есть маленький вопрос) возможна ли установка газовых электрогенераторов для нужд электротранспорта - вместо покупки э/э))) законом такое, вроде бы, не запрещено?)))

Газ тоже покупать придётся. Плюс затраты на проектирование, строительство и эксплуатацию собственной электростанции. Ещё вопрос будет ли это дешевле.

тариф на э/э 2,39 квт*ч без НДС, газ будет максимум 0,9 квт*ч (2,5руб за 1м3, на киловат нужно 0,3 кубометра), они если комбинированные, то еще и тепло гонят - т.е. минус расходы и на отопление) планируется для начала 4 генератора.
окупиться точно должно (года за 2-3)))) просто практических примеров внедрения я не нашла в интернете (есть только про липетскую "корзинку")
сейчас пишу диплом по электротранспорту - конечно, пример с генераторами условен, но хотела бы взять его за основу проекта)
буду признательна за любую помощь и содейтсвие)

ULja писал(а):
-------------------------------------------------------
> тариф на э/э 2,39 квт*ч без НДС, газ будет максимум 0,9 квт*ч
> окупиться точно должно (года за 2-3)

Вы по одному параметру считаете? А амортизация оборудования? Обслуживающему персоналу зарплату нужно платить. Нужно здание строить. Нужен участок земли, где оно будет стоять. Это всё учитывается?
Что-то я сомневаюсь в окупаемости за 2-3 года.

> планируется для начала 4 генератора.

Какого типа, какой мощности? Почему именно 4? Они промышленностью такие выпускаются или это всё чисто умозрительно?
Одних генераторов не достаточно будет. Нужны ещё котлы, турбины, распредустройство, да ещё много всего. Кроме того, надо учитывать, что тяговые подстанции могут быть разбросаны по всему городу. Если Вы хотите изолировать их от внешней сети, то нужно будет свои силовые кабели прокладывать. Это тоже затраты.

> сейчас пишу диплом по электротранспорту

Специальность какая?

ULja,
Вы сделали, кроме указанных А.Мельниковым, еще одну серьезную ошибку - "упустили" затраты на пуск и остановку. Т.е. то время, когда энергоблок находится в работе (расходуя ресурс и топливо), но электроэнергию еще/уже не прозводит. И не забываем, что работа генератора с нагрузкой менее 40% есть зло, требующее пресечения путем остановки (крупные энергосистемы балансируются путем перераспределения энергии по регионам и за счет ГЭС, у которых отановка/запуск генераторов требуют максимум полчаса и не требуют долгого "выбега" после снятия нагрузки и "отстоя" после остановки)

В общем и целом, давайте немножко разложим себестоимость и стоимость энергии:
Для начала - примем себестоимость кВт*ч энергии, вырабатываемой на ТЭЦ с турбинами критического пара за 100% (под это определение попадают достаточно некрупные газовые ТЭЦ мощностью 50 мегаватт без теплового цикла, т.е. с очень малой долей генерации тепловой энергии - хотя для обогрева трампарка ее вполне может хватить).
тогда, соответственно, по эл.энергии получается примерно такой расклад:
Городская ТЭЦ (60-200 МВт) - 30-70%, пуск 2-24 часа, останов 6-72 часа;
Малая (заводская) ТЭЦ, упомянутая выше (20-150 МВт) - 90-120%, пуск 2-6 часов, останов 2-10 часов;
ГТА (малая ТЭС, 10-100 МВт) - 250-400%, пуск 2-10 минут, останов 1-4 часа;
ГТА на базе авиадвигателей (5-15 МВт) - 200-300%, пуск 2-5 минут, останов 30-90 минут;
Дизель-генераторы, в т.ч. работающие на керосине (0,01-30 МВт, обычно 0,1-1,5 МВт) - 300-800%, пуск и останов - 15-300 секунд;
Бензиновые генераторы (0,001-0,1 МВт) - 500-5000%, пуск и останов - 6-200 секунд.
(Естественно, что чем больше мощность, тем меньше себестоимость и больше время пуска, при этом время выбега и обязательной паузы перед повторным пуском я включил во время останова).

Продажная цена электроэнергии в России составляет примерно 200-250% от себестоимости и включает транспорт энергии по электрическим сетям до подстанции заказчика (иногда отдельно оплачиваются перетоки по сетям какого-нибудь предприятия, но для тяговых подстанций ГЭТ такие схемы питания не практикуются).

И вот тут наступает самое забавное:
продажная цена электроэнергии, вырабатываемой городскими ТЭЦ, становится соизмеримой, а то и дешевле собственной генерации.
Но при этом не надо тратится на землю под собственную ТЭЦ, на склады запчастей и фонд резерва, не надо проектировать и устанавливать высоковольтное оборудование (или как вы собрались перекачать пусть даже 50 МВт на ваши тяговые подстанции? это уже просит сперва повышения напруги хотя бы до 35 кВ, а потом ее понижения).
Альтернатива в виде "каждой ТП - свою ТЭС" приведет к росту себестоимости электроэнергии (смотрим генераторы с авиадвигателями, работающими на природном газе - их мощности аккурат соответствуют потребностям одной ТП) при отсутствиии каких-либо практических выгод. И это опять-таки делает проект нерентабельным.

На самом деле, собственные ТЭС нужны на стратегических объектах - типа метро, арсеналов и т.п. Что, собственно, и подтверждает практика Москвы - где в некоторых узловых точках (обычно при метродепо) малая ТЭЦ расположена вблизи и 30-60% ее генерации приходятся на обеспечение энергией собственно метродепо (ночью) и перегонов (днем). При этом ТЭС все-таки принадлежат городу, и включены в энергосистему как полноценные городские ТЭЦ.



Редактировано 1 раз(а). Последний раз 19.05.09 05:53 пользователем ailcat.

ailcat писал(а):
-------------------------------------------------------
> Естественно, что чем больше мощность, тем меньше себестоимость

Это существенный момент. В энергетике, как правило, чем мощнее блок, тем его удельные характеристики лучше. Если мы строим маленькую станцию, то она заведомо будет менее эффективна. Кроме того, у газотурбинных установок КПД лежит в пределах 25-30%. Для сравнения: на ТЭС КПД блока более 40%, на ТЭЦ при комбинированной выработке тепла и электроэнергии коэффициент использования топлива доходит до 0,8 (т.е. 80%).

> это уже просит сперва повышения напруги хотя бы до 35 кВ

Новых линий 35 кВ уже давно не строят. Ещё в советские времена номинал 35 кВ стали заменять на 110. Но это так, детали.

ULja писал(а):
-------------------------------------------------------
> просто практических примеров внедрения я не нашла

Для использования в отдалённых районах выпускались маломощные мобильные электростанции (плавающие и железнодорожные) с ГТУ. Но там деваться некуда. приходилось мириться с их неэкономичностью, потому как тянуть туда ЛЭП или строить стационарную электростанцию получалось ещё дороже. Но использовать такого типа станцию в крупном городе, где можно подключиться к энергосистеме, смысла нет.

Цитата (А.Мельников)
Кроме того, у газотурбинных установок КПД лежит в пределах 25-30%. Для сравнения: на ТЭС КПД блока более 40%, на ТЭЦ при комбинированной выработке тепла и электроэнергии коэффициент использования топлива доходит до 0,8 (т.е. 80%).

То-то же ТЭЦ просто молятся на градирни - которые как раз и позволяют исключить цикл теплообеспечения.
Поясню: ТЭЦ, которая работает на тепловой цикл - весьма неэффективно работает по электричеству. И, если зимой высокая потребность в тепловой энергии нивелирует этот недостаток, то летом КПД ТЭЦ, работающих в смешанном цикле, падает ниже 30%... В этом отношении, безусловно, вперед вырываются паротурбинные ТЭС - при работе с градирней (без теплового цикла) на критическом паре (500-600 градусов) установки 90-х годов имеют КПД в 50-60%, а современные энергоблоки на сверхкритическом паре (800-850 градусов) смогли перешагнуть и 70%, что вполне приблизило их топливную эффективность к ТЭЦ...
Другое дело, что столь высоким КПД обладают энергоболоки мощностью 150 МВт и выше, и стоимость сроительства даже менимальной ТЭС (3 энергоблока - два рабочих + резерв) выходит весьма недетской, и для случая питания ГЭТ - избыточной из-за распределенного потребления.

Цитата (А.Мельников)
Новых линий 35 кВ уже давно не строят. Ещё в советские времена номинал 35 кВ стали заменять на 110. Но это так, детали.

Это, к сожалению, не детали. Меня 8 лет учили выбирать напряжение не только желаемым, но и целесообразностью. И в рассматриваемом случае от малой ТЭС целесообразно запитать 4-6 тяговых подстанции (будет оптимальное сочетание нагрузки + выравниваение пиков). Соответственно, удаленность их будет 4-10 км от ТЭС.
ЛЭП 20 кВ (на которую перишивают "дальние" линии 6/10 кВ по аналогии с перешивкой 35 на 110) на таком расстоянии - будет "внатяг" или с ограничением нагрузки (читай - числа ПС на линиях, запитанных с каждой ТП), ЛЭП 110 кВ требуют нехилого землеотвода в случае воздушной линии, или кучу ограничений в случае кабельной трассы. Кабель же 35 кВ идет по общим СНиПам (разве что глубина прокладки на 30 см больше, чем у 6/10/20 кВ), что в условиях городской застройки сильно упрощает жизнь. Так что не стоит смешивать перешивку длинных межрайонных 35-ток на более экономичные 110-ки (тем паче что перешиваются воздушные ЛЭП, примеров перешивки кабельных я не знаю, хотя, наверняка, они и есть) - с перешивкой 20-ки (можете даже брать за "точку отсчета" непроходную по нагрузке 10-ку) на 35-ку для уменьшения падения напряжения в линии до ТП.



Редактировано 1 раз(а). Последний раз 19.05.09 09:39 пользователем ailcat.

Доброго времени суток!
В силу того, что специальность у меня чисто экономическая, честно признаюсь, многое не поняла, поэтому заранее извиняюсь за глупые, возможно, мысли)

В городе 7 тяговых подстанций плюс депо. Планировалось поставить 4 генератора на 4 из них (те, что больше всех потребляют) мощностью 700 КВт каждый прямо в здании подстанций (места там, конечно же нет, но в дипломе укажу, что есть). Видела данные по работе в комбинированном режиме газовых генераторов, там кпд, не соврать бы, 40-42%, но это были лишь рекламные данные и, раз вы говорите, что на самом деле не так...
т.е. такой проект в принципе нереален?
у меня было несколько вариантов изначальных идей:
1)открыть цех кап ремонта на базе троллейбусного
2)на мойке для троллейбусов, когда она свободна, оказывать услуги по мойке другого транспорта
3)депо находистя в пром зоне, там рядом много предприятий, где нет столовых - оказывать услуги общественного питания им, т.к. деповская столовая теоретически это позволяет
4)реклама на транспорте
5)аренда опор под рекламные растяжки
6)установка рекуператоров (так, вроде, называются) для снижения РСХ э/э
7)электрогенераторы
Последнее меня как-то больше всего заинтересовало (видать, потому что это менее всего мне известно)...попыталась найти что-то более конкретное - мимо. Сначала предполагалось вообще все 8 генераторов поставить...но это выходило миллионов в 35-40 (цены условные, т.к. прайсы только на маломощные установки...а это я уже методом пропорции посчитала по мощности, да, может и глупо, но другого метода мне не известно ))) Но сейчас как бы кризис...поэтому решила с 4 начать...вот такиепироги. В эту цену входит и установка и все-все-все. ТО, ремонт и прочее теоретически предоставляет фирма)
диплом защищать через 2 недели, надо придумать что-то :)
Неужели совсем невыгодно?.....
Я - экономист - расчеты могу подогнать, вы только скажите примерно, сколько это стоить может киловат*час, если 1м3 газа 2,5 рубля стоит.
Заранее ну просто ОГРОМНОЕ спасибо!

Энергия при такой собственной генерации будет стоить намного дороже, чем при покупке у энергосбытов. И это не считая ощутимого роста сопутствующих и инфраструктурных затрат (которые в случае покупной энергии несут АО-Энерго).
Максимум, на что пригодны гнераторы (тем более такой умеренной мощности) - это резервное электропитание на случай веерного отключения (вероятность - 1 раз в 35 лет) - но вы не пробовали подсчитать СТОИМОСТЬ такого решения? Даже в метрополитене резервируюися по тпитанию только три системы: СЦБ, связь, и средства эвакуации пассажиров (освещение, вентиляция и частично эскалаторы) - у НОТ же нет СЦБ и эскалаторов, а связь (рации) резервировать легко и незатратно из-за ее малой потребляемой мощности.

Если брать только обслуживание ГТА на базе авиадвигателей (самая дешевая генерация при заданной мощности) - то где-то 0,2-0,3 руб на кВт*ч, плюс собственно амортизация установки - при цене 1,5-мегаваттного агрегата в 800-1200 тыс. долларов США (до 4 млн за импортные агрегаты) и сроке амортизации в 10-14 лет - она вылезет в нехилую сумму (вы же экономист, постичтайте сами). Сопутствующая инфраструктура и резерв обойдутся примерно в 40-60% от стоимости собственно ГТА.

Считайте, мисс экономист :)


Теперь про альтернативы:
1) что можно ремонтировать на базе троллейбусно-ремонтного цеха? максимум - автобусы, унифицированные с троллейбусами по кузову. Если в городе хорошо развиты перевозки частными предпринимателями на автобусах БВ и ОБВ, либо ПАТП вправе сами решать где чиниться и (о, нонсенс!) не имеюти собственной рембазы - это может иметь смысл;
2) автобусов в габарите троллейбусов - не так много. Но, если на мойке все равно предполагается обновления оборудования, а в городе достаточно автобусных фирм, не имеющих собственных моек - почему нет?
3) осталось решить с пропускным режимом и уговорить людей ходить к вам на обеды.
Логика подсказывает, что по уму надо бы отдавать питание водителей на аутсорсинг, причем в нескольких точках вблизи конечных (и, до кучи, обеспечить смену экипажей навремя обеда там же) - экономии было бы больше от сокращения нулевых рейсов;
4) да, да и еще раз - да! (хоть самому и приелась до чертиков - но это реальный доп.доход, в отличие от предыдущих вариантов... Был доход - до кризиса);
5) почему нет? или - см. п.4.
6) ээээээ.... скажем так: перевод ГЭТ на асинхронный привод (или хотя бы тиристорную/транзисторную систему управления коллекторным тяговым двигателем) дает экономию электроэнергии 30%. При этом замена РКСУ на ТИСУ/ТрСУ при ближайшем КР/КВР и финансово соизмерима со стоимостью замены РКСУ на доработанную РКСУ с рекуператором...
7) последний вариант при мощности ТЭС менее 100-150 МВт принесет только убытки и оправдан исключительно для обеспечения полной автономности ГЭТ (как в подводной лодке)

Так, ну СПИ у генераторов (не знаю, как с авиадвигателями) до 25 лет доходит точно, в месяц даже для вашего варианта (800 USD)выходит 93к (русскими). Хотя я видела прайс дешевле, там наши когенерационные установки, правда на 100КВт и 300КВт...цены были что-то в районе 2,1 и 2,7млн нашими опять же...на базе каких двигателей - не уточнялось))) скорее всего обычных двигательных двигателей)))

хм...может тут как с принтерами - лазерники дороже, но эксплуатация дешевле (это Ваш вариант раз уж тут такая низкая стоимость генерации), ну а мой - это струйники (дешево и сердито)))

теперь расчеты (ну в 3 утра какие уж получились, выкладываю)
все КВт*ч на 4 генератора в месяц получились 402 808. на один так в среднем 100 700КВт*ч. что дает нам 90коп амортизации на 1 КВт*ч (но амортизация такая штука...на бумаге есть расход...а в реальности его нет...) плюс газ 90коп
пока 1,8руб/КВТ*ч...
расходы в месяц на отопление 100к (в местах, где теоретически будут генераторы), если раскидать их на все газо-киловаты (прошу прощение за такое сочетание, но не нашлось другой фразы))) - это 25коп минус
итого 1,55руб/КВт*ч
не знаю, как во всем нормальном мире, а у нас тариф 2,76 за киловат!
Даже если мы еще копеек 50 накинем - останутся 70 спасительных...Ваш генератор они точно не окупят вовремя...а вот если бы мои дешевенькие - то что-то и выгорит)))
вот как-то так...
конечно, везде свои сложности, которые вот так вот просто непосвещенному не понять, но хочется верить в лучшее! о_О

а ремонтировать я хотела как ни странно, троллейбусы, кап ремонт кузовов и прочее...просто все это уже где-то было))) хотелось что-то новенькое...а вышла, похоже, лажа? или не лажа)))))

25-30 лет - это у турбогенераторов большой мощности на паре, которым требуется большой пруд для охлаждения или более эффективные градирни (те самые толстые трубы на городских ТЭЦ). Да и на мощности ТГА меньше 20 МВт я таких не встречал...

Если же говорить о ТГА с авиатурбинами, то срок их службы определяется в большей мере ресурсом авиадвигателя (который стоит 60-80% от цены энергоблока), который для маломощных (до 6,3-10 МВт) ТГА не превышает 20000-30000 часов (не забываем, что в году аж 8760 часов, прри этом каждый третий ТГА обычно находится в холодном резерве или вовсе выведен в ремонт).

Теперь переходим к дизель-генераторам, о которых Вы, видимо, и говорите:
Для примера возьмем 200-киловаттный - просто потому, что у них в силу популярности умеренная цена и уже достаточно низкий расход по топливу (причем импортные 200-киловаттники при в 3-4 раза большей цене имеют в 3-4 раза больший срок службы при соизмеримых расходе топлива и годовой соимости ТО, которое реже, но дороже).
Далее - арифметика: нормативный расход по топливу (ДТЛ, сейчас оптом от бензовоза можно взять в р-не 14000р/тонна) - 196-252 г/лс*ч (условно примем 220), 1 лс = 0,7 кВт (примерно), эффективная нагрузка 80% от мощности двигателя (включая затраты на СН, коэфф.мощности и т.п). Т.е. можем посчитать, что на выработку 200 кВт*ч надо потратить 200*220/(0,7*0,8) = 78572 грамма, или примерно 76 литров солярки.
В пересчете на рубли и киловатт-часы получим 76*14/200 = 5,32 руб/кВт
А ведь мы еще не считали затраты на ТО - при наработке 3200-3300 часов в год оно "тянет" примерно на 3-4 тыс.евро.
Да и ресурс у дизель-генераторов не такой большой - на известных мне нефтепромыслах, например, где ДГА (в основном - по 400-800 кВт) нарабатывают по 4-6 тыс. часов в год - ДГА капиталят через 1,5-2 года, и списывают после 2-3 капремонтов.

Гонять турбогенераторный агрегат на нагрузке меньше 40% - большое зло.
Расход по пару (газу) у него при этом упадет не намного от полной нагрузки, а вот рессурс из-за недогруза ощутимо сократится.
Оптимально с экономической точки зрения держать на ТГА нагрузку 80-100% от номинала

Вот с дизелем - с тем проще... Конечно, ему для поддержания рабочего режима нужно минимум 10-20% нагрузки - но зато и соляры он при этом будет потреблять лишь чуть больше 10-20% от потребления на полной мощности...
Вот только с дизелями при этом другая "жопа" - они загаживются при работе на малых (меньше 50-60% номинала) нагрузках, что требует их более частых ТО с частичной разборкой и сильно уменьшает наработку между капремонтами...

И, просите меня... Вы и правда считаете, что амортизация - это деньги которые только на бумаге? Тогда, наверное, дальше разговаривать не стоит - мы общаемся на разных языках.
Но, если вам больше понятен термин "деньги на закупку оборудования" - замените им мои "амортизации", чтобы получить цельную картину.

Теперича к ремонту кузовов - если ваши производственные площади и оборудование позволяют производить КР/КВР, и есть, кому это надо - то вперед, это может оказаться неплохой идеей!



Редактировано 1 раз(а). Последний раз 20.05.09 02:14 пользователем ailcat.

ну про деньги на бумаге имелся ввиду возобновляемый ресурс (естественно они потом на кап ремонт пойдут, обычный ремонт или там модернизацию))) факт в том, что они не уходят кому-то там безвозвратно здесь и сейчас, они остаютяс на предприятии)

за подробные расчеты спасибо))) теперь, правда, стало еще страшнее О_О
на кафедре проект уже одобрили, все равно это диплом, он достаточно условен...
перекраивать все под кап ремонт, ну это, конечно, теоретически возможно - меньше 2 недель до сдачи) сегодня поговорю с научником своим, бум решать)

а так-то вот еще глупый вопрос есть))) ведь можно его использовать и на 80-100%, а отработанный излишек выкидывать в сеть, такое возможно?
и сколько стоит все-таки этот злополучный агрегат на газу мощностью 700КВт?

1) давайте, удачи. Я свой второй (или это был третий?) диплом НАЧАЛ писать за 10 дней до защиты - рук-ль в итоге накануне "судного дня" отказался подписывать и допускать до защиты, пришлось получать разрешение у декана. Защитил на отлично... :angel:

2) ГТА на 700 кВт мной ни разу не встречался. Самый мелкий из известных мне - на 1,6 МВт на базе АИ-24 (2100-2550 э.л.с.), цену 5 лет назад заявляли в 800 тыс.USD при комплектации снятыми с крыла моторами и 1100-1200 USD на новые движки с Украины; также есть импортные 1,5-мегаваттники на базе эмбраеровских движков - их цена почти вдвое выше. Более-менее распространенные - на 6,3 и 10 МВт на базе модификаций снятых с крыла авиадвигателей Д-30 и НК-8 - стоят больше 2 млн. USD.
NB: не надо бояться термина "снятый с крыла". Двиг, вылетавший назначенный ресурс на самолете (где очень важна высокая надежность), поле этого в спокойных условиях ГТА или ГПА без проблем отрабатывает 2-3 назначенных ресурса.

3) Возможна работа дизеля, адаптированного под газ. Тогда из 1200 киловаттного дизель-генератора на соляре можно получить выработку 700-800 кВт на газе. При работе на природном газе 1 кубометр природного газа можно прктически прировнять к 1 литру солярки (т.к. у него много меньшая энергоемкость в цикле сжатия). Расход по маслу и спец.жидкостям при этом достигают 30 тыс.USD в год (на известных мне промыслах от этого отказались - держат дизеля как пиковые и кормят смесью солярки и сырой нефти, а основную генерацию для буровых делают на 1,5-мегаваттных и более мощных ГТА).

3а) есть такой волшебный коммунсовский 250-сильный "газовый дизель", на базе которого строят генераторы на 160 кВт. Часовой расход по газу - 80-120 куб.м. при 80% генерации мощности. При этом резкий перепад графика нагрузки более 25% приводит к забросу частоты (что ограничивает его включение в энергосистему), а в случае резкого сброса нагрузки более чем на 40% срабатывает защита, отключающая генератор вообще. Естетственно, что при плавном изменении нагрузки (при нагрузке в виде ГЭТ это на грани фантастики) он вполне экономичен. Стоимость такого ДГА, автоматизированного по 4 степени (полный автомат с диагностикой) на режим резервного питания примерно 3-4 года назад составляла 450 тыс.евро, с поддержкой синхронизма и балансировки нагрузки (для работы параллельно энергосистеме) - 480 тыс.евро (цены прайсовые. реальные вполне могут быть немнго ниже). Межостановочная наработка - 300 часов (после чего требуется малое ТО), среднее ТО после каждых 1000 часов занимает 12-15 нормо-часов и обходится в 1200-1600 USD.

4) Совершенно не стоит заморачиваться созданием ТЭС мощностью менее 30-50 МВт (а по уму - и менее 100-150 МВт), ТЭО которой - само по себе нетривиальная здача. Не стоит, даже изначально закладывая продажу вашей электроэнергии в энргосистему города. Подводный камень состоит в том, что в регионе, где доступна энергия с АЭС или ГЭС - вы будете совершенно неконкурентны...

5) РЕЗЮМЕ: пожалуй, разумнее всего будет рассмотреть вопрос с капремонтами на имеющейся рембазе и открытием мойки для частных атобусов. Тем более, что обоснование к ним можно написать всего за пару дней, особенно если "смазывать" процесс написания пивом...



Редактировано 4 раз(а). Последний раз 20.05.09 19:42 пользователем ailcat.

руководитель меня не дождался...завтра снова пойду на штурм)

гта..гта..гта... после недолгого анализа до меня дошло, что у меня-то не турбина...а газопоршневый генератор) опять же, есть ли разница, не знаю - наверное, все-таки есть)

http://www.generation-eo.ru/kogeneratory вот про эти говорилось, правда у меня печатный прайсик был, тут на 700 КВт, но не важно)

такс, тут еще про винтовую машину говористя http://www.generation-eo.ru/turbiny, хм, удобная штука!

я, конечно, все понимаю...но не хочу писать про кап ремонт! :D

по кап ремонту уже все рассчитала, теперь что зав кафедры одобрит, то и будет!

и спасибо БОЛЬШОЕ за содействие!)

1) Вот же ж надо ж так название извратить - "газопоршневой когенератор" (ненавижу тупых переводчиков)... Вот как раз упомянутый мной адаптированный для работе на газе коммунсовуский дизель и есть по вашей ссылке (один изх, если быть точным. Упомянут мной лишь потому, что именно о 160-киловаттнике я хоть что-то знаю). Только что-то сомневаюсь я, что "холодный" дизель будет иметь хоть сколь-нибудь приемлемую производительность по теплу, особенно на малых нагрузках (бо тот же комминс скромно умалчивает цифру производительности по теплу, упоминая лишь, что его достаточно для отопления здания, в котором установлен "газопоршневой когенератор")

2) Паровинтовые турбины (см. п.1.) - это, собственно, и есть ТГА низкого давления. С невысоким кпд и умеренной мощностью. И основное их назначение - хоть какое-то использование избытка пара в угольных котельных (т.к. такие котельные "не умеют" работать с малой производительностью) и обратного пара некоторых производственных процессов (в других видах котельных), утилизируя пар и выдавая на выходе "травмобезопасную" горячую воду.

3) давайте чутку определимся с терминологией, чтоб было взаимопонимание.
ДГА - дизель-генераторный агрегат. Суть - "энергоблок", имеющий привод от дизельного ДВС. При этом дизель может быть адаптирован для работы на газе или керосине (т.к. газ и керосин не имеют смазывающих свойств, адаптированные дизеля имеют автономную систему смазки под давлением и отличаются высоким расходом масла "на угар").
ТГА - турбогенераторный агрегат. Собственно, под этим термином скрывается два принципиально разных вида энергоблоков: ГТА (шазотурбинный агрегат) на базе авиадвигателей - когда вал авиадвигателя через редуктор крутит электрогенератор; и с вращением генератора валом паровой турбины - которые имеют снаружи котловую установку. Последние могут оснащаться как турбинами низкого давления (ТНД, 6-30 Атм), так и турбьинами высокого давления (ТВД, свыше 25 атм/250 градусов). Турбины низкого давления обычно испольтзуются дял утилизации возвратного пара или его излишков в тепловом цикле котельных (их КПД очень низко в полном цикле - не более 10-15% от суммарной выработки тепловой и электроэнергии). Турбины высокого давления, в свою очередь, могут работать на перегретом паре (до 400 град.), критическом (400-700 град) и сверхкритическом (650 град и выше). Естественно, что чем выше температура пара, тем лучше КПД турбоагрегата, но и выше его единичная мощность, сложнее конструкция и выше трудоемкость обслуживания. По поводу котельного блока, готовящего пар для турбины, можно сказать следующее: перегретый пар получить легко на любом топливе, критический можно получить на черном угле или газе, либо на пульпе бурого угля (пульпа - смесь угольной пыли с водой); сверхкритический - в котлах большого объема при факельном сгорании газа или пульпы, подаваемых под высоким давлением (технически эту задачу в мире смогли решить до уровня готовых сериных образцов всего каких-то 10-15 лет назад)

ailcat писал(а):
-------------------------------------------------------
> То-то же ТЭЦ просто молятся на градирни - которые
> как раз и позволяют исключить цикл теплообеспечения.

Ну молятся - не молятся, а как Вы ещё хотите работать в летний период, когда расход на теплоснабжение полностью отсутствует?

> В этом отношении, безусловно, вперед вырываются
> паротурбинные ТЭС - при работе с градирней (без
> теплового цикла) на критическом паре (500-600
> градусов) установки 90-х годов имеют КПД в 50-60%,
> а современные энергоблоки на сверхкритическом паре
> (800-850 градусов) смогли перешагнуть и 70%, что
> вполне приблизило их топливную эффективность к ТЭЦ...

Куда-то Вас не туда понесло. Нет в тепловой энергетике блоков ни с 70%, не даже с 60%. Сейчас начали внедрять парогазовые установки, а там КПД блока "всего лишь" 55%.