности, то 100 крупных котельных – (3÷5)×1=3-5 ГВт электрической мощности, но никак не 70 ГВт, указанных в [8]. Рассмотрим этот вопрос с другой стороны. Если 100 крупных котельных имеют тепловую производительность по 1000 Гкал /час (что очень завышено), то их суммарная тепловая производительность 100×1000 = 100000 Гкал /час. КПД ГТУ, упомянутых в [8], составляет, согласно [19], 22,4 –38 % , то есть при среднем КПД 25 % можно иметь не более 25000 Гкал/час=25000×1160 кВт =29 ГВт электрической мощности.

Тем не менее, авторы считают правильной основную высказанную в [8] идею решения проблемы выбывающего оборудования электростанций России путем выработки электроэнергии в ее котельных. Но наряду с крупными котельными, которые, согласно [8] дают лишь 10 % тепловой энергии России, это надо делать и на мелких и средних котельных, которые дают соответственно 22 % и 14 % тепловой энергии [8], и, может быть (такие работы ведутся научной группой МАИ «Промтеплоэнергетика»), получать электроэнергию и от автономных теплогенераторов, которые, согласно [8], вырабатывают 13,5 % тепловой энергии России. Но это можно делать только с помощью поршневых двигателей (двигатели внутреннего сгорания (ДВС) газообразного топлива), паровых машин, в том числе созданных на базе серийных ДВС; мощность ДВС, выпускаемых Российскими моторостроительными заводами, колеблется от 1 кВт до 22000 кВт в одном агрегате, то есть перекрывает почти весь диапазон от 1250 до 25000 кВт российских авиационных ГТД, предлагаемых в [8] как элемент ГТУ-ТЭЦ.

Энергетическая стратегия России предполагает в энергетике возврат к докризисному 1990 году в 2020 году или раньше [20,21]. Поэтому используем отчетные данные 1990 года [22]. Суммарная тепловая мощность только котельных предприятий, городов и поселков в России составила 3,89 млн. ГДж/час, в то время как тепловая мощность отборов паровых турбин составила всего 0,8 ГДж/час. Для ДВС, которые могут применяться в качестве надстроек котлов, по мнению проф. Андрющенко А.И. [23], КПД 35,13-36 %. Это означает получение электрической мощности от котельных при расчетной температуре окружающего воздуха:

(3,89 ´ 1000000 / 3600) ´ 0,355 = 383,6 ГВт,

то есть больше, чем была установленная мощность всех электростанций России в докризисном 1990 году 210 ГВт, согласно рис. 3 [21].

Сравнивая ГТУ и ДВС в качестве надстроек котельных в условиях сложившейся городской застройки, можно отметить следующие преимущества ДВС в диапазоне мощностей, перекрываемых авиационными ГТД:

1. Отсутствие необходимости резервного дизельного топлива, так как начиная с 2125 кВт полной мощности и 1000 кВт частичной, могут быть применены дизель-генераторы БМЗ, способные работать не только на газе, но и на топочном мазуте, являющемся резервным топливом. В котельных производительностью меньше 20 Гкал/час не предусматривают резервное топливо, поэтому могут использоваться серийные ДВС газообразного топлива меньшей мощности, не способные работать на мазуте. Научная группа МАИ «Промтеплоэнергетика» обладает ноу-хау по использованию мазута в качестве топлива для ДВС меньшей мощности.

2. Отсутствие необходимости сооружения дожимной компрессорной для топливного газа, так как все ДВС способны работать на сетевом газе среднего давления, а значительная часть на газе низкого давления.

3. Сохранения при надстройке ДВС существующих котлов и дымовой трубы, так как поршневые ДВС имеют в несколько раз меньший расход газов, чем ГТД той же мощности, и способны преодолеть аэродинамическое сопротивление существующих котлов, установленных в котельных.

4. В связи с меньшим расходом газов у ДВС, чем у ГТД, проблемы шумоглушения для ДВС менее остры.

5. При использование ДВС газообразного топлива имеются широкие возможности снижения выбросов окислов азота. В случае необходимости их можно исключить совсем, что невозможно даже в обычной котельной, путем работы ДВС на богатой смеси с последующим дожиганием продуктов сгорания в котле.

6. Ресурс ДВС всегда выше ГТД соответствующей мощности. Так, в проспектах заводов, для ДВС мощностью свыше 1000 кВт указывается ресурс 60-120 тысяч часов, в то время как в [22] сообщается, что межремонтный ресурс авиационных ГТД в наземных условиях – 30 тысяч часов, то есть на уровне самого дешевого дизеля мощностью 500 кВт АО «Волгодизельмаш».

7. В России остались 12 моторостроительных заводов, каждым из которых выпускается несколько типоразмеров двигателей с диапазоном изменения мощности 1:5,1:10, что обеспечивает подбор оптимального серийного ДВС к каждой котельной. Научная группа МАИ «Промтеплоэнергетика» обладает ноу-хау по переводу их на газ, оптимальному для условий котельной.

Использование мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей газообразного топлива единичной мощностью от 30 до 12000 кВт не только предприятиями, но и госпиталями, учебными заведениями и т.д. за рубежом достаточно широко распространено [22, 23, 24, 25, 26, 27].

«Высокая экономическая эффективность мини ТЭЦ подтверждает и тем, что не смотря на имеющийся резерв установленной мощности электростанций США, там продолжают строить мини ТЭЦ, суммарная мощность которых уже превысила 10 млн. кВт. Количество действующих, строящихся и проектируемых мини ТЭЦ в Германии достигает двух тысяч. В Японии каждое вновь строящееся крупное здание (универсам и пр.) обязательно оборудуется мини ТЭЦ, расположенной, как правило, в подвальных помещениях» [23].

Фирма «Wartsila Diesel » с 1993 года построила 84 энергоустановки суммарной мощности 286000 кВт из модулей единичной мощностью 1000, 3000, 4500 и 5000 кВт. Эти электростанции работают бесперебойно; некоторые с полной нагрузкой в течение более чем 6500 часов [24]. В США и Западной Европе используется термин «Блок – ТЭЦ»; более полный обзор их применения и диапазона мощности дан в [25]. В [25] отмечается, что одним из направлений повышения эффективности является строительство небольших электростанций для электро и теплоснабжения предприятий торговли, школ, больниц, как это делается за рубежом.

Такие источники децентрализованного теплоснабжения могут конкурировать с системами централизованного теплоснабжения [26].

В России появились публикации с технико-экономическими расчетами о целесообразности использования мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей газообразного топлива (часто неправильно именуемых в энергетической литературе дизелями), переделанных из дизелей, вместо котельной. При этом выбирались для расчета устаревшие марки двигателей газообразного топлива, ранее широко использовавшихся в газовой промышленности [27, 28], а результаты революции в дизелестроении, приведенные ниже, не были замечены.

Наиболее глубокая работа в этом направлении [23], где показано преимущество мини ТЭЦ на базе ДВС по сравнению с паротурбинными ТЭЦ, но к сожалению, и в этой работе автор в качестве примера берёт устаревшие газовые двигатели и только в диапазоне мощностей 88-100 кВт. КПД таких двигателей 35,13 – 36,15%. Это и узкий диапазон мощностей, вероятно, явились причиной не проведения этим весьма квалифицированным профессором ещё в 1991 году, опубликовавшем статью о преимуществах мини ТЭЦ перед паротурбинными ТЭЦ [27] сравнительного анализа мини ТЭЦ на базе поршневых и газотурбинных двигателей. Эта статья для профессора энергетической кафедры вуза в момент её отсылки в Белоруссию (получена редакцией 29.01.1991) была гражданским подвигом.

Энергетики заметили революцию, произошедшую в газотурбостроении, связанную с применением газоохлаждаемых лопаток. Сейчас многие их надежды связаны с ГТУ [18, 29, 30, 31]. Данным докладом авторы обращают внимание энергетиков на революцию, произошедшую за последние 20 лет в создании поршневых двигателей. Авторы предполагают, что последствия этой революции именно для энергетики России, наиболее широко использующей газовое топливо [32] могут быть глубокими.

В энергетике всегда считалось аксиомой, что с увеличением удельной мощности оборудования, улучшаются его удельные параметры [33]. Для поршневых двигателей это неверно. Ещё К.Э. Циолковский теоретически предсказал, что удельная материалоёмкость поршневого двигателя (в терминологии, принятой в авиации, которой пользовался Циолковский) – удельный вес уменьшается с уменьшением диаметра цилиндра [34]. Дальнейшее развитие двигателестроения подтвердило его правоту [35]. Удельный расход топлива поршневых двигателей газообразного топлива при мощности одного цилиндра более 15 кВт практически не зависит от мощности. В практике двигателестроения известны двигатели с числом цилиндров от одного до сорока восьми. Как показал анализ писем заводов-изготовителей в ответ на запрос МАИ, стоимость 1 кВт установленной мощности дизелей не имеет корреляционной связи с мощностью. Таким образом, мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей может быть эффективна уже при единичной мощности более 15 кВт. Это означает, что при создании мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей не только целесообразно иметь свою мини ТЭЦ каждому предприятию, но и иметь несколько мини ТЭЦ на одном предприятии.

Единственным препятствием децентрализации производства электроэнергии на таких мини ТЭЦ может быть увеличение штатного коэффициента, то есть рост количества обслуживающего персонала на 1 МВт мощности и, соответственно, фонда зарплаты. Но уже при электрической мощности ТЭЦ более 300 кВт зарплата обслуживающего персонала составляет менее 10% эксплуатационных расходов. С другой стороны, современный уровень автоматизации поршневых двигателей и уровень развития вычислительной техники позволяет обслуживать несколько мини ТЭЦ одному оператору. Всё это означает, что в случае конкурентоспособности поршневых мини ТЭЦ с существующими паросиловыми установками ТЭЦ хотя бы в области полупиковых нагрузок (на самом деле такой конкуренции в наиболее газифицированной Европейской части России нет из-за острого дефицита маневровой мощности), в условиях активно проводимой РАО «Газпром» полной газификации центра России [36] реален вариант возникновения параллельной электрогенерирующей системы, объединённой не ЛЭП, а газовыми трубами, уже существующей и развивающейся Единой системы газоснабжения (ЕСГ). В этой связи с учётом российского опыта системных исследований в энергетике [37, 38] сравнить надо две системы: существующую Единую электрическую энергосистему (ЕЭЭС) и гипотетическую Единую систему газоснабжения и генерации механической и электроэнергии (ЕСГГМЭ). Авторы в данной статье ставят задачу забить первый колышек в решении этой проблемы и надеются, что учёные из научной школы академика Л.А. Мелентьева сумеют развить это направление.

Сравнение ЕЭЭС и ЕСГГМЭ.

Начнём с их линейной части, с учётом того, что для ЕСГГМЭ линейной частью является существующая ЕСГ, а ТЭЦ ЕЭЭС работают в комплекте с теплосетями.

· Протяжённость высоковольтных сетей напряжением 110 кВт и выше на территории России – 440 тыс. км. [39]

· Протяжённость газопроводов на территории России – 148,9 тыс. км (только по ОАО «Газпром») [40].

· Протяжённость теплосетей (без распределительных сетей) на территории России – 260 тыс. км. [41].

Количество аварий на 1000 км. в год:

ü Газопроводов – 0,5-1,5 [42];

ü Внутригородских газовых сетей – 9,5 [43];

ü Кабельных внутригородских линий электропередач (6-10 кВт) – 61 [44];

ü Линий электропередач – 0,8-15 [45];

ü Теплосетей – 260-820 [44].

Все эти данные 10 летней и более давности. Председатель Совета Федерации РФ Сергей Миронов утверждает: «Количество аварий и нарушений в работе коммунальных объектов выросло за последние 10 лет в 5 раз. За год в среднем происходят 200 аварий на каждые 100 км сетей теплоснабжения …[46]. То есть теперь на 1000 км теплосетей 2000 аварий в год а не 260-820.

При дальнейшем развитии ЕСГГМЭ она охватит не только промышленные предприятия, но и другие объекты теплоснабжения, включая большую часть децентрализованного теплоснабжения. Это приведёт к вытеснению теплосетей. Поэтому, хотя значительная часть теплосетей не имеет отношения к ТЭЦ, они здесь рассматриваются целиком. Сравнение явно не в пользу ЕЭЭС и теплосетей. Отметим, что в [45] рассматриваются только аварии ЛЭП. Кратковременные нарушения электроснабжения (мигания) в течение долей секунды являются элементом нормальной работы ЛЭП (срабатывает автоматика защиты ЛЭП от замыканий). Но от этого потребителям не легче: газовые котлы в котельных встают, возникающие при аварийной остановке сетевых и питательных насосов гидроудары часто разрушают трубопроводы и оборудование в котельной. В ЕСГ в принципе не может быть кратковременных перерывов подачи газа вследствие большой ёмкости трубопроводов. Наличие газохранилищ обеспечивает покрытие сезонной неравномерности газопотребления [47]. Это означает бесперебойную подачу газа потребителям в течение месяца после прекращения подачи газа из магистрального трубопровода, например, из-за аварии, в то время как при аварии в ЕЭЭС подача электроэнергии прекращается мгновенно. Таким образом, сравнение надёжности двух систем энергоснабжения показывает явные преимущества гипотетический ЕСГГМЭ по сравнению с существующей ЕЭЭС.

Сравним теперь генерирующие части этих систем.

Прежде всего надо отметить, что ЕСГГМЭ, в отличие от ЕЭЭС, значительная часть механической энергии будет вырабатываться относительно малоразмерными поршневыми двигателями, непосредственно приводящими заводское и котельное оборудование (естественно, только крупных потребителей механической энергии: центробежные насосы, вентиляторы, компрессоры и т.д.). Это означает экономию не только энергоресурсов, обусловленную исключением двойного преобразования энергии с КПД<1 (механическая – электрическая – механическая), но и экономию затрат на 1кВт установленной мощности (исключаются электрогенераторы, электродвигатели, а медь нынче дорогая). На предприятиях, имеющих пневмотранспорт (пром. стройматериалов – цемент, пищевая промышленность – мука), компрессорная является основным потребителем электроэнергии. На машиностроительных предприятиях более 10% электроэнергии используется для производства сжатого воздуха [48]. Естественно, в рамках ЕСГГМЭ эти компрессоры должны приводиться газовыми поршневыми двигателями внутреннего сгорания, либо паровыми машинами. То же самое можно сказать о насосах, работающих в котельных, основную часть электроэнергии в котельных потребляют наиболее мощные из них.

Сравним теперь производство электроэнергии в рамках ЕСГГМЭ и на тепловых электростанциях (ТЭЦ) ЕЭЭС. И там и здесь она вырабатывается путём вращения тепловым двигателем электрогенератора.

Удельный расход условного топлива паровых конденсационных ТЭЦ, даже наиболее экономичных, работающих при сверхкритических параметрах пара (Костромская и Среднеуральская ГРЭС), находилось на уровне 315-316 г/кВт×час в 1983 году [49], когда они ещё не привлекались к регулированию переменной части графика электрической нагрузки, что приводит к снижению их экономичности. Такой удельный расход топлива соответствует КПД 39%.

Что касается меньшего удельного расхода топлива на паротурбинных теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), то он обусловлен только тем, что, при принятом физическом методе разнесения затрат на электроэнергию и тепловую энергию все преимущества комбинированной выработки электрической и тепловой энергии относятся на электроэнергию. Точно также можно посчитать удельный расход топлива на мини ТЭЦ на базе поршневых двигателей. Таким способом подсчитанный удельный расход у мини ТЭЦ будет ещё меньше, чем у паротурбинных ТЭЦ, вследствие большой экономичности поршневого газового двигателя внутреннего сгорания, показанной ниже.

Удельный расход теплоты даже у устаревших газовых двигателей, например, Г-68 образца 1969 года составляет 1850 ккал/лс×час [50]. Это означает удельный расход условного топлива.

1850/7000=0,264 кг/лс×час=359 г/кВт×час.

А с учётом КПД электрогенератора СГД2М-17-44-16УХЛ4 0,954%, [51] удельный расход условного топлива: 376 г/кВт×час.

Средний удельный расход условного топлива по конденсационным электростанциям СССР в 1981 – 1983 годах был 327-328 г/(кВт×час) [49].

На границе тысячелетий действующие газовые электростанции имели средний удельный расход условного топлива 345 г/(кВтчас) [52].

При потерях в сетях, которые в 1997 году уже достигли 13% и имеют тенденцию к росту [53], отсутствующих при применении мини ТЭЦ на базе газового поршневого двигателя, имеем меньший удельный расход топлива на кВт×час непосредственно у потребителя электроэнергии.

Таким образом, мини ТЭЦ даже на базе очень старых двигатель-генераторов конкурентоспособны с конденсационными электростанциями, даже если не использовать тепло выхлопных газов.

Здесь надо пояснить, что конденсационный цикл предусматривает выброс 60% тепла сгоревшего топлива в атмосферу через градирни. После двигателя внутреннего сгорания (ДВС) может быть установлен котёл-утилизатор, не влияющий на экономичность двигателя в чём его принципиальное отличие от паровой турбины с противодавлением [23]. Таким образом, расход газа снизится, так как горячее водоснабжение и часть отопительной нагрузки возьмёт на себя котёл-утилизатор, в котором сжигание дополнительного газа не производится.

Если же говорить о более (80-е годы 20 века) современных двигателях, например, Брянского машиностроительного завода, то КПД двигателей генераторов на их основе 50% [54]. Таким образом, с этими малооборотными двигатель-генераторами не могут конкурировать по удельному расходу условного топлива даже самые лучшие ТЭЦ на сверхкритических параметрах пара.

Главным содержанием революции в двигателестроении, произошедшей за 20 лет, было применение современных технологий обработки их деталей, что дало ресурс до первого капитального ремонта даже среднеоборотных дизелей до 80 тыс. часов [55], при переходе на газ он должен увеличиться ещё в 1,5-2 раза [56]. Ещё в 1975 году ресурс до капитального ремонта этого же двигателя был 20 тыс. часов [57].

Обычно закладываемый ресурс энергетических установок до капитального ремонта – 100-200 тыс. часов [58]. Малооборотные судовые дизели образца 1980 года, работающие практически на мазуте, имеют ресурсы до капитального ремонта 120 тыс. часов [59]. Указанные выше значения ресурсов ДВС были достигнуты технолого-конструкторскими мерами. Очень большие резервы увеличения ресурса дают новые подходы к эксплуатации ДВС с применением технологии геоактивации узлов трения (ГУТ). Так на ДВС экспериментально получено снижение скорости изнашивание втулок цилиндров в 3-4 раза, а вкладышей шатунных подшипников – в 12-13 раз [60]. Таким образом, не очень дорогим методом (добавка смазочное масло 0,2-1% модификатора) можно увеличить ресурс ДВС в несколько раз. Ресурс до капитального ремонта самых современных паротурбинных установок (ПТУ) за рубежом – 100 тыс. часов [61]. Многолетние статистические исследования результатов эксплуатации отечественных турбин ТЭЦ (25 штук Т-100-130 и 15 штук Т-250/300-240) показали, что из-за эрозионных повреждений ресурс рабочих лопаток последних ступеней составляет в среднем только 50 тыс. часов [62].

Реальный ресурс ПТУ при участии их в проходе нагрузки можно определить из [63]. Там сказано, что капитальный ремонт часто запускаемой ПТУ осуществляется через каждые 3 года, а это даже при непрерывной работе – 24 тыс.часов.

Здесь целесообразно упомянуть о ресурсе газотурбинных установок (ГТУ), о которых будет сказано ниже.

Для некоторых российских ГТУ достигнутая наработка без капитального ремонта – 30-35 тыс. часов; средняя наработка между капитальными ремонтами, конечно меньше [64]. За рубежом расчётный срок службы лопаток турбин установлен и он равен 50000 часов. Однако срок службы этих и других высокотемпературных компонентов ниже расчётного [66].

Тут надо отметить, что ресурс как ПТУ так и ГТУ определяется повреждениями лопаток а не износом узлов трения, как в ДВС. Это означает, что упомянутая выше технология ГУТ не даст при применении в турбинах заметного эффекта, в отличие от ДВС.

Удельная стоимость даже импортных газовых электростанций с поршневым двигателем и ресурсом до 200 тыс. часов – 250-900 долларов/кВт [66], в то время как бывший глава РАО «ЕЭЭС России» А.Ф. Дьяков, профессиональный энергетик писал в 1995 году, что удельная стоимость российских электростанций, в значительной степени выработавших свой ресурс, - 800 долларов/кВт [67]. В [66] сообщается, что средняя установочная стоимость электростанций по России – 1600 долларов/кВт.

В информации, присланной в 1994 году по запросу МАИ четырнадцатью мотостроительными заводами России, указана стоимость 1 кВт электростанции на базе ДВС от 80 до 300 долларов США [68]. В [69] указаны удельные капиталовложения в долларах 1994 года: стоимость 1 кВт российских газовых конденсационных электростанций 599 долларов США, стоимость 1 кВт газовой ТЭЦ – 666 долларов США в 1994 году. К 2000 году эти удельные капиталовложения составят соответственно 720 и 823 долларов США, а к 2010 году – 903 и 1045 долларов США. Ещё дороже электростанции на угле. В [70] указана удельная стоимость газовой конденсационной электростанции в конце 2000 года – 860 долларов/кВт. В публикации уже 2003 года [71] приведена ориентировочная стоимость крупных электростанций на угле с паровыми турбинами 1200 долларов/кВт и крупных парогазовых электростанций – 700-800 долларов/кВт. Учитывая, что в [69] под конденсаторными электростанциями подразумевались ещё и паротурбинные, которые всегда дороже парогазовых, реальные цены имеют тенденцию быть выше прогнозов.

Таким образом, произошедшая в конце XX века техническая революция в области поршневых двигателей внутреннего сгорания сделала их конкурентоспособными по техническим параметрам как с ПТУ, так и с ГТУ.

Согласно главе 3.3 [72], электростанции единичной мощности до 1000 кВт считаются малыми. Согласно п. 3.3.6. и 3.3.7., они ни при каких условиях не должны работать параллельно с сетью. Что касается электростанции большей мощности, то наш 9-летний опыт показывает, что получение разрешения на работу параллельно с сетью нереально.

В такой ситуации все известные нам публикации о газотурбинных надстройках котельных электрической мощности более 1000 кВт либо указывают на параллельную с электрической сетью работу электрогенераторов этих надстроек [73, 13], либо о связи с сетью просто умалчивается.

Инициаторами газотурбинных надстроек котельных предлагается разместить такие надстройки в районных котельных г. Москвы, являющихся муниципальной собственностью г. Москвы, а не РАО «ЕЭС России», и входящих в систему МГП «Мостеплоэнерго», а для обеспечения связи с сетью «необходимо решить проблему приёма мощности надстроек в систему Мосэнерго, а также другие организационно-финансовые вопросы взаимодействия с городской администрацией» [13]. Решение таких вопросов может привести к передаче этих котельных АО «Мосэнерго», являющемуся подразделением РАО «ЕЭС России» и ликвидации МГП «Мостеплоэнерго», что поставит г. Москву в ещё большую зависимость от РАО «ЕЭС России». Собственно, в Московской области это уже происходит: первая в России ГТУ – ТЭЦ в г. Электросталь – это филиал ГРЭС-3 АО «Мосэнерго» [74].

При рассмотрении проблемы надстроек котельных тепловыми двигателями только через призму газотурбинных технологий, возможно, - это единственно реальный вариант в рамках нынешних энергетических порядков в России, так как при автономной работе от сети возникают проблемы стабилизации частоты.

Обеспечить частоту 50±0,2 Гц, какая должна быть в сетях, согласно ГОСТ 13109-87, (но не всегда бывает) ни один единичный классический тепловой двигатель не может. Такая точность поддерживается в сетях за счёт работы Центрального диспетчерского управления РАО «ЕЭС России» [39]. Например, дизель-генераторы в установившемся режиме должны обеспечивать точность поддержания частоты ±1% (±0,5 Гц), а при сбросах и набросах нагрузки отклонение частоты может составлять ±5%, согласно ГОСТ 13822-82.

Сотрудниками научной группы МАИ «Промтеплоэнергетика» найден принципиально новый способ стабилизации тепловых двигателей дискретного действия [75, 76, 77], к каким, в частности, относятся поршневые двигатели всех типов. Этот способ обеспечивает поддержание частоты в указанных выше пределах и точнее и может быть использован на серийно выпускаемых двигателях с минимальными изменениями.

Таким образом, если надстроить котельную не газотурбинной установкой (ГТУ), а поршневым двигателем внутреннего сгорания (ДВС), работающим на газе, то можно вырабатывать электроэнергию автономно от сети.

В [78] сообщается, что ГТУ малой мощности дороже ДВС. Удельная стоимость ГТУ, мощностью 1 МВт в 3 раза выше, чем мощностью 30 МВт. Удельные капиталовложения для ТЭС с ГТУ малой мощности составляют 1000 – 2000 долларов/кВт, снижаясь по мере увеличения мощности до 500 долларов/кВт. Для ТЭС с ДВС во всём диапазоне мощностей удельные капиталовложения находятся на уровне 500 – 600 долларов/кВт. Отношение электрической мощности к тепловой для ДВС 0,8, а для ГТУ – только 0,4 – 0,5. Это зарубежные оценки, отечественные ДВС более чем в 2 раза дешевле.

Многие преимущества ДВС перед ГТД указывались выше и в [4, 5], где приведено сравнение перспективных парогазовых вариантов.

В [79] проведено сравнение двух вариантов теплоснабжения города с теплопотреблением 80 МВт:

1. децентрализованное от нескольких мотор-генераторных ТЭЦ;

2. централизованное от одной парогазовой ТЭЦ.

Показаны экономические преимущества варианта №1.

Поэтому, если существует ниша для ГТУ электростанций, то она находится выше 5 – 22 МВт единичной мощности и 15 – 130 МВт мощности электростанций. В связи с этим возможен вариант ГТУ – ТЭЦ, работающий без связи с электрической сетью в микроэнергосистеме, которая включает в себя ГТУ – ТЭЦ, работающую параллельно с синхронным электрогенератором, приводимым в движение двигателем дискретного действия, например ДВС. При оснащении двигателей дискретного действия системой стабилизации частоты разработки МАИ, именно такой двигатель-генератор будет держать постоянную частоту в микроэнергосистеме автоматически выполняя функции, которыми в РАО «ЕЭС России» занимается ЦДУ. Мощность такого двигатель-генератора должна быть равна всего лишь разности между максимальной и минимальной мощностью нагрузки рассматриваемой микроэнергосистемы.

Минимальная энергетическая мощность уже микро ТЭЦ с ДВС – 1 кВт. В Дании начались испытания бытовой микро ТЭЦ электрической мощностью 1 кВт и тепловой – 4 кВт [80].

Отметим, что даже очень маленькие микро ТЭЦ на базе ДВС имеют приличные параметры. Так, в германском городе Гера организуется производство мотор-генераторов электрической мощностью до 5 кВт и тепловой – до 13,5 кВт. Коэффициент использования теплоты сгорания топлива – 93%. Себестоимость генерируемой электроэнергии – 6-8 пфенинг/кВт×час [81]. И это при европейских ценах на газ, в 15 раз превышавших внутрироссийские в 1999г. [66]. Только в первый год планируется выпустить 1000 таких установок [81].

В г. Москве паротурбинные ТЭЦ уже осуществляют комбинированную выработку тепловой и электрической энергии. Однако районные тепловые станции (РТС) имеют мощность 10 тыс. Гкал/час, что равно 11,6 ГВт [13]. При применении газотурбинных надстроек РТС на круглогодичном тепловом потреблении (горячее водоснабжение) можно получить 1 ГВт электрической мощности [13]. С учётом более высокого КПД двигатель-генератора и возможности их внедрения в небольшие РТС при использовании надстроек в РТС поршневого типа можно иметь величину электрической мощности большую, чем 1 ГВт. Однако вследствие более высокого КПД ДВС (до 50% [54]) по сравнению с любыми паротурбинными установками, работающими по конденсационному циклу, ДВС можно использовать и летом с выбросом тепла выхлопных газов в атмосферу. При КПД 40% это означает возможность получения (по условиям пропускной способности газопроводов РТС 11,6×0,4=4,64 ГВт) электрической мощности круглогодично. Как показано выше, электрическая мощность Мосэнерго, обеспечивающая всю Москву, - 7,84 ГВт. То есть использование РТС как электростанций обеспечивает больше половины мощности, нужной в г. Москве! Это означает, что всё коммунальное хозяйство г. Москвы реально сделать автономным от Мосэнерго по электроэнергии (электроснабжения жилого фонда, бюджетных организаций, насосных станций водоканала, троллейбусов, трамваев и даже метро, которое относится к МПС вместе с пригородными электричками).

Такая система мощностью 4,5 ГВт будет жечь меньше газа, чем те же 4,5 ГВт от Мосэнерго, в связи с существенно большим КПД летом, по сравнению с работой ТЭЦ Мосэнерго по конденсационному циклу и круглогодичной комбинированной выработкой на тепловом потреблении по крайней мере 1 ГВт электрической мощности. При создании этой системы станут невозможными такие события, как отключение от отопления зимой 2001 – 2002 года 193 домов в г. Москве. Это означает, что в столице, как в условиях Приморья живут примерно 115 тыс. человек [82]. Что касается Московской области, то её электрическая мощность не более (100-53) % от 14,8 ГВт всего Мосэнерго [13], так как Мосэнерго снабжает электроэнергией и другие области [13]. То есть электрическая мощность Московской области не более 14,8×(1-0,53)=6,956 ГВт.

Тепловую мощность Московской области можно определить из данных [13]. Тепловая мощность в Москве и области 70 тыс. Гкал/час, тепловая мощность Мосэнерго, теплоснабжающего в основном г. Москву, 35 тыс. Гкал/час, тепловая мощность московских РТС 10 тыс. Гкал/час. Отсюда тепловая мощность Московской области:

(70-35-10)тыс. Гкал/час = 25 тыс. Гкал/час = 29 ГВт.

Это означает (при КПД ДВС 40%) возможность получения до

29×0,4 = 11,6 ГВт электроэнергии,

то есть почти в 2 раза больше, чем необходимо Московской области. Суммарно возможная муниципальная электрическая мощность г. Москвы и Московской области больше, чем всё Мосэнерго! Может быть, мэру и губернатору легче договориться друг с другом, чем с Мосэнерго. Тогда не исключено, что можно объединить электросети г. Москвы и близлежащих к ней городов. Может быть, этого хватит, чтобы обеспечить всю Москву муниципальной электроэнергией.

Что касается самой Московской области, то, вероятно, соотношение круглогодичной тепловой нагрузки и пиковой такое же, как в Москве.

Это означает возможность получения по аналогии с Москвой не менее 2,5 ГВт электрической мощности на круглогодичном тепловом потреблении или почти половину потребной электрической мощности (6,956 ГВт, как показано выше). То есть все коммунальные потребности Московской области в электроэнергии можно покрыть муниципальной электроэнергией, вырабатываемой на тепловом потреблении круглогодично с более чем в 2 раза меньшей затратой газа. То же самое, что можно сделать в Московской области, можно сделать и во всей России, где концентрация промышленных предприятий, потребляющих львиную долю электроэнергии, меньше. Это означает, что в большинстве городов России дешёвым муниципальным электричеством на тепловом потреблении можно обеспечить не только коммунальные нужды, но и всю промышленность, и иметь доходы в городской бюджет от продажи электроэнергии предприятиям.

Посмотрим обеспеченность производственными возможностями этого предложения. Из оставшихся 12 заводов России, производящих поршневые двигатели, выберем ЗАО «Волжский дизель имени Маминых», а из всей его номенклатуры – только один двигатель-генератор на природном газе мощностью 500 кВт. По словам заместителя генерального директора по производству дизель-генераторов, завод способен выпускать до 600 таких двигателей в месяц на существующих площадях и оборудовании. Это означает получение ежегодно электрической мощности:

500×600×12 = 3600000 кВт = 3,6 ГВт.

То есть всего один этот завод одним из своих трёх двигателей способен за 4 года обеспечить оборудованием перевод Москвы и Московской области на муниципальное электричество!

Что касается всей России, то согласно [83], из-за выхода за парковый ресурс оборудования для удержания производства электроэнергии ходя бы на сегодняшнем уровне необходимо ежегодно вводить 7 ГВт электрогенерирующих мощностей. Газовые электростанции разных типов дают менее половины всей электроэнергии, вырабатываемой в России. Это означает, что один из 12 заводов всего одним из своих трёх двигателей-генераторов способен компенсировать всю ту часть энергетики России, выходящей за парковый ресурс, которая работает на газе.

Подведём итоги этой части доклада. Мы показали целесообразность централизованного энергоснабжения газопроводами, а не линиями электропередач и тепловыми сетями при применении электростанций и ТЭЦ малой мощности. Показано, что стоимость кВт установленной мощности и удельного расхода условного топлива у таких газовых электростанций ниже, чем у наиболее сейчас распространённых в России паротурбинных газовых электростанций. Приведено сравнение газотурбинных установок и поршневых двигателей, применяемых в газовых электростанциях малой мощности. Показана большая экономичность поршневых двигателей и меньшая стоимость электростанций на их базе, а так же их больший ресурс. В этой связи показана возможность замещения всех выбывающих мощностей газовых электростанций, относительно маломощными электростанциями на базе ДВС, осуществляющих децентрализованную выработку электрической и тепловой энергии. Реализация такой возможности с избытком обеспеченной производственными мощностями 12 моторостроительных заводов России, позволит примерно вдвое уменьшить объём газа сжигаемого на электростанциях России. Авторы не смогли найти научно-технического обоснования нынешнего газотурбинного уклона малой энергетики вместо поршневого и будут благодарны тому, кто нам его покажет. На основе своего прошлого опыта работы в области бортовой энергетики [35,75] авторы понимают, что каждый тип энергоустановки имеет свою нишу, например, сейчас в России уже общепризнано, что для мощностей менее 500 кВт в гражданской авиации надо применять не турбовинтовые или турбовальные двигатели, а поршневые ДВС. В 1955 году вышло постановление ЦК КПСС о запрещении работ по авиационным поршневым двигателям связи с развитием реактивной авиации и только в 1984-1986 годах стали возможны разговоры о авиационных поршневых двигателях. В это время в МАИ были возобновлены прерванные Великой Отечественной войной работы по авиационным паросиловым установкам на базе высокооборотных паровых машин в рамках курсового и дипломного проектирования. Сейчас студентом Титовым Д. П. делается дипломный проект лёгкого самолёта с такой паросиловой установкой мощностью 150-200 кВт.

Единственный аргумент за газотурбинную технику мы видели в том, что она имеет меньшие габариты и вес, чем поршневая при больших единичных мощностях. Поэтому есть ограничения по мощности, где могут применяться авиационные поршневые двигатели. Рассмотрим возможные ограничения применения поршневых ДВС в наземной энергетике. Для этого сопоставим по массе уже принятые газотурбинные варианты и альтернативные им на базе ДВС. Сразу оговоримся, что будем брать известные массы дизельных и бензиновых двигателей, ориентировочно считая, что при переводе таких двигателей на газ их масса и мощность не изменяются.

В [74] приведены технические данные GT-34 смонтированной в 1999 году на ГТУ – ТЭЦ города Электросталь. Установка с электрическим генератором поставляется комплексно подготовленным к работе транспортабельным блоком массой 115 тонн. Её электрическая мощность 15,73 МВт, КПД - 29,79%. В качестве альтернативного варианта рассмотрим 4 дизель агрегата (включает в себя дизель и электрогенератор) 20 ДГ мощностью по 4410 кВт каждый и массой 32,8 тонн каждый [84]. Суммарная их масса, таким образом, 131,2 тонны, а мощность 17640 кВт=17,64 МВт. Масса судового парового котла-утилизатора паропроизводительностью 26,25 тонн/час, составляет 44,2 тонны. Пар перегретый с температурой 310⁰С и давлением 12 кг/см² [85], что позволяет создать возможность дальнейшего увеличения КПД при его срабатывании на турбине и создания парогазовой установки. Таким образом, суммарная масса 175,4 тонны, то есть несколько больше. Удельная масса GT-35 115/15,73=7,31 кг/кВт, а альтернативная ТЭЦ с ДВС 175,4/17,64=9,94 кг/кВт. То есть такая поршневая ТЭЦ из имеющегося отечественного оборудования только в 1,36 раз тяжелее импортной газотурбинной и с более высоким КПД. Для подмосковной Электростали это увеличение веса не существенно. Для мест куда завоз возможен только по зимнику может быть создана установка из шести блоков – 4 двигатель-генераторных агрегата по 32,8 тонн каждый, один котёл утилизатор массой 44,2 тонны и контейнер незначительного веса. Тут следует напомнить, что грузоподъёмность грузового самолёта Ан-124 «Руслан» 150 тонн [86], то есть вся поршневая электростанция может быть доставлена за два рейса на более чем 4500 километров (дальность полёта с максимальной нагрузкой). Этот самолёт эксплуатируется аэрофлотом и авиакомпанией «Волга-Днепр». К началу 1993 года выпущено ульяновским авиазаводом 31 самолёт. Ан-225 «Мрия» имеет грузоподъёмность 250 тонн и с грузом в 200 тонн пролетает 4500 км [86]. В этот самолёт можно поместить рассматриваемую поршневую электростанцию целиком. Семейством самолётов Ил-76 можно доставить такую электростанцию за пять рейсов, самолёты этого семейства имеют полезную нагрузку от 40 до 52 тонн [86]. Длина пробега этих самолётов 450 метров при максимальной нагрузке, а разбег 850 метров. Ширина рассматриваемых дизель агрегатов 2,17 метров, высота 3,28 метра, длина 7,16 метров [84]. Ширина грузового отсека Ил-76 – 3,46 метров, высота – 3,46 м, а длина без рампы 20 метров [86].

Приведенный пример лишь иллюстрирует возможности российской промышленности в создании и доставке поршневых ТЭЦ газообразного топлива на базе освоенных в серийном производстве агрегатов. Однако масса и стоимость рассмотренной для примера ТЭЦ в поршневом исполнении может быть снижена несколькими способами. Например можно использовать два мультипликатора состоящих из трёх шестерён каждый с передаточным отношением 1/3, что позволит использовать не четыре тепловозных электрогенератора, вес каждого по 9,2 тонны, а два турбогенератора Т-12-2, мощностью по 12 МВт и массой по 12 тонн, частотой вращения 3000 об/мин [51]. Далее для ТЭЦ на базе поршневого двигателя можно применить те же способы увеличения мощности и КПД, как это делается в ГТУ ТЭЦ, но эти способы будут более эффективны в поршневом ДВС, где сгорание идёт при постоянном объёме, а ни при постоянном давлении, как в камере сгорания ГТД. Например в [87] экспериментально показано увеличение мощности с 16 МВт до 25 МВт при впрыске в камеру сгорания ГТД пара. Если это проделать с рассмотренным в примере поршневым двигателем, его мощность будет не менее 6 МВт при исходной 4,1 МВт. Ещё больший эффект может дать сжигание газа в поршневом двигателе с неполным окислением. В ГТД это даёт 2-3х кратное увеличение мощности [9] при сжигании дополнительного газа в специальном конверторе уже после газовой турбины, то есть при относительно низком давлении. Поршневой ДВС в отличие от ГТД, может работать при любом соотношении воздуха и топлива ограниченного только границами пределов воспламеняемости для гомогенной смеси и некоторым уходом от этих границ при послойном смесеобразовании для гетерогенной смеси, так как нет турбины расположенной сразу после камеры сгорания, лопатки которой сгорают при высокой температуре (в ДВС газы охлаждаются, совершая работу при расширении в цилиндре). Это означает, что сгорание в поршневом ДВС происходит при более высоком давлении, и увеличение мощности будет более существенным, чем в ГТД. То есть установка, состоящая из одного 20 цилиндрового двигателя Д49 (20ЧН 26/26) массой 23,6 тонны [84], мультипликатора и двух турбогенераторов Т-12-2 мощностью по 12 МВт и массой по 27 тонн может дать мощность 24 МВт при массе 77 тонн. Такую установку можно использовать только в качестве надстройки паротурбинной установки турбина которой даст мощность ориентировочно 70 МВт. В итоге можем иметь почти 100 МВт парогазовую электростанцию. Научной группой МАИ «Промтеплоэнергетика» создана экспериментальная установка и проведены предварительные эксперименты по неполному окислению и подачей воды в двигатель ВАЗ-2103, что является темой секционного доклада. Мы готовы в рамках хоздоговора объёмом 3 млн. рублей без затрат связанных с подключением к сетевому газу создать установку и произвести демонстрационные испытания дизеля при частичном окислении газа, например Д-6, мощностью 100 кВт с получением от этого дизеля без наддува мощности более 500 кВт при работе на газе даже не среднего а низкого давления. Упрощённый вариант установки (работает 1 цилиндр из 6-ти, остальные 5 используются в компрессорном режиме как нагрузка) и демонстрационные испытания могут быть выполнены в рамках хоздоговора объёмом 1,5 млн. рублей. Из которых 0,5 млн. рублей уйдут на создание парового котла утилизатора высокого давления, не подлежащего учёту в органах котлонадзора, необходимого для подачи пара в цилиндры двигателя.

В заключение хотелось бы заметить, что по большому счёту дискуссия о областях применения газотурбинных и так называемых поршневых двигателей в энергетике не актуальна, потому что поршневых двигателей большой мощности просто не выпускается уже примерно 50 лет, есть комбинированные турбопоршневые двигатели, то есть дизели с турбонаддувом и надо серьёзно заниматься анализом схем комбинированных двигателей с точки зрения их применения в энергетике. В частности очень актуальной может оказаться энергетическая установка с частичным окислением газа в поршневом двигателе с добавкой воды и подачей продуктов неполного сгорания содержащих пар в камеру сгорания газотурбинного двигателя при необходимом давлении. Такой поршневой двигатель будет работать как двигатель – стартёр только при пуске установки, а в дальнейшем при противодавлении на выпускном патрубке его мощность упадёт практически до нуля и он будет работать как газогенератор, используя газ низкого давления, заменив собой как дожимной компрессор, так и паровой котёл высокого давления для впрыска в камеру сгорания ГТД пара. Результаты таких экспериментов на двигателе ВАЗ-2103 будут доложены на секционном докладе.

Всё что говорилось раньше, касалось серийно выпускаемых поршневых двигателей. Причём вышеприведённый двигатель Коломенского машиностроительного завода не самый лёгкий. Серийно выпускаемые дизели ОАО «Звезда» город Санкт-Петербург значительно легче, но их ресурс лишь немногим превосходит газотурбинную технику. Существует возможность создания ТЭЦ на базе других поршневых двигателей. В 50-е годы прошлого века С. С. Баландиным было спроектировано и построено семейство авиационных бесшатунных поршневых бензиновых двигателей без бокового давления в цилиндропоршневой группе. В том числе 24 цилиндровый двигатель М –127К взлётной мощностью 10000 л с то есть 7,35 МВт, его масса 3,45 тонн а габариты:

высота – 1,55 метра

ширина – 1,44 метра

длина – 3,435 метра.

Силовой механизм двигателя М-127К состоял из трёх бесшатунных механизмов двигателя ОМ-127РН, который был построен и испытан. При испытаниях, после 138 часов работы, на всех подшипниках и накладках штоковых ползунов сохранилось свинцовое покрытие. Ранее были проведены сравнительные испытания малоразмерного четырёхцилиндрового двигателя ОМБ и серийного двигателя М-11А, на базе деталей которого был создан двигатель ОМБ. Удельный расход топлива двигателя ОМБ на 6-12% меньше чем у М-11А, средний износ деталей двигателя ОМБ за 110 часов и 8 минут испытаний и деталей серийного двигателя М-11А даны в таблице 2.

Износ деталей двигателей ОМБ И М-11А. Таблица 2.

Детали	Средний износ деталей в мкм
Детали	ОМБ за 110 ч 8 мин работы	М-11А за 50 ч работы
Цилиндры	5,0 (без образования овальности цилиндров)	15 (с образованием овальности цилиндров)
Поршни	0,0	20-25 (с образованием овальности цилиндров)
Подшипники (залитые баббитом Б83)	6,0 (штоковые)	15-20 (главного натуна)
Коленчатый вал	3,0 (штоковая шейка)	6-10 (шатунная шейка)
Кривошипные подшипники (залитые баббитом Б83)	4,0	-
Концевые опорные шейки коленчатого вала	3,0	-
Накладки ползунов (залитые баббитом Б83)	8,0	-
Направляющие картера	3,0	-

На поршнях двигателя ОМБ отсутствовали следы износа, на поверхности поршня полностью остались следы механической обработки, а на баббитовой заливке накладок ползунов остались видимые следы шабрения.

Первый бесшатунный двигатель ОМБ, созданный с использованием серийных деталей – поршней, цилиндров, поршневых колец, коренных подшипников и других деталей двигателя М-11А, проработал без замены и ремонта поршней, подшипников и деталей бесшатунного механизма 1843 часа. Это в 46 раз больше, чем имел моторесурс (аналогичный по мощности и конструктивно-технологическому выполнению) кривошипно-шатунный серийный двигатель М-11 типа А, и в 5-10 раз больше полного эксплуатационного срока службы двигателя М-11А, у которого при ремонтах двукратно расшлифовывались цилиндры и заменялись поршни и подшипники.

Однако и после такого длительного срока работы двигатель ОМБ имел износы деталей и зазоры в основных звеньях бесшатунного механизма меньше браковочных и в целом оставался еще в работоспособном состоянии.

Отсутствия в бесшатунных двигателях касания поршней с цилиндрами и невозможность появления в них овальности цилиндров, свойственной обычным кривошипно-шатунным двигателям, устранило связанные с этим дефекты: падение компрессии, повышенный расход масла, дымление, ухудшение мощностных, экономических и пусковых показателей, и позволило серийным поршням, поршневым кольцам и цилиндрам двигателя М-11А проработать в двигателях ОМБ в десятки раз большие сроки, чем при работе этих деталей в кривошипно-шатунных двигателях М-11А.

С применением бесшатунного механизма цилиндро-поршневая группа перестала быть узлом, лимитирующим надёжность и ресурс работы двигателей.

Характерные для ОМБ положительные качества – быстрое получение при доводке расчётных параметров, высокая эксплуатационная их работоспособность, относительно высокие значения механического КПД, высокая экономичность и большие возможности для дальнейшего форсирования – полностью подтвердились при доводке и испытаниях других созданных маломощных и мощных бесшатунных двигателей одинарного и двойного действия.

Всё это показывает, что бесшатунные двигатели обладают большим ресурсом, это делает их очень перспективными для энергетики. Работы над ними были прекращены по уже упомянутому постановлению ЦК КПСС.

Из всего вышесказанного видна целесообразность и возможность создания снизу Единой системы газоснабжения и генерации механической и электрической энергии (ЕСГГМЭЭ) на базе уже существующей Единой системы газоснабжения.

Кроме указанных преимуществ ЕСГГМЭЭ гораздо меньше зависит от погоды. Сейчас за неделю по телевидению проходит 1-2 сообщения о нарушении электроснабжения в мире (ураганы, наводнения), чего ещё 10 лет назад не было и в помине. Прошедшей зимой практически одновременно остались без электроснабжения, а следовательно и без теплоснабжения от котельных некоторые районы Волгоградской и Псковской областей из-за обледенения проводов. Такого не было никогда в местностях разделённых тысячами километров. В Волгоградской области потребовался почти месяц для полного восстановления электроснабжения, так как одновременно с восстановлением одних опор ЛЭП падали другие, в том числе и ЛЭП-200 и ЛЭП-500. Результаты глобального потепления налицо и, вероятно, это только его начало. В этих условиях явное преимущество имеет ЕСГГМЭЭ, газовые трубы, которой лежат в земле и повреждаются гораздо реже. Благодаря этому они лучше защищены от террористов.

Всё это делает нецелесообразным вложение средств в восстановление оборудования Единой системы электроснабжения изношенного в среднем более чем на 70% [1]. Их надо вкладывать в малую энергетику, обеспечивающую децентрализованное электроснабжение.

К сожалению, с газом всё тоже не просто, например, согласно [2] возможен вариант, когда в 2020 году Россия превратится из экспортёра в импортёра газа и без глобального изменения климата. С другой стороны, глобальное потепление уже привело к приближению среднегодовой температуры в местах, где добывается в России газ к опасной нулевой отметке. Это означает перспективу таяния вечной мерзлоты и выхода из строя российских газопроводов. Глобальное потепление климата приведет к неизбежному увеличению воспроизводства растительной биомассы на территории крупнейшей лесной державы, которой является Россия.

Согласно [89] ежегодный воспроизводимый на Земле энергетический потенциал растительной биомассы оценивается в 310²¹ Дж, что в 10 раз выше мировой добычи ископаемых топлив. В [89] говорится, что по приблизительным оценкам в нашей стране ежегодно образуется количество органических отходов эквивалентное 10 млн. т.у.т. (1993 год). Неизбежен рост этого количества при потеплении климата. В 2000 году в России было выработано 615 млн. тонн нефтяного эквивалента (т.н.э) первичных энергоресурсов [2], при этом в [2] указывается, что доля газа 52% то есть 319,8 т.н.э. (т.н.э.=1,43 т.у.т.) или 457,3 т.у.т. Таким образом, по этим данным почти четверть потребления газа теоретически можно заменить органическими отходами.

Действующие электростанции имеют средний удельный расход условного топлива 345 г/кВтч [52]. Согласно [2] в 2002 году в России всего произведено 876 ТВтч электроэнергии, из них 42% на природном газе, то есть 368 ТВтч. Исходя из этого, на работу газовых электростанций ориентировочно ушло 368345=126932 Тг условного топлива или 126,9 млн. тонн. Учитывая, что менее половины электроэнергии в России производится комбинированным образом и то, что даже на ТЭЦ в 2000 году коэффициент полезного использования теплоты топлива составлял только 64% [10], то органических отходов ещё до потепления уже хватит, чтобы обеспечить всю Россию электричеством.

Вытеснить газ из электроэнергетики можно только с помощью малой энергетики, так как отходы экономически нецелесообразно перевозить более 50 километров. Это определяет весьма малую единичную мощность энергетических установок и делает целесообразным применение паросиловых установок на базе паропоршневых двигателей [90].

Литература:

1. Ильин А.А. Роль малой энергетики в обеспечении энергетической безопасности России. // Тезисы докладов международной научно-практической конференции «Малая энергетика – 2002», г. Москва 2002 г.

2. Лапонт Б., Филимон Т., Жгенти В., Российско-Европейский диалог по вопросам энергетики и энергетическая стратегия России – определяющая роль энергосбережения, //Теплоэнергетика 2004 №7.

3. Воропай Н.И. Малая энергетика в рыночной среде: анализ требований и условий развития. // Тезисы докладов международной научно-практической конференции «Малая энергетика – 2002», г. Москва 2002г.

4. Дубинин В.С., Лаврухин К.М. Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии в котельных. // «Новости теплоснабжения» 2002, № 4, 5, 6.

5. Дубинин В.С., Лаврухин К.М. Перспективы использования поршневых машин для децентрализованной комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. // Строительные материалы, оборудование и технологии XXI века 2001, № 6, 7.

6. Козлов В. Энергосбережение в России: некоторые аспекты практической реализации // Мировая электроэнергетика. 1997 № 1.

7. Некрасов А.С., Воронина С. А., Экономические и социальные последствия неэффективного теплоснабжения в России генезис и возможные решения. // Тезисы докладов международной научно-практической конференции «Малая энергетика – 2003» г. Обнинск 2003 г.

8. Фаворский О.Н. Энергообеспечение России в ближайшие 20 лет // Вестник Российской Академии наук. 2001. том 71. № 1.

9. Масленников В.М., Батенин В.М., Штеренберг В.Я., Выскубенко Ю.А., Цалко Э.А. Модернизация существующих паротурбинных установок путём газотурбинных надстроек с частичным окислением природного газа. // Теплоэнергетика. 2000. № 3.

10. Кореннов Б. Е., Светлов К. С., Смирнов И. А., Прогноз динамики теплопотребления и структура его покрытия от ТЭЦ и других источников тепла в России на период до 2020 г. // Теплоэнергетика 2003 № 9.

11. Марков Н. М., Рассудов Н. С., Аронс А. А., Буланов Н. Г., Гельтман А. Э., Тереньтьев В. Д., Бургвиц К. А., О применении ТЭЦ средней и малой мощности вместо котельных. // Энергомашиностроение, 1970 № 3.

12. Попырин Л.С. Природно-техногенные аварии в системах теплоснабжения // Верстник РАН. Том 70.2002. №7.

13. Фаворский О. Н., Батенин В. М., Зейгарник Ю. А., Масленников В. М., Ремизов А. Н., Горюнов И. Т., Маханьков А. К., Васютинский В. Ю., Пищиков С. И., Соколов Ю. Н., Елисеев Ю. С., Беляев В. Е., Косой А. С., Синкевич М. В., Комплексная парогазовая установка с впрыском пара и теплонасосной установкой (ПГУ МЭС-60) для «Мосэнерго». // Теплотехника. 2001. № 9.

14. Варварский В.С., Дугосельский В.И., Грибов В.Б., Барочин Б.Л. Использование ГТУ в системах централизованного теплоснабжения // Теплоэнергетика. 1990 № 1.

15. Дугосельский В. И., Гильде Г. Э., Теплофикационные ПГУ с газовыми турбинами и мощностью 2,5-25 МВт // Теплоэнергетика. 1997. № 12.

16. Боровков В.М., Зысин Л.В. Основные направления развития мини ТЭЦ на основе современных парогазовых технологий. // Известия РАН. Энергетика. 2001. №1.

17. Батенин В.М., Масленников В.М. О некоторых нетрадиционных подходах к разработке стратегии развития энергетики России. // Теплоэнергетика. 2000. № 10.

18. Серебрянников Н.И., Кузнецов Е.К. Задачи и первые итоги работы Московской энергетики в условиях перехода к рынку. // Теплоэнергетика. 1994. № 8.

19. Смирнов И.А., Молодюк В.В. Определение экономической эффективности областей применения газотурбинных теплофикационных установок средней и малой мощности. // Теплоэнергетика. 1994. № 12.

20. Макаров А.А. Перспективы развития энергетики России в первой половине XXI века. // Известия РАН. Энергетика. 2000. № 2.

21. Волкова Е.А., Макарова А.С., Веселов Ф.В., Урванцева Л.В., Шульгина В.С. Сценарии развития энергетики. // Известия РАН. Энергетика. 2000. № 5.

22. Щеглов А.Г. Влияние научно-технического прогресса на повышение эффективности производства электроэнергии и тепла. // Теплоэнергетика. 1993. № 4.

23. Андрющенко А.И. Методика термодинамического анализа циклов мини ТЭЦ с поршневыми двигателями. // Известия вузов. Энергетика. 1992. № 11, 12.

24. Строительство теплофикационных блоков малой мощности на природном газе. // Мировая электроэнергетика 1997. № 1.

25. Доброхотов В.И. Энергосбережение: проблемы и решения. // Теплоэнергетика. 1990. №1.

26. Итоги науки и техники, том 3. Состояние и перспективы развития централизованного теплоснабжения. М.: ВИНИТИ, 1988.

27. Андрющенко А.И. Энергетическая эффективность теплофикации от блок –ТЭЦ на базе районных котельных. // Энергетика. Известия вузов. 1991. №6.

28. Хлебалин Ю.М., Николаев Ю.Е., Мусатов Ю.В., Захаров В.В., Колчина Ж.Г. Оптимизация коэффициента теплофикации и определение экономической эффективности мини ТЭЦ с двигателями внутреннего сгорания. // Промышленная энергетика. 1995. № 5.

29. Хрилев Л.С. Концепция развития теплоснабжения в СССР. // Энергетика и транспорт. 1998. № 4.

30. Дьяков А.Ф., Попырин Л.С., Фаворский О.Н. Перспективные направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике России. // Теплоэнергетика. 1997. № 2.

31. Соколов Е.Я., Мартынов В.А. Энергетические характеристики газотурбинных теплофикационных установок. // Теплоэнергетика. 1994. № 12.

32. Криворуцкий Л.Д., Лузин Г.П., Рябчук В.И. Оценка необходимых и возможных уровней добычи газа в России в период до 2020 года. // Известия РАН. Энергетика. 2001. № 1.

33. Современные проблемы энергетики. / Ред. Жимерин Д.Г. – М.: Энергоатомиздат, 1984.

34. Циолковский К.Э. Как увеличить энергию взрывных двигателей, ПСС. М.: Наука, 1964.

35. Зуев В.П., Дубинин В.С. Экспериментальное подтверждение некоторых положений статьи К.Э. Циолковского «Как увеличить энергию взрывных двигателей» - Труды, VII, Чтений, посвящённых разработке научного наследия и развитию идей К.Э. Циолковского. М.: Наука, 1974.

36. Газпром открыт для сотрудничества. // Газовая промышленность. 1993. №3.

37. Мелентьев Л.А. Системные исследования в энергетике. М.: Наука, 1979.

38. Мелентьев Л.А. Системные исследования в энергетике. М.: Наука, 1983.

39. Дьяков А.Ф. Электроэнергетика России на рубеже XXI века и перспективы её развития. // Известия РАН. Энергетика. 2002. № 1.

40. Газпром: итоги и перспективы; основные итоги деятельности за 2000 год. // газета «Трибуна» от 29 мая 2001г.

41. Малафеев В.А., Пейсалович В.Я. Роль теплоснабжения в энергосбережении и охрана окружающей среды. // Энергетик. 1994. № 11.

42. Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р., Брянских В.Е. Оптимальное развитие систем газоснабжения. М.: Недра, 1981.

43. Надёжность систем газо и нефтеснабжения: Справочник, книга 1 / Ред. Сухарев М.Г. М.: Недра, 1994.

44. Хрилев Л.С. Теплофикационные системы. М.: Энергоатомиздат, 1988.

45. Дьяков А.Ф., Федосенко Р.Я. Метод и результаты оценки и вероятности разрушения проводов ВЛ гололёдом. // Электрические станции. 1990. № 12.

46. Миронов Сергей, Кто заплатит за реформу ЖКХ? // Российская газета 13 июля 2004 г.

47. Техника и технология хранения нефти и газа. / Ред. Новоселов В.Ф. – М.: Недра, 1992.

48. Минин Г.П., Копылов Ю.В. Справочник по электропотреблению в промышленности. М.: Энергия, 1978.

49. Технический прогресс энергетики СССР. / Ред. Непорожний П.С. – М.: Энергоатомиздат, 1986.

50. Энергетические установки с газовыми поршневыми двигателями. /Ред. Коллеров Л.К. – Л.: Машиностроение, 1979.

51. Справочник по электрическим машинам. Том 1., ред. Копылов И. П., Клоков Б. К. М. Энергоатомиздат 1988.

52. Воронин В. П., Романов А. Л., Земцов А. С. Пути технического перевооружения электроэнергетики. // Теплоэнергетика. 2003. № 9.

53. Кутовой Г.П., Макаров А.А., Шамраев Н.Г. Создание благоприятной базы для развития российской электроэнергетики на рыночной основе. // Теплоэнергетика. 1997. № 11.

54. Проспект Брянского машиностроительного завода.

55. Проспект Коломенского машиностроительного завода.

56. Васильев Ю.Н., Гриценко А.И., Золотаревский Л.С. Транспорт на газе. М.: Недра, 1992.

57. Никитин Е.А., Иванченко Н.Н., Соколов С.С., Никольский И.К. Развитие четырёхтактных тепловозных дизелей типа ЧН 26/26 и доводка их рабочего процесса при высоком турбонаддуве. / Форсированные дизели. - М.: Машиностроение. 1978.

58. Смирнов А.Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика. М.: Энергоатомиздат. 1987.

59. Петухов В.А., Жегалов И.П. Сравнение МОД и ПГУ с электропередачей для судов ледового плавания. // В кн. Совершенствование судовых энергетических установок и систем судов ЛВИМУ им. Адм. Макарова, 1991.

60. Аратский П.Б., Лавров Ю.Г., Шабанов А.Ю. Использование модификаторов трения нового поколения для повышения ресурса судовых дизелей. // Судостроение. 1999. № 3.

61. Кейт Джонс. Модернизация устаревших паровых турбин на базе использования новейших достижений в турбостроении. // Мировая электроэнергетика 1997. №2.

62. Рыженков В.А. Состояние проблемы и пути повышения износостойкости энергетического оборудования ТЭС. // Теплоэнергетика. 2000. № 6.

63. Губергриц В.Д. и др. Анализ технико-экономических показателей технического обслуживания и ремонта энергоблоков мощностью 300 МВт ГРЭС-19 Ленэрго, работающих в режиме глубокого регулирования нагрузки. // В кн. Работа энергоблоков в режиме глубокого регулирования нагрузки энергосистем: сборник научных трудов ВТИ. / ред. Плоткин Е.Р. – М.: Энергоатомиздат, 1991.

64. Ольховский Гурген. Применение газовых турбин в энергетике России. // Мировая электроэнергетика. 1995. № 2.

65. Газотурбинные и парогазовые установки для производства электроэнергии. // Мировая электроэнергетика. 1996. № 2.

66. Прохорова А. Энергия третьего тысячелетия. Газовые электрогенераторные установки. / Оборудование: рынок, предложение, цены. 1999. № 11.

67. Единая энергосистема – единая Россия. / Экономика и жизнь (московский выпуск). 27 ноября 1995 года.

68. Технический отчёт МАИ о НИР « Разработка технического предложения на систему электро и теплоснабжения Ухтомского завода металлоизделий». М., 1995.

69. Тумановский А.Г, Шварц А.Л., Мещеряков В.Г., Толчинский Е.Н. Основные направления совершенствования котельной техники при техническом перевооружении угольных ТЭС. // Теплоэнергетика. 2000. № 8.

70. Корякин Ю. И. Где и как горит российский газ. // Энергия: экономика, техника, экология. 2000. № 12.

71. Фаворский О. Н., Леонтьев А. И., Фёдоров В. А., Мильман О. О., Эффективные технологии производства электрической и тепловой энергии с использованием органического топлива. // Теплоэнергетика. 2003. № 9.

72. Правила эксплуатации электроустановок потребителей. М.: Энергоатомиздат, 1992.

73. Смирнов И.А., Хрилев Л.С. Определение эффективности ввода газотурбинных агрегатов на площадках действующих котельных. // Теплоэнергетика. 2000. № 12.

74. Гутник М.Н., Малахов С,В., Ольховский Г.Г., Осыка А.С., Салимон А.В., Хониченко В.Н., Орлов В.Е., Тажиев Э.И., Быков С.А. Результаты испытаний газотурбинной установки GT-35 на ГТУ – ТЭЦ. // Теплоэнергетика. 2001. № 5.

75. Дубинин В.С. Вопросы микроэнергетики летательных аппаратов. В книге «Гагаринские научные чтения по авиации и космонавтике, 1981 год». М.: Наука, 1983.

76. Дубинин В.С. Об условиях устойчивого сохранения частоты вращения одной нелинейной неконсервативной системы. // В кн. Колебания, деформация, прочность конструкции двигателей летательных аппаратов: Тематический сборник научных трудов. – М.: Издательство МАИ, 1990.

77. Дубинин В.С. Об устойчивости в большом сохранения частоты вращения одной нелинейной неконсервативной системы. // В кн. Конструкция двигателей летательных аппаратов, их прочность и надёжность: Тематический сборник научных трудов. – М.: Издательство МАИ, 1991.

78. Газовые двигатели. Biggest engines // Eur. Power News. 1999. 24, № 6. С. 23. Англ.

79. Применение крупных мотор-генераторов для теплоснабжения. // Euroheat and Power: Fernwarme int. 1999. 28, № 3. С. 70-71. Нем.

80. Микро ТЭЦ. Mikro CHP hits big time // Eur. Power News. 1999. 24, № 6. С. 1. Англ.

81. Мини ТЭЦ швейцарской разработки // Brennstoffspiegel. 1999. № 11. С. 6. Нем.

82. Никульский Сергей. Год прошёл как сон пустой. // газета «Трибуна» от 24 января 2002 года.

83. Масленников В.М. Как выводить российскую энергетику из кризиса. // Энергия: экономика, техника, экология. 2001. № 6.

84. Никитин Е. А., Ширяев В. М., Быков В. Г., Тепловозные дизели типа Д49., М. Транспорт, 1982 г.

85. Хряпченко А. С. Судовые вспомогательные и утилизационные котлы. Л. Судостроение 1988 г.

86. Авиация – космонавтика, техническая информация., выпуск 5, 1995.

87. Романов В. И., Кривуца В. А., Комбинированная газотурбинная установка мощностью 16-25 МВт с утилизацией тепла отходящих газов и регенерации воды из парогазового потока. // Теплоэнергетика. 1996. № 4.

88. Баландин С. С. Бесшатунные поршневые двигатели внутреннего сгорания., М., Машиностроение, 1968 г.

89. Зысин Л.В., Кошкин Н.Л., Энергетическое использование биомассы на основе термохимической газификации, // Теплоэнергетика 1993 № 4.

90. Дубинин В.С., Лаврухин К.М., Титов Д.П., Перспективы применения паропоршневых двигателей для привода вспомогательного оборудования котельных, // Тезисы докладов международной научно-практической конференции «Малая энергетика 2003» 11-14 ноября 2003 г., г. Обнинск.