автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Эффективность применения парогазовых установок в условиях топливно-энергетического баланса региона

На правах рукописи

/у

ио3447838

БОРУШ Олеся Владимировна

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК В УСЛОВИЯХ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО БАЛАНСА

РЕГИОНА

Специальность 05 14 14 - тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты

АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

О 2 окт 2008

Новосибирск - 2008

003447838

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Новосибирский государственный технический университет»

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Щинников Павел Александрович

Официальные оппоненты- доктор технических наук, профессор

Секретарев Юрий Анатольевич доктор технических наук, с н.с Огуречников Лев Александрович

Ведущая организация Институт систем энергетики

им Л А Мелентьева СО РАН, г Иркутск

Защита диссертации состоится « 24 » октября 2008 года в 11 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д 212 173 02 при Новосибирском государственном техническом университете по адресу 630092, Новосибирск, пр К.Маркса, 20

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Новосибирского государственного технического университета

Автореферат разослан « » сентября 2008 г

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук, доцент

Шаров Ю.И.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Опыт развития мировой энергетики показывает, что повышение тепловой экономичности энергоблоков возможно путем применения парогазовых технологий

Соединение в одном теплофикационном энергоблоке газотурбинных и паротурбинных установок, работающих по высоко- и низкотемпературным циклам, позволяет повысить эффективность использования топлива и обеспечить рост КПД при работе 111У до 60%, а теплофикационных 111У в конденсационном режиме до 45 50%, т е до уровня, недостижимого для других тепловых двигателей

Парогазовый энергоблок улучшает и экологические характеристики, т к снижение удельных выбросов оксидов азота и серы по сравнению с традиционной ТЭС может достигать 50%

Комплексные исследования 111У разных типов были выполнены ВТИ (Ольховский Г Г, Березинец ПА), МЭИ (Буров В Д , Цанев С В ), СГТУ (Андрющенко А И, Дубинин А Б ), кафедрой ТЭС НГТУ, фирмами «Дженерал электрик», «ABB», «Сименс» и др Однако, до настоящего времени не была выполнена оценка эффективности применения 111У в условиях топливно-энергетического баланса региона и системных ограничений Поэтому проведение такой работы актуально В работе проведена оценка эффективности применения 111У (в перспективе на 2030 год) для Сибирского федерального округа

Целью работы является разработка методических подходов, математической модели и методов для комплексного исследования Ш У в условиях топливно-энергетического баланса региона

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

1 Методика эксергетического анализа 111 У, с определением их технико-экономической эффективности в региональной энергетике, с учетом системных ограничений и неопределенности исходной информации

2 Методика оценки эффективности применения ПГУ в условиях топливно-энергетического баланса региона и системных ограничений

3 Определение рациональной структуры мощностей региональной энергетики с учетом ввода 111У

Методы исследования: методология системных исследований в энергетике, математическое и компьютерное моделирование ПГУ ТЭС, методы эксергетического анализа и оптимизации в условиях неопределённости исходной информации

Практическая значимость работы. Разработанная методика, методический подход, математическая модель, алгоритмы и программа расчета позволяют получать оптимальные схемно-параметрические решения по 111У ТЭС Рассчитанные технико-экономические показатели ПГУ ТЭС могут служить информационной базой для обоснования рациональных областей их использования в условиях топливно-энергетических балансов регионов

Результаты работы использованы в проектных организациях ОАО «НоТЭП», в научной организации ООО «Институт передовых исследований», в учебном процессе - в НГТУ при подготовке инженеров по специальности 140101 - «Тепловые электрические станции»

Личный вклад автора. Постановка задачи, комплексные исследования, проведение компьютерных экспериментов, анализ результатов и разработка рекомендаций по применению ПГУ ТЭС в условиях топливно-энергетического баланса Сибирского региона выполнены автором

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались на 9-й Российско-Корейской международной конференции «KORUS -2005» (г Новосибирск, НГТУ), на втором международном форуме стратегических технологий «IFOST - 2007» (Монголия, г. Улан-Батор), на третьем международном форуме стратегических технологий «EFOST - 2008» (г Но-

восибирск, НГТУ), Всероссийских научных конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Наука Технологии Инновации» НТИ-2004, НТИ-2005, НТИ-2006 (г Новосибирск), пятой Российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» (г Ульяновск, 2006 г ), в рамках научных сессий НГТУ и расширенного семинара кафедры ТЭС НГТУ

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 11 печатных работ, из них 2 статьи в журналах, входящих в перечень изданий, рекомендованных ВАК РФ, 2 - в сборниках научных трудов, 7 - в сборниках трудов конференций

Структура и объём работы Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложения Основной текст изложен на 153 страницах, содержит 77 рисунков, 19 таблиц

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обосновывается использованием методики технико-экономических и эксергети-ческих системных исследований, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, теплопередачи, теории надежности Математические модели и компьютерное моделирование ПГУ ТЭС базируются на методах, апробированных и хорошо себя зарекомендовавших на решении ряда других задач подобного класса

Основное содержание работы Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель исследования, определены научная новизна и практическая ценность работы, аннотируются основные положения работы

В первой главе обоснована актуальность ввода парогазовых установок в энергетику региона Рассматривается структура энергетики и топливно-энергетического баланса региона на примере Сибири А также рассмотрена технологическая готовность ПГУ

На основании проведенного анализа сформулированы задачи исследо-

1 Разработка методики оценки эффективности применения 111 У в условиях топливно-энергетического баланса региона и системных ограничений

2 Разработка методики эксергетического анализа теплофикационных 111У с определением их эффективности в региональной энергетике с учетом системных ограничений

3 Проведение комплексного эксергетического анализа Ш У с учетом системных ограничений и оценка эффективности применения ПГУ в условиях топливно-энергетического баланса региона

4 Определение рациональной структуры мощностей региональной энергетики с учетом ввода ПГУ

Во второй главе изложена методика оценки эффективности ввода ПГУ в условиях топливно-энергетического баланса региона и системных ограничений

Оценка вводимых в регионе генерирующих мощностей (ГМ) ПГУ выполняется на основе марковской модели

где <рг - вероятностный логико-числовой оператор функциональных отношений, Я - множество логико-числовых операторов, © = <Х, У, С, Г, М> -информационная структура имитационно-вычислительной системы (ИБС), X, V — матрицы независимых и зависимых числовых переменных с к-размерностью вектора типов энергоблоков и «-размерностями векторов независимых и зависимых числовых переменных для энергоблока к-го типа, Гк е Г— граф энергоблока к-го типа; Ск е С - множество внешних связей энергоблока А:-го типа, М - множество логических параметров, определяющих режимы функционирования ИВ С

Региональная энергетика в любой момент времени То, , тА/ находится в одном из состояний 0, 1, , М. Для каждого момента времени т0,., хм при-

вания

О)

нимается одно из возможных решений 0, , р Рассматриваются такие стратегии управления ГМ, в которых принимаемое в момент г решение зависит лишь от состояния в момент т (и не зависит от предыдущих состояний) Стратегия развития ГМ определяется вектором = (50,- , Б^), где 5у е (0, , р) - принимаемое решение для региональной энергетики, находящейся в v-м состоянии Будем полагать, что эффективность принятого решения определяется функционалом Зу, характеризующим вероятные удельные приведенные затраты

зу . (2)

где хк е X— характеризует количество энергоблоков к-то типа, - математическое ожидание годового отпуска электроэнергии энергоблоком ¿-го типа, Зк Лк, ИХк - математическое ожидание и дисперсия к-х удельных приведенных затрат, V - аргумент функции нормального распределения вероятностей отклонений 3^ от хк при вероятностном доверительном интервале

Решение, для которого

{тт[з(ш,т)|фДш,т) = 0],Х*<Х<Х^т0<т, /■<=/?}, (3)

является наивыгоднейшим при ограничениях на параметры X', X** Получив решения 3™" , , , найдем наивыгоднейшую стратегию = (б'о, ,5Д/^ развития ГМ При проведении вычислительных экспериментов для момента времени т0 принимается исходная структура ГМ и задаются расчетные моменты времени т0, ,тм

Вероятностный отпуск электроэнергии рассчитывается как

Иг = Л« [Т^Лк -Е^вшЪиД*™ +2ХШ). (4)

где ^к, *, % - соответственно номинальная (на шинах) мощность, математическое ожидание годового числа часов использования этой мощности,

коэффициента готовности энергоблока к-го типа, Як — 1 — ^Б, индексы dem, r относятся к демонтируемым и резервным установкам, "пес - КПД линии электропередач

Установленная мощность (на перспективу)

nc = 1]хк**к ~ysndem ±2>п (5)

Здесь — перетоки мощности из соседних ЭС; индекс ** относится к к-

й установленной мощности Существующая мощность уменьшается за Дт на

величину DEM демонтируемых мощностей

Необходимая вероятностная резервная мощность

X NR = [VÄ («ЭЯЭ )°'5 + «ЭЧЭ + 0,5] {xkNk f W(l-W), (6)

где vn - аргумент функции нормального распределения вероятностей отказов, «э - математическое ожидание количества эквивалентных энергоблоков, q3 - математическое ожидание аварийности эквивалентного энергоблока системы

Входящие в (1, ,6) величины рассчитываются на основе комплексного эксергетического анализа энергоблоков

Предлагаемый подход к комплексному анализу является дальнейшим развитием (применительно к 111 У ТЭС) эксергетической методики, разработанной на кафедре ТЭС НГТУ Во-первых — это условное разбиение энергоблока на несколько функционирующих частей, и представление в виде эксергетической структурной схемы (рис 1) Во-вторых - математическое описание (моделирование) функционирования и использование этой модели при расчетах в вычислительном комплексе, имитирующем работу энергоблока В-третьих - оптимизация параметров функционирования по условиям действия ограничивающих факторов В-четвертых - определение и анализ эксер-гетических показателей и эксергетических критериев эффективности в сравниваемых вариантах

Рис 1 Принципиальная структурно-функциональная схема ПГ-ТЭЦ и вариант разделения ее на функционирующие части 0, 1 6 - функционирующие части, У, Г - уголь, газ, М, £т - потребители электроэнергии и теплоэксергии

Экеергетичеекие связи между функционирующими частями определяются на основе функции Лагранжа

¿ = 1

'СУ6)

X,

(7)

где Ех, Ег - множества входных и выходных переменных, 3, - затраты функционирующих частей энергоблока (рис 2), Я, - множители Лагранжа, являются некоторыми удельными затратами на эксергию энергопродуктов, производимых г-ой функционирующей частью

При комплексном эксергетическом анализе энергоблоков сравнение и отбор наивогоднейших вариантов производится по критерию технико-экономической эффективности

ш 5^15 + ХЦлГ-^ + ^Чг^б

^ +1^6 ' (8> X т т

где Цу, Цдг, Це - получаемая плата за химическую эксергию (например, отпускаемого синтез-газа), электроэнергию и теплоэксергию в данном т-ом году, И, Ет — отпущенные в т-ом году потребителю химическая эксергия, электроэнергия и теплоэксергия

Для того чтобы исследуемый энергоблок был рентабельным, критерий эффективности (по-сути отражающий интегральный эффект) должен быть больше единицы

Л2>1 (9)

и чем он выше, тем эффективнее рассматриваемый вариант энергоблока ТЭС

Рис 2 Эксергетическая диаграмма затрат

Для проведения эксергетического и технико-экономического анализа энергоблоков с традиционными и новыми технологиями разработан и эксплуатируется в течение ряда лет вычислительный комплекс ОРТЭС (организация расчетов ТЭС) Принципиальная структурная схема ОРТЭС показана на рис 3 Функциональной частью вычислительного комплекса является программа ТЕРЬОТ

Рис 3 Принципиальная структурная схема вычислительного комплекса ОРТЭС 1 - расчет графиков нагрузки и определение г-го режима расчета, 2 - расчет тепловой схемы энергоблока и определение показателей тепловой экономичности, 3 - расчет показателей эксергетической экономичности функционирующих частей и в целом энергоблока, 4 - расчет надежностных показателей энергоблока, эквивалентирование энергосистемы и определение вероятного аварийного резерва, 5 - расчет математических ожиданий и дисперсий капиталовложений в агрегаты, технические системы в функционирующие части и в целом в энергоблок, 6 -расчет математических ожиданий и дисперсий интегральных затрат в функционирующие части и в целом в энергоблок, инфраструктуру (энергосистемную и экологическую), определение вероятностного значения критерия эффективности

В этой программе для рассматриваемого типа энергоблока (или эквивалентного энергоблока - для ТЭС с поперечными связями) при номинальных электрической и тепловой мощности задаются электрическая мощность А^ на г-ом режиме работы в соответствии с электрическим графиком нагрузки (среднезимним, среднелетним, минимальным, максимальным, за отопительный период, среднегодовым и т п), температура окружающего воздуха (текущая, средняя за отопительный период, среднегодовая, самого холодного месяца для данного ареала функционирования и т п), для которой (при качественном регулировании отпуска тепла) рассчитывается температурный и тепловой графики нагрузки при заданном коэффициенте теплофикации и определяется отпуск теплоты 0„, температуры прямой и обратной сетевой воды, давление пара в Т-отборе на г-ом режиме Эти операторы составляют первый блок ТЕРЬОТ

Во втором блоке формируется алгоритм и рассчитывается тепловая схема энергоблока с бинарной парогазовой установкой В этих операторах в качестве независимых параметров х,еХ (г характеризует принадлежность параметра к какой-либо функциональной части энергоблока) рассматриваются начальные и конечные параметры пара, параметры промперегрева, питательной воды, коэффициент теплофикации, степень повышения давления и начальная температура газов ГТУ Функционально зависимые параметры -у,еУ К этим параметрам в частности относятся расходы рабочих сред, температурные напоры, передаваемые тепловые потоки, концентрации загрязняющих веществ, конструктивно-компоновочные параметры элементов оборудования, массо-стоимостные характеристики, всевозможные коэффициенты и т д

Зависимости между параметрами описаны уравнениями энергетического, расходного и гидравлического балансов. Система уравнений балансов в элементах оборудования устанавливает такое соотношение между термодинамическими и расходными параметрами, которое обеспечивает получение заданной стационарной нагрузки энергоблока с определенными конструк-

12

тивными параметрами элементов и параметрами вида технологической (в том числе и тепловой) схемы энергоблока

Расчет тепловой схемы производится итерационно по отношению к расходу топлива на энергоблок

В третьем блоке TEPLOT производиться расчет показателей эксергети-ческой экономичности функционирующих частей и в целом энергоблока

В четвертом блоке TEPLOT рассчитываются надежностные показатели энергоблока и определяется аварийный резерв

В пятом блоке рассчитываются математические ожидания и дисперсии капиталовложений в агрегаты, технические системы, в функционирующие части и в целом в энергоблок

В шестом блоке TEPLOT рассчитываются математические ожидания и дисперсии интегральных затрат в функционирующие части и в целом в энергоблок, в инфраструктуру (энергосистемную и экологическую), определяются вероятностные значения критерия эффективности

В третьей главе проводится комплексный эксергетический анализ теплофикационных 111 У При эксергетическом анализе теплофикационных установок используют КПД по отпуску электроэнергии (т]лг) и теплоэксергии (tjt) При этом рассматриваются четыре технологических профиля теплофикационных ПТУ с низконапорным парогенератором (ПГУ-НПГ), с газификацией угля (ПГУ-ГФ), бинарные (БПГУ), с газовым сетевым подогревателем (ПТУ-ГСП)

Результаты анализа представлены на рис 4,5

Из этих данных следует, что ПТУ позволяет получить эксергетическую эффективность по отпуску электроэнергии в 1,1 1,5 раза выше, чем для традиционного энергоблока, а по отпуску теплоэксергии — в 1,05 1,2 раза.

1,3

uf

1,0

— □—

□ -ПГУ-НПГ ▲ -ПГУ-ГФ о - БПГУ экономической • - ПГУ-ГСП

100 150 200 AW, МВт Рис. 4. Относительный эксергетический КПД ПГУ по отпуску электроэнергии: Т1дР - КПД традиционного паротурбинного энергоблока; riw - КПД ПГУ

Т)Х

Л?

1,3 1,2 1Д

С

О \

1 is /

\

\ 4 ►

V- - г Л ' — п

100 150 200 Мтгу, МВт Рис. 5. Относительный эксергетический КПД по отпуску теплоэксергии: - КПД традиционного паротурбинного энергоблока ПГУ; % - КПД ПГУ

Л z

Л?

1,4 1,2

i ,

1 J lL it

f 1 D Ъ 9

100 150 200 ЛГПТу, МВт Рис. 6. Относительный показатель технико-

На рис. 6 представлен относительный показатель технико-эффективности для ПГУ в сравнении с традиционными теплофикационными энергоблоками в диапазоне мощности 50...250 МВт.

Из этих данных видно, что ПГУ-НПГ, ПГУ-ГФ эффективнее традиционных энергоблоков в 1,1...1,5 раза, а БПГУ в 1,5. Это обусловлено не только эксергети-ческой эффективностью ПГУ, но и меньшими затратами, обусловленными системными влияющими факторами, а также — устойчивостью схемно-параметрических решений в условиях изменения системных факторов (ценовых, инфраструктурных, экологических).

Технико-экономическая эффективность ПГУ в 1,1... 1,6 раза больше, чем для традиционного паротурбинного энергоблока, а индекс доходности составляет 5...11.

В четвертой главе выпол-

экономической эффективности ПГУ: т)ТР - для пылеугольных традиционных теплофикацион- Н6На ОЦеНКа эффективности при-ных менения ПГУ в условиях топлив-

но-энергетического баланса региона и рациональной структуры мощностей региональной энергетики

Рассмотрены 6 вариантов развития энергетики региона в условиях неопределенности поставок газа и на примере энергетики Сибири, рис 7

Рис 7 Варианты развития энергетики Сибирского федерального округа в условиях неопределенности поставок газа

Оценка ввода новых мощностей представленных вариантов выполнена в условиях различных ограничений (экологические, надежностные, по техническому водоснабжению, транспортные, инфраструктурные)

Транспортные ограничения по снабжению вновь вводимых ТЭС первичными энергоресурсами, связанные в первую очередь с доставкой угля и газа Данные ограничения (с учетом перспективы развития Российских железных дорог, и магистральных трубопроводных систем) могут быть выражены через стоимость тут первичного энергоресурса франко-бункер энергоблока в среднем по СФО Конечная стоимость тут франко-бункер энергоблока по разным оценкам может в 2030 году составлять 40 45 $/т у т в Западной Сибири (при расстоянии транспортировки угля 500 ..1000 км) и на уровне 23 . 27 $/т у т в Восточной Сибири (при транспортировке угля на 300 700 км)

Цена на газ зависит от многих факторов, по прогнозным оценкам к 2030 году будет составлять 60...70 $/1000 куб м. в Западной Сибири и на уровне 90... 115 $/1000 куб м. в Восточной Сибири.

Учет экологических, надежностных и по техническому водоснабжению ограничений приводит к увеличению капиталовложений в варианты развития энергоструктуры СФО, рис. 8.

н в "базовый" вариант

■ в резервную мощность

в природоохранные технологии

■ в системы технического водоснабжения с вентиляторными градирнями

Рис.8. Капиталовложения по вариантам развития с учетом ограничений: природоохранных, надежностных и по техническому водоснабжению

В работе рассмотрено влияние стоимости газа на себестоимость электроэнергии (рис. 9). В условиях увеличения стоимости топлива (в первую очередь - газа) происходит изменение издержек на топливо, а, следовательно, и себестоимости продукции.

10 20 30 40 50 6Й доля газа в энергобалансе, %

а) при норме амортизации 7%

£.0,40

^ 0,35

"¿0,30 с.

0,25 0,2

0

10 20 30 40 50 доля газа в энергобалансе, %

60

б) при норме амортизации 3,7%

20 30 40 50 60 доля газа в энергобалансе, %

10 20 30 40 50 60 доля газа в энергобалансе, %

в) при норме амортизации 7% г) при норме амортизации 3,7%

Рис. 9. Себестоимость электроэнергии в среднем для СФО: а, б -при соотношении цены газ/уголь - 1/1; в, г - при увеличении стоимости газа до »100 $/т.у.т

Так же показана зона равной эффективности совместного использования угля и газа в регионе (рис. 10).

2200

1,0

400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 Цена на уголь, руб./т.у.т.

Рис. 10. К определению эффективности использования топлива:

(Хам — доля амортизационных отчислений

Зона эффективности угля

ааи=9%

Представленные зависимости характеризуют те ценовые соотношения на первичные энергоресурсы, при которых становиться не принципиальным - на каком виде топлива будет обеспечиваться выработка электроэнергии При отклонении от зависимостей в большую/меньшую стороны предпочтение следует отдавать углю/газу соответственно

В то же время, вне зависимости от сценария развития, рациональная доля 111У всех (любых) типов в перспективной структуре генерации может составлять не менее 30 - 40 % от всех мощностей ТЭС, рис 11

Рис 11 Рациональная доля ПГУ всех типов от всех мощностей ТЭС в региональной энергетике в зависимости от доли газа в топливном балансе

В результате, определена рациональная перспективная структура мощностей ТЭС региональной энергетики с учетом системных ограничений при годовой поставке газа

- 11 млн т у т /год ТЭЦ БПГУ - 2,5 ГВт, ТЭЦ ПТУ на угле и газе - 19,2 ГВт, КЭС ПГУ-ГФ - 23,6 ГВт, КЭС ПТУ на угле - 3,5 ГВт,

- 41,1 млн тут /год ТЭЦ БПГУ - 15,4 ГВт, ТЭЦ ПТУ на угле и газе -6,3 ГВт, КЭС БПГУ - 4 ГВт, КЭС ПГУ-ГФ - 23,6 ГВт, КЭС ПТУ на угле-3,5 ГВт,

- 26 млн т у т /год ТЭЦ БПГУ - 10 ГВт, ТЭЦ ПГУ-ГФ - 5,4 ГВт, ТЭЦ ПТУ на угле и газе - 6,3 ГВт, КЭС ПГУ-ГФ - 27,6 ГВт, КЭС ПТУ на угле-3,5 ГВт

Основные результаты работы

1. Разработана методика оценки эффективности применения ПТУ в условиях топливно-энергетического баланса региона и системных ограничений, с использованием эксергетического анализа и определением технико-экономической эффективности при неопределенности исходной информации

2 Выполненный эксергетический анализ показал, что эксергетический КПД теплофикационных 111 У по отпуску электроэнергии в 1,1 1,5 раза и тепло-эксергии в 1,05 . 1,2 раза выше, чем для традиционных паротурбинных энергоблоков Технико-экономическая эффективность 111У с НПГ и ГФ в 1,1 1,5 раза, а бинарных ПТУ - почти в 2 раза больше, чем для традиционных энергоблоков

3 Получена оценка эффективности применения ПТУ в условиях топливно-энергетического баланса региона Рациональная доля ПТУ всех типов в перспективной структуре генерации может составлять не менее 30 — 40 % от всех мощностей ТЭС С увеличением доли газа в топливно-энергетическом балансе до 30 - 40%, доля ПТУ возрастает до 70 - 80 % в структуре генерации

4 Определена перспективная структура мощностей региональной энергетики СФО При этом показано, что ориентироваться следует (вне зависимости от доли газа в энергобалансе) на парогазовые технологии, обеспечивающие КПД не ниже 45 47 %

Совокупность полученных результатов составляет научную новизну диссертации.

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах:

1.Боруш, О. В Применение ГТУ при реконструкции НТЭЦ-4 / О В Боруш// Наука Технологии Инновации Материалы докладов всероссийской научной конференции молодых ученых в 6-и частях, часть 3. Новосибирск Изд-во НГТУ,2004 -С 46-47

2 Боруш, О. В Некоторые особенности исследования 111У двух давлений /

19

П А Щинников, О В Боруш // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты сб науч тр / под ред. Акад РАН В Е Накорякова. - Новосибирск Изд-во НГТУ, 2005 -Вып 9.-С 64-73

3 Borush, О V Power generating units high thermal efficiency of power station / О V Borush, A P Kaloshin, О К. Gngoryeva, A R Kvnvishvili, P A Schinrn-cov, G V Nozdrenko // Proceedings of the 9 Korea-Russia international symposium on science and technology, KORUS 2005, Novosibirsk, Russia, 26 June - 2 July 2005 - Novosibirsk, 2005 — P 336 - 338. [Энергоблоки тепловых электрических станций высокой тепловой экономичности]

4 Боруш, О В Исследование эффективности бинарных парогазовых установок / О В Боруш // Наука. Технологии Инновации. Материалы докладов всероссийской научной конференции молодых ученых в 7-и частях, часть 3 Новосибирск Изд-воНГТУ, 2005 -С 50-51

5 Боруш, О В Влияние термодинамических параметров на КПД бинарных парогазовых установок / О В Боруш // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты сб науч трудов / Под ред Акад РАН В Е Накорякова - Новосибирск Изд-во НГТУ, 2006 -Вып 10 - С 56-63

6 Боруш, О В Экономия топлива на ТЭС за счет применения двухконтур-ных энергоблоков / О. В Боруш, А П Калошин, А Р Квривишвили, О К Григорьева // Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности. Материалы Пятой Российской научно-технической конференции, г Ульяновск, 20-21 апреля 2006 г Том 2 - Ульяновск УлГТУ, 2006 -С 151-155

7. Боруш, О В ПТУ с преимущественным использованием твердого топлива / О В Боруш, П А Щинников, Г В Ноздренко, И В Бородихин // Известия высшех учебных заведений Проблемы энергетики Казань, 2007 — № 3 - 4 -С 13-21

8 Borush, О V Combined-cycle plant with usmg solid fuel / О V Borush, P A Schmnikov, G V Nozdrenko, I V Borodikhin // Proceedings of the Second International Forum on Strategic Technology 1FOST 2007 - 3 - 5 October, 2007,

Ulanbaatar, Mongolia - Ulanbaatar, 2007 - P 466 - 470 [111У с преимущественным использованием твердого топлива]

9 Боруш, О В Оценка технико-экономической эффективности ТЭС с учетом инфляции /ИВ Бородихин, О В Боруш, Г В Ноздренко, П А. Щинников // Энергетика и теплотехника сб науч трудов / Под ред Акад РАН В Е Накорякова. - Новосибирск Изд-во НГТУ, 2007 - Вып 11 - С. 91 - 94

10 Боруш, О В Развитие региональной энергетики с применением парогазовых установок / О В Боруш, Ю. И Шаров, П А Щинников // Научный вестник НГТУ -Новосибирск Изд-во НГТУ, 2008 -№ 1 -С 177-180

11. Borush, О V Prospects of application of combined-cycle plants in Siberian power engineering in consideration of energy budget / О V Borush, О К Gngoryeva, G V Nozdrenko, Schinnikov PA// Proceedings of the Third International Forum on Strategic Technology IFOST 2008. - 23 - 29 June, 2008, Novosibirsk - Tomsk, Russia - Novosibirsk, 2008 - P. 561 - 563 [Перспективы применения 111У в сибирской энергетике в условиях топливно-энергетического баланса]

Подписано в печать_09 08 г Формат 84x60x1/16

Бумага офсетная Тираж 100 экз Печ л 1,5 Заказ №

Отпечатано в типографии Новосибирского государственного технического университета 630092, г Новосибирск, пр К Маркса, 20

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АКТУАЛЬНОСТЬ ВВОДА ПГУ В ЭНЕРГЕТИКУ РЕГИОНА В УСЛОВИЯХ ЕГО ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО БАЛАНСА.

1.1. Состояние генерирующих мощностей ТЭС.

1.2. Структура генерирующих мощностей.

1.3. Определение потенциальной возможности топливно-ресурсной базы региона на примере Сибири.

1.4. Технологическая готовность ПГУ.

1.5. Выводы и задачи исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Оценка генерирующих мощностей ПГУ, вводимых в региональную энергетику в условиях топливно-энергетического баланса и системных ограничений.

2.2. Методические предпосылки комплексного эксергетического анализа.

2.3. Сущность подхода к комплексному эксергетическому анализу.

2.4. Выбор и обоснование критерия технико-экономической эффективности.:.

2.5. Определяющие принципы сравниваемых вариантов.

2.6. Определение составляющих критерия эффективности.

2.7. Принципы и алгоритмы вычислительного комплекса для проведения расчетов по эксергетическому анализу энергоблоков.

2.8. Выводы.

ГЛАВА 3. ЭКСЕРГЕТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПГУ.

3.1. Технологические профили теплофикационных ПГУ.

3.2. Анализ показателей эксергетической эффективности ПГУ.

3.3. Технико-экономическая эффективность ПГУ.

3.4. Выводы.

ГЛАВА 4. АНАЛИЗ РАЗВИТИЯ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ СФО С

ПРИЕМНЕНИЕМ ПТУ.

4.1. Исходные предпосылки.

4.2. Ограничения по вводу генерирующих мощностей.

4.4. Перспективная структура генерации СФО.

4.4. Оценка себестоимости продукции и устойчивость решений при изменении цен на топливо.

4.5. Выводы.

Опыт развития мировой энергетики показывает, что повышение тепловой экономичности энергоблоков возможно путем применения парогазовых технологий.

Соединение в одном теплофикационном энергоблоке газотурбинных и паротурбинных установок, работающих по высоко- и низкотемпературным циклам, позволяет повысить эффективность использования топлива и обеспечить рост КПД при работе 111'У до 60%, а теплофикационных ПГУ в конденсационном режиме до 45.50%, т.е. до уровня, недостижимого для других тепловых двигателей.

Парогазовый энергоблок улучшает и экологические характеристики, т.к. снижение удельных выбросов оксидов азота и серы по сравнению с традиционной ТЭС может достигать 50%.

Комплексные исследования ПГУ разных типов были выполнены ВТИ (Ольховский Г.Г., Березинец П.А.), МЭИ (Буров В.Д., Цанев С.В.), СГТУ (Ан-дрющенко А.И., Дубинин А.Б.), Дженерал электрик, ABB, Сименс и др. Однако, до настоящего времени не была выполнена оценка эффективности применения ПГУ в условиях топливно-энергетического баланса региона и системных ограничений. Поэтому проведение комплексного эксергетического. анализа ПГУ с учетом системных факторов и системных ограничений является актуальным.

Целью диссертации является разработка методических подходов, математической модели и методов для комплексного исследования ПГУ в условиях топливно-энергетического баланса региона.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты: 1. Методика эксергетического анализа ПГУ с определением их эксергетической и технико-экономической эффективности в региональной энергетике с учетом системных ограничений и неопределенности исходной информации.

2. Методика оценки эффективности применения ПГУ в условиях топливно-энергетического баланса региона и системных ограничений.

3. Определение рациональной структуры мощностей региональной энергетики с учетом ввода ПГУ.

Методы исследования: методология системных исследований в энергетике, математическое и компьютерное моделирование ПГУ ТЭС, методы эк-сергетического анализа и технико-экономической оптимизации в условиях неопределённости исходной информации.

Практическая значимость и использование результатов работы. Разработанная методика, методический подход, математическая модель, алгоритмы и программа расчета позволяют получать оптимальные схемно-параметрические решения по ПГУ ТЭС. Рассчитанные технико-экономические показатели ПГУ ТЭС могут служить информационной базой для обоснования рациональных областей их использования в условиях топливно-энергетических балансов регионов.

Результаты работы использованы в проектных организациях ОАО «НоТЭП», в научной организации ООО «Институт передовых исследований», в учебном процессе - в НГТУ при подготовке инженеров по специальности 140101 — «Тепловые электрические станции».

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обосновывается использованием методики технико-экономических и эксергетиче-ских системных исследований, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, теплопередачи, теории надёжности. Математические модели и компьютерное моделирование ПГУ ТЭС базируются на методах, апробированных и хорошо себя зарекомендовавших на решении ряда других задач подобного класса.

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались на: 9-й Российско-Корейской международной конференции «KORUS — 2005» г. Новосибирск, НГТУ); на втором международном форуме стратегических технологий «IFOST - 2007» (Монголия, г. Улан-Батор), на третьем международном форуме стратегических технологий «IFOST — 2008» (г. Новосибирск, НГТУ); Всероссийских научных конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Наука. Технологии. Инновации.» НТИ-2004, НТИ-2005, НТИ-2006 (г. Новосибирск); пятой Российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» (г. Ульяновск, 2006 г.); в рамках научных сессий НГТУ и расширенного семинара кафедры ТЭС НГТУ.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 11 печатных работ, из них: 2 статьи в журналах, входящих в перечень изданий, рекомендованных ВАК РФ, 2 - в сборниках научных трудов, 7 — в сборниках трудов конференций.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы и приложения. Основной текст изложен на 153 страницах, содержит 77 рисунков, 19 таблиц.

4.5. Выводы

1. Получена оценка эффективности применения ПГУ в условиях топливно-энергетического баланса региона и рациональной структуры мощностей региональной энергетики с учетом системных ограничений. Показано, что перспективный расход органического топлива СФО может составить ~ 80. 110 млн. т у.т. При этом следует ориентироваться (вне зависимости от доли газа в энергобалансе) на парогазовые технологии, обеспечивающие КПД не ниже 45.47%.

2. Определена рациональная перспективная структура мощностей ТЭС региональной энергетики с учетом системных ограничений.

3. Зона эффективного использования газа в энергобалансе находится при соотношении цены газ/уголь 1,5. 1,6 (для коэффициента амортизации 0^=3,7 %) и 1,8.2 (для аш=7 %). Заемный капитал на развитие региональной энергетики может быть возвращен в срок до 5-ти лет при ставке дисконтирования 7%, банковском проценте 2 % и уровне инфляции 5 %.

4. Рациональная доля ПГУ всех типов в перспективной структуре генерации может составлять не менее 30 — 40 % от всех мощностей ТЭС. С увеличением доли газа в топливно-энергетическом балансе до 30 — 40%, доля ПГУ возрастает до 70 - 80 % в структуре генерации.

5. Применение бинарных ПГУ на газе следует считать перспективным при соотношении цен газ/уголь меньше, чем 1,4.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации содержится решение задачи, заключающейся в оценке эффективности применения парогазовых установок в условиях топливно-энергетического баланса региона на примере Сибири.

В соответствии со стратегией развития энергетики России до 2030 г. необходимо удвоить выработку электроэнергии. В этом случае для Сибирского федерального округа (СФО) региональная выработка электроэнергии составит около 370 млрд. кВт-ч/год, что соответствует 75 ГВт установленной мощности. При этом необходимо учитывать, что в регионе эксплуатируется 53 % изношенного оборудования ТЭС, подлежащего демонтажу. Кроме того, потенциал угля в рамках перспективного топливно-энергетического баланса СФО соответствует 185 ГВт установленной мощности, а потенциал газа может обеспечить от 2 до 20 ГВт установленной мощности.

В связи с этим эффективное использование газа в энергетике региона может быть обеспечено на базе ввода ПГУ. Однако до настоящего времени не была выполнена оценка эффективности применения ПГУ в условиях топливно-энергетического баланса региона и системных ограничений. А также не производился эксергетический анализ теплофикационных ПГУ, что не позволяло строго оценить их эффективность в региональной энергетике. Для решения поставленной задачи в диссертации:

1. Разработана методика оценки эффективности применения ПГУ в условиях топливно-энергетического баланса региона и системных ограничений, с использованием эксергетического анализа и определением эксерго-технико-экономической эффективности при неопределенности исходной информации.

2. Выполненный эксергетический анализ показал, что: эксергетический КПД теплофикационных ПГУ по отпуску электроэнергии в 1,1 .1,5 раза и теплоэксергии в 1,05. 1,2 раза выше, чем для традиционных паротурбинных энергоблоков; технико-экономическая эффективность ПГУ с Hill и ГФ в 1,1.1,5 раза, а бинарных ПГУ - почти в 2 раза больше, чем для традиционных энергоблоков; этом структурный эксергетический коэффициент ПГУ в 1,05.1,15 раза больше, чем для традиционных энергоблоков; и эксергетические удельные затраты на отпускаемую от ПГУ эксергию на 20.50 % меньше, чем для традиционного Т-энергоблока; в удельные капиталовложения в ПГУ составляют в среднем 0,8 от удельных капиталовложений в традиционный Т-энергоблок; а индекс доходности составляет 5. 11.

3. Показано, что перспективный расход органического топлива СФО может составить 80 — 110 млн. т.у.т. При этом следует ориентироваться (вне зависимости от доли газа в энергобалансе) на парогазовые технологии, обеспечивающие КПД не ниже 45. .47 %.

4. Получена оценка эффективности применения ПГУ в условиях топливно-энергетического баланса региона. Рациональная доля ПГУ всех типов в перспективной структуре генерации может составлять не менее 30 - 40 % от всех мощностей ТЭС. С увеличением доли газа в топливно-энергетическом балансе до 30 — 40%, доля ПГУ возрастает до 70 — 80 % в структуре генерации. При этом применение бинарных ПГУ на газе следует считать перспективным при соотношении цен газ/уголь меньше, чем 1,4. А также определена рациональная перспективная структура мощностей ТЭС региональной энергетики с учетом системных ограничений при годовой поставке газа:

- 11 млн. т у.т./год: ТЭЦ БПГУ - 2,5 ГВт, ТЭЦ ПТУ на угле и газе - 19,2 ГВт, КЭС ПГУ-ГФ - 23,6 ГВт, КЭС ПТУ на угле - 3,5 ГВт;

- 41,1 млн. т у.т./год: ТЭЦ БПГУ - 15,4 ГВт, ТЭЦ ПТУ на угле и газе - 6,3 ГВт, КЭС БПГУ - 4 ГВт, КЭС ПГУ-ГФ - 23,6 ГВт, КЭС ПТУ на угле - 3,5 ГВт;

- 26 млн. т у.т./год: ТЭЦ БПГУ - 10 ГВт, ТЭЦ ПГУ-ГФ - 5,4 ГВт, ТЭЦ ПТУ на угле и газе - 6,3 ГВт, КЭС ПГУ-ГФ - 27,6 ГВт, КЭС ПТУ на угле - 3,5 ГВт.

1. Андрющенко, А. И. Комбинирование теплофикационных систем — способ повышения экономичности и надежности теплоснабжения / А. И. Андрющенко // Энергетика. Изв. Вузов СНГ. - 1995. - № 1 - 3. - С. 12 - 14.

2. Андрющенко, А. И. Комбинированные системы энергоснабжения / А. И. Андрющенко // Теплоэнергетика. — 1997. — № 5. — С. 2 — 6.

3. Андрющенко, А. И. Новые высокоэффективные системы теплоснабжения / А. И. Андрющенко // Материалы межвузовского научного семинара по проблемам теплоэнергетики : сб. науч. тр. Саратов : СГТУ. - 1996. — С. 19 -21.

4. Андрющенко, А. И. Проблемы развития энергетики России / А. И. Андрющенко // Проблемы повышения эффективности и надежности систем тепло-энергоснабжения : сб. науч. тр. Саратов - Самара : СГТУ. — 1999.—С.З — 6.

5. Андрющенко, А. И. Термодинамические расчеты оптимальных параметров тепловых электростанций / А. И. Андрющенко. — М. : ВШ, 1963. — 230 с.

6. Андрющенко, А. И. Экономия топлива от применения теплонасосных установок в системах теплоснабжения / А. И. Андрющенко // Вопросы совершенствования региональных энергетических систем и комплексов: сб. науч. тр. Саратов.: СГТУ. - 1999. - С. 4 - 9.

7. Аникеев, А. В. К вопросу развития энергетики России: потребность в специалистах-энергетиках / А. В. Аникеев // Энергетическая политика. — 2003. -Вып. 1.-С. 79-85.

8. Бабий, В. И. Перспективы и проблемы сооружения энергетических ПГУ на твердом топливе / В. И. Бабий // Теплообмен в парогенераторах : сб. конф. Новосибирск, 1998. - С. 10 - 35.

9. Безруких, П. П. Атлас ветров России / П. П. Безруких, JI. Ландберг, А. Н. Старков // Электрические станции. 2001. - № 6. - С. 51 - 54.

10. Белов, В. Д. О путях стабилизации финансового положения в топливно-энергетическом комплексе / Белов В. Д., Сляднев С. JI. // Энергетик. — 1997. — № 3. С. 4 — 6.

11. Боруш, О. В. Исследование эффективности бинарных парогазовых установок / О. В. Боруш // Наука. Технологии. Инновации. Материалы докладов всероссийской научной конференции молодых ученых в 7-и частях, часть 3. Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2005. С. 50 — 51

12. Боруш, О. В. ПГУ с преимущественным использованием твердого топлива / О. В. Боруш, П. А. Щинников, Г. В. Ноздренко, И. В. Бородихин // Известия высшех учебных заведений. Проблемы энергетики: Казань, 2007.-№3-4.-С. 13-21.

13. Боруш, О. В. Применение ГТУ при реконструкции НТЭЦ-4 / О. В. Боруш // Наука. Технологии. Инновации. Материалы докладов всероссийской научной конференции молодых ученых в 6-и частях, часть 3. Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2004. С. 46 - 47.

14. Боруш, О. В. Развитие региональной энергетики с применением парогазовых установок / О. В. Боруш, Ю. И. Шаров, П. А. Щинников // Научный вестник НГТУ. — Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2008. — № 1. — С. 177-180.

15. Бродский, Ю. Н. Очистка дымовых газов от диоксида серы магнезитовым методом / Ю. Н. Бродский, P. JI. Шкляр // Электрические станции. — 1993.-№4.-С. 32-37.

16. Бродянский, В. М. Эксергетический метод термодинамического анализа / В. М. Бродянский. — М. : Энергия, 1973. 296 с.

17. Вихрев, Ю. В. Очистка дымовых газов на тепловых электростанциях США / Ю. В. Вихрев // Энергетика за рубежом приложение к журналу "Энергетик". 2005.- № 1.- С. 20 - 24.

18. Водоугольные суспензии в теплоэнергетике / А. П. Бурдуков и др. // Теплофизика и теплоэнергетика: сб. науч. тр. Новосибирск : ИТФ СО РАН, 2000.-С. 111-124.

19. Вольберг, Д. Б. Основные тенденции в развитии энергетики мира / Д. Б. Вольберг // Теплоэнергетика. 1995. - № 9. - С. 5 - 12.

20. Гвоздев, Д. Б. Проблемы управления функционировнаием ГЭС Сибири в новых экономических условиях / Д. Б. Гвоздев, А. П. Курбатов // Электрические станции. 2004. — № 3. — С. 62 — 68.

21. Гвоздев, Д. Б. Разработка модели конкурентного рынка ОЭС Сибири / Д. Б. Гвоздев // Электрические станции. 2004. - № 11. - С. 9 - 14.

22. Гительман, Л. Д. Энергетический бизнес: учеб. пособие / JI. Д. Гитель-ман, Б. Е. Ратников. — М.: Изд-во «Дело», 2006. — 600 с.

23. Децентрализованное комбинированное производство тепла и электроэнергии в Дании // SAVE Copenhagen, nov., 1993. — 56 с.

24. Длугосельский, В. И. Эффективность использования в теплофикации газотурбинных и парогазовых технологий / В. И. Длугосельский, А. С. Земцов // Теплоэнергетика. — 2000.— № 12. — С. 3 — 6.

25. Доброхотов, В. И. Энергосбережение — важнейшее направление новой энергетической политики России / В. И. Доброхотов // Теплоэнергетика.- 1993.-№ 4.-С. 2-5.

26. Дыбан, Е. П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики. Часть I. Энергетические газотурбинные установки / Е. П. Дыбан // Промышленная теплотехника. — 1994. -№ 1.-С. 66-83.

27. Дьяков, А. Ф. Перспективы использования угля в энергетике России / А. Ф. Дьяков // Энергетик. 1997. -№ 3. - С. 2 - 4.

28. Зегер, К. Е. Совершенствование сероочистки дымовых газов на ТЭС за рубежом / К. Е. Зегер // Энергохозяйство за рубежом. 1992. — № 4. -С. 12- 17.

29. Капица, П. А. Эксперимент, теория, практика / П. А.Капица. — Статьи, выступления. Издание 3, дополненное. М.: Наука, 1981. - 495 с.

30. Киотский протокол: политика и практика // Бизнес. Международный журнал : специальный выпуск, 2003. — 96 с.

31. Климатические изменения: взгляд из России / Под ред. В. И. Данилов-Данильян. М.: ТЕИС, 2003. - 416 с.

32. Ковылянский, Я. А. Перспективы роста теплопотребления в России и возможные варианты размещения производств теплопроводов новых конструкций / Я. А. Ковылянский, Г. X. Умеркин // Теплоэнергетика. — 1998.4. — С. 13-15.

33. Кокорин, А. О. Изменение климата и Киотский протокол — реалии и практические возможности / А. О. Кокорин, И. Г. Грицевич, Г. В. Сафонов. — М.: 2004.-64 с.

34. Композитное топливо как один из способов эффективного использования низкосортных топлив / Ю.В. Овчинников и др. // Экологически перспективные системы и технологии. Ресурсосбережение. — Новосибирск : НГТУ, 2000. Вып. 4. - С. 22 - 26.

35. Кононов, Ю. Д. Зависимость рационального экспорта российского газа от конъюнктуры на мировых энергетических рынках / Ю. Д. Кононов // Энергетическая политика. 2003. — Вып. 1. — С. 23 — 26.

36. Корякин, Ю. И. Камо грядеши, энергетика / Ю. И. Корякин // Энергия. — 1999.-№6.-С. 3-8.

37. Костюк, Р. И. Разработка теплофикационных бинарных парогазовых установок и исследование технологии их эксплуатации (на примере ПГУ-450Т Северно-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге) : автореф. дис. . канд. техн. наук / Р. И. Костюк М., 1998. - 63 с.

38. Котлер, В. Р. Перспективные разработки использования угля в энергетике США / В. Р. Котлер // Энергетика за рубежом приложение к журналу "Энергетик". 2000. - Спец. выпуск. - С. 47 - 53.

39. Котлер, В. Р. Уголь и его роль в мировой электроэнергетике / В. Р. Котлер // Электрические станции. 1999. — № 4. — С. 67 — 70.

40. Котлер, В. Р. Экологически чистое использование угля на электростанциях (опыт энергетиков США) / В. Р. Котлер // Энергетика за рубежом приложение к журналу "Энергетик". — 2001. № 3. — С. 21 - 34.

41. Кружилин, Г. Н. К вопросу о перспективе плазменной газификации низкосортных топлив / Г. Н. Кружилин, Г. Н. Худяков, П. А. Целищев // Химия твердого топлива, 1983. — № 2. — С. 88 — 90.

42. Кружилин, Г. Н. Плазменная газификация углей / Г. Н. Кружилин // Вестник АН СССР, 1980. № 12. - С. 69 - 79.

43. Кузнецов, В. Северо-Западная ТЭЦ — первенец нового поколения отечественных электростанций / В. Кузнецов // Электрические станции. — 2001.-№2.-С. 3-6.

44. Лапин, В. И. Объединенная энергетическая система Сибири — этапы и проблемы развития в новых экономических условиях / В. И. Лапин, Д. Б. Гвоздев, А. П. Курбатов // Электрические станции. — 2004. — № 11. -С.3-9.

45. Макаров, А. А. Методы исследования и оптимизации энергетического хозяйства / А. А. Макаров, JI. А. Мелентьев. — Новосибирск, 1973. — 274 с.

46. Макаров, В. М. Концепция энергетической стратегии Новосибирской области на период до 2010 года / В. М. Макаров, Т. А. Шибаева. — Новосибирск : Сибэнергопроект, 1998. — 115 с.

47. Мелентьев, Л. А. Системные исследования в энергетике / JI. А. Мелентьев. — М. : Наука, 1983. — 455 с.

48. Мелентьев, Л. А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики / JL А. Мелентьев. — М. : Высшая школа, 1976. — 336 с.

49. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (Вторая редакция) / Под ред. В. В. Коссов, В. Н. Лившиц, А. Г. Шахназаров — М.: Экономика, 2000. — 422 с.

50. Методы повышения эффективности и обеспечение надежности систем теплоэнергоснабжения / А. Ф. Печников и др. // Проблемы повышения эффективности и надежности систем теплоэнергоснабжения: сб. науч. тр. Саратов. : СГТУ, 1999. - С. 89 - 91.

51. Минимизация выбросов окислов азота комбинированными энергетическими установками на базе ГТУ малой мощности / П. В. Росляков и др. // Теплоэнергетика. 1993. - № 7. - С. 49 - 54.

52. Мировая энергетика и переход к устойчивому развитию / Л.С. Беляев и др. Новосибирск : Наука, 2000. — 269 с.

53. Мировой опыт и перспективы внедрения парогазовых и газотурбинных технологий в теплоэнергетику России на основе возможностей отечественного машиностроения / О. Н. Фаворский и др. // Теплоэнергетика. -2007.-№9.-С. 46-51.

54. Молодцов, С. Д. Электроэнергетика мира в 90-х годах / С. Д. Молодцов // Электрические станции. 1999. - № 5. - С. 58 - 67.

55. Монакова, Т. И. Анализ схемы использования сбросной теплоты ТЭС методом сравнения потерь эксергии / Т. И. Монакова // Теплоэнергетика. 1984.-№9.-С. 35-37.

56. Надежность ТЭС / Г. В. Ноздренко и др. — Новосибирск : НГТУ, 1999. -63 с.

57. Накоряков В. Е. О проекте реструктуризации российской энергетики /

58. B. Е. Накоряков //Энергетическая политика. 2003. - Вып. 1. - С.54 - 60.

59. Некоторые особенности режимов эксплуатации головного энергоблока ПГУ-450Т / Р. И. Костюк и др. // Теплоэнергетика. 2002. - № 9.1. C.6-11.

60. Нетрадиционная энергетика — возобновляемые источники, использование биомассы, термохимическая подготовка, экологическая безопасность: уч. пособие / JI. И. Пугач, Ф. А. Серант, Д. Ф. Серант. — Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2006. 347 с.

61. Николаев, Ю.Е. Эффективность различныхисточников энергоснабжения для покрытия малых тепловых нагрузок / Ю. Е. Николаев // Проблемы повышения эффективности и надежности систем теплоэнергоснабжения: сб. науч. тр. Саратов. : СГТУ, 1999. - С. 35 - 38.

62. Новая энергетическая политика России. М. : Энергоатомиздат, 1995. — 125 с.

63. Ноздренко, Г. В. Экологически перспективные энергоблоки электростанций / Г. В. Ноздренко, В. В. Зыков // Новосибирск : НГТУ, 1996. 85 с.

64. Ноздренко, Г. В. Эффективность применения в энергетике КАТЭКа экологически перспективных энерготехнологических блоков электростанций с новыми технологиями использования угля / Г. В. Ноздренко. — Новосибирск : НЭТИ, 1992. 249 с.

65. Носков, А. С. Природоохранные технологии на ТЭС и АЭС. Ч. 1. Защита атмосферы от вредных выбросов ТЭС и АЭС: уч. пособие / А. С. Носков, 3. П. Пай, В. В. Саломатов. Новосибирск : Изд-во НГТУ, 1998. - 203 с.

66. О совершенствовании взаимодействия производителей и потребителей энергии при согласовании их интересов / Р. 3. Аминов и др. // Теплоэнергетика. 1999. - № 4. - С. 32 - 35.

67. Обзор загрязнения природной среды в Российской федерации за 2002 г. — М.: Росгидромет, 2003. 295 с.

68. Обзор современных методов очистки дымовых газов от окислов серы и утилизации образующихся отходов. — М. : ОРГРЭС, 1993. — 71 с.

69. Образцов, С. В. Электроэнергетика России в 1998 году. Основные итоги / С. В.Образцов, В. И. Эдельман // Электрические станции. — 1999. — № 5. С. 2 - 9.

70. Огуречников, JI.A. Обоснование направлений развития низкотемпературных энергосберегающих технологий: автореф. дис. докт. техн. наук / JI. А. Огуречников. Новосибирск, 1999. - 36 с.

71. Ольховский, Г. Г. Пути развития мировой энергетики / Г. Г. Ольховский // Электрические станции. — 1999. № 6. - С. 10-18.

72. Ольховский, Г. Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1999 - № 1. - С. 71 — 80.

73. Ольховский, Г. Г. Масштабы и особенности применения газотурбинных и парогазовых установок за рубежом / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2002. - № 9. - С. 72 - 77.

74. Ольховский, Г. Г. Перспективные технологии для техперевооружения ТЭС / Г. Г. Ольховский. — Москва. 47 с.

75. Ольховский, Г. Г. Разработка перспективных ГТУ в США / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1996. - № 6. - С. 23 - 28.

76. Ольховский, Г. Г. Совершенствование технологий комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ России / Г. Г. Ольховский // Энергетик. 2004 - № 8. - С. 2 - 4.

77. Определение экономической эффективности реконструкции ТЭЦ / И. А. Смирнов и др. // Теплоэнергетика. — 1999. № 4. — С. 7 - 13.

78. Опыт создания теплофикационного парогазового энергоблока ПГУ— 450Т Северо-Западной ТЭЦ / Р. И. Костюк и др. // Теплоэнергетика. -1999.-№ 1.-С. 10-14.

79. Основные направления стратегии топливообеспечения тепловых электростанций различными видами топливных ресурсов / Ю. Е. Долин и др. // Энергетическая политика. 2003. — Вып. 1. — С. 67 — 79.

80. Пангрсава, Е. Биомасса источник топлива и энергетики / Е. Панцхава,

81. B. Пожарнов, Н. Кошкин // Энергия. 2002. - № 9. - С. 21 - 25.

82. Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики / В. Н. Масленников и др. / Под ред.

83. C. А. Христиановича. — М., 1983. — 264 с.

84. Перспектива применения газовых турбин в энергетике // Теплоэнергетика. 1993. - С. 2 - 9.

85. Перспективные технологии теплоснабжения / В. Г. Томилов и др. // Экологически перспективные системы и технологии. Ресурсосбережение: сб. науч. тр. Новосибирск : НГТУ, 2000. - Вып. 4. - С. 17 - 21.

86. Перспективы использования угля в электроэнергетике России // Электрические станции. — 2004. № 12. - С. 2 - 19.

87. Перспективы развития электроэнергетики России в XXI веке и выбросы парниковых газов / Б. Г. Санеев // Энергетическая политика. — 2003. -Вып.1. — С. 5 12.

88. Петин, Ю. М Тепловые насосы / Ю. М. Петин, В. Е. Накоряков // Проблемы энергосбережения и рационального использования энергоресурсов в сибирском регионе: сб. науч. докл. — Новосибирск, 1999. — С. 54-64.

89. Петрушкин, А. В. Эффективность комбинированных систем теплоснабжения: автореф. дис. . канд. техн. наук / А. В. Петрушкин, — Саратов, 1998.-18 с.

90. Печников, А. Ф. Методики расчета экономии топлива в комбинированных системах теплоснабжения / А. Ф. Печников, Е. А. Ларин // Вопросы совершенствования региональных энергетических систем и комплексов: сб. науч. тр. Саратов.: СГТУ, 1999. - С. 103 - 110.

91. Пилотная установка газификации угля в кипящем слое ТФР-300. Описание и экспериментальные возможности / В. М. Батенин и др. // Теплоэнергетика. 1995. - № 5. - С. 39 - 45.

92. Плакиткин, Ю. А. Закономерности развития мировой энергетики и их влияние на энергетику России / Ю. А. Плакиткин. — М. : «ИАЦ Энергия», 2006. 56 с.

93. Повышение экологической эффективности ТЭС при поэтапном совершенствовании ПГУ с газификацией угля / Е. Н. Прутковский и др. // Теплоэнергетика. — 1997. — № 9. С. 50 - 56.

94. Попырин, JI. С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок / JI. С. Попырин — М. : Энергия, 1978. — 416 с.

95. Порочкин, Е. М. Внутренние водные пути СССР. Справочник / Е. М. По-рочкин, А. Ю. Зарбаилов. М.: Транспорт, 1975. - 432 с.

96. Проблемы газификации и развития энергетики в восточных регионах России и Китая / А. М. Карасевич и др. // Энергетическая политика. — 2003.-Вып. 1.-С. 12-23.

97. Прогнозирование массостоимостных показателей паровых турбин на предпроектных исследованиях и ранних стадиях проектирования / Н. Г. Буланов и др. // Энергомашиностроение. 1980. — № 3.-С.36 - 38.

98. Прузнер, С. JI. Экономика энергетики СССР / С. JI. Прузнер, А. Н. Зла-топольский, А. М. Некрасов. М. : Высшая школа, 1978. - 471 с.

99. Пугач, Л. И. Проблемы рационального использования канско-ачинских углей на ТЭС / JI. И. Пугач Новосибирск : НЭТИ, 1992. - 215 с.

100. Пугач, Л. И. Развитие теплофикации в рыночных условиях / JI. И. Пугач, Г. В. Ноздренко // Экологически перспективные системы и технологии: сб. науч. тр. Новосибирск : Изд-во НГТУ, 1999. - Вып. 3. - С. 44 - 48.

101. Пугач, Л. И. Энергетика и экология / JI. И. Пугач. — Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2003. 504 с.

102. Разработка и экспериментальная проверка новой технологии и оборудования экологически чистой ТЭС на канско-ачинских углях / М. С. Пронин и др. // Теплоэнергетика. 1995. - № 2. - С. 13 — 16.

103. Репродуктивное здоровье как объективный показатель медико-экологического мониторинга. Охрана атмосферного воздуха / Н. И. Лат-шиевская и др. СПб.-М. : НИИатмосферы, 1999. - С. 62 - 65.

104. Россия и Киотский протокол: проблемы и возможности / Под ред. А. Корппоо, Ж. Карас, М. Граб М.: WWF России, 2006 - 176 с.

105. Рыжкин, В. Я. Тепловые электрические станции / В. Я. Рыжкин. — М. : Энергия, 1983. 446 с.

106. Саламов, А. А. Удельные капитальные затраты на сооружение ТЭС за рубежом / А. А. Саламов // Теплоэнергетика. — 1997. № 2. — С. 76 — 79.

107. Саламов, А. А. Энергетическая мозаика / А. А. Саламов // Энергетика за рубежом приложение к журналу "Энергетик". — 2005. — № 1 — С. 49 56.

108. Санитарная очистка и уборка населенных мест : Справочник / А. Н. Мирный и др. / Под ред. А. Н. Мирного. 2-е изд. - М. : Стройиздат, 1990.-413 с.

109. Степанов В. С. Анализ энергетического совершенства технологических процессов / В. С. Степанов. Новосибирск, 1984. - 273 с.

110. Структурные сценарии развития электроэнергетики Российской Федерации на перспективу до 2007 года. Москва: Институт стратегического развития ТЭК. - 2003. - 48 с.

111. Таймырский экорегион / Серия «Климатические паспорта экорегионов». Вып. 4 - М., 2003. - 25 с.

112. Теплогидравлический расчет котла. ТРАКТ 1.1. Подольск : Ко-3 ЗИО «Союзтехэнерго». — Сибтехэнерго, 1994. — 43 с.

113. Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы. Справочник / Под общей ред. В.А.Гргорьева и В.М.Зорина. М.: Энергеия, 1980. — 528 с.

114. Технико-экономические основы выбора параметров конденсационных электрических станций / С. Я. Белинский, В. Я. Гиршфельд, А. М. Князев / Под ред. JI. С. Стремана. М., 1970. — 280 с.

115. Топливно-энергетические ресурсы России и сценарии выхода страны из экономического кризиса / Н. П. Лаверов и др. — Москва: ИНЭС, 2000. — 28 с.

116. Трайбус, М. Термоэкономическое проектирование при условии переменной структуры стоимости / М. Трайбус, Р. Эванс // Эксергетический метод и его приложения: сб. тр. — М., 1967. — С. 202 — 232.

117. Федяев, А. В. Технико-экономические особенности развития теплоснабжающих систем в небольших городах Сибири / А. В. Федяев, О. Н. Фе-дяева, 3. А. Илькевич // Теплоэнергетика. — 1999. — № 4. — С. 19 — 24.

118. Франк, М. И. Выбор рациональной стратегии развития автономных энергосистем: автореф. дис. . кан. техн. наук / М. И. Франк. Иркутск, 1999.-23 с.

119. Хлебалин, Ю. М. Пути повышения экономичности и конкурентоспособности паротурбинных ТЭЦ / Ю. М. Хлебалин // Вестник СГТУ. Саратов : СГТУ, 2004. - С. 115 - 120.

120. Хоффман Е. Энерготехнологическое использование угля / Е. Хоффман. — М. : Энергоатомиздат, 1983. 328 С.

121. Хрипев, JI. С. Основные направления и эффективность развития теплофикации / JL С. Хрилев // Теплоэнергетика. 1998. - № 4. - С. 2 — 12.

122. Хромов, Е. Г. Проблемы обеспечения энергобезопасности Новосибирской области с учетом состояния и перспектив развития ТЭК территории и Сибири / Е. Г. Хромов, Т. А. Шибаева. — Новосибирск, Сибэнергопро-ект. 2000. - 27 с.

123. Шаргут, Я. Эксергия / Я. Шаргуг, Р. Петела. М., 1968. - 279 с.

124. Щинников, П. А. Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями / П. А. Щинников и др. — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. — 528 с.

125. Щинников, П. А. Некоторые экологические проблемы, возникающие при работе ТЭС, и возможные пути их решения: уч. пособие / П. А. Щинников. Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2006. - 48 с.

126. Эделъман В. И. Определение соотношения стоимости электроэнергии и цен на различные виды топливных ресурсов / В. И. Эдельман, Е. Р. Гов-сиевич // Энергетик. 1998. - № 7. - С. 12 - 14.

127. Электроэнергия из органических топлив / В. И. Горин и др. // Теплоэнергетика. 1993. - № 6. - С. 12 - 22.

128. Энергетика России. Стратегия развития. (Научное обоснование энергетической политики). М.: ГУ ИЭС Минэнерго России, 2003. - 800 с.

129. Энергетика XXI века: системы энергетики и управления ими. / С. В. Подковальников и др. / Отв. ред. Н. И. Воропай. Новосибирск : Наука, 2004.-364 с.

130. Энергетика XXI века: условия развития, технологии, прогнозы / JI. С. Беляев и др. / Отв. ред. Н. И. Воропай. Новосибирск : Наука, 2004. -386 с.

131. Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. (Основные положения). М. : ГУ ИЭС Минэнерго России, 2003. - 30 с.

132. Энергетическое топливо СССР: (ископаемые угли, горючие сланцы, торф, мазут и горючий газ). Справочник / Н. И. Матвеева и др. — М. : Энергия, 1979. 128 с.

133. Энергосберегающие и нетрадиционные технологии производства электроэнергии / А. И. Леонтьев и др. // Теплоэнергетика. 1999. - № 4. — С. 2-6.

134. Adlhoch, W. Das Rheinbraun HTW — Kohlevergasungsverfahren / W. Adl-hoch, J. Keller, P. Herbert // Kohlevergas. Vortr. VGB-konf. Dortmunt, 1991.-S. 61-76.

135. Aizawa, Z. Optimization of an Advanced Combined Cycle and it s Application to the Yokohama Thermal Power Station №7 and №8 Groups / Z. Aizawa, W. Carberg // ASME Paper. 92 GT - 3 51.

136. Balling, L. Innovative combined cycling duty and mid merit operation / L. Balling, J. Bruckner, M. Frannkle. Power generation, April, 2003. - 14 p.

137. Bergmann, D. Buggenum. Kohlegas-Kraftwerk Buggenum Technische Be-sonderheiten des Turbosatzes / D. Bergmann, B. Schetter // VGB Kraftwerk-sechn, 1994. Vol. 74, - № 6. - S. 532 - 536.

138. Borrill, P. A. Coal gasification — clean energy for the future / P. A. Borrill, K. R. Wild // Gasification Engineering and Managers. 1986. - Vol. 27. — № 1. -P.6-11.

139. Busschen, I. A. Integrated coal gasification combined cycle (ICGCC) demonstration project Buggenum / I. A. Busschen, I. H. Winter // Kohlevergasung. Vortr. VGB-konf. Dortmund, 1991. - S. 268 - 284.

140. Clean coal backs advanced PCFB at Culvert City // Mod. Power Syst. 1993. -Vol. 13.-№ 11.-P. 33-36.

141. Clean Coal Technologies Seminar // Energy Rept. 1995. - Vol. 22. - № 6. -P. 9.

142. Cohn, A. L. The integrated gasification combined cycle power plant — power from coal with minimum environmental problems an American view / A. L. Cohn // Energy world. 1986. - № 142. - P. 5 - 12.

143. Development of a pressurized fluidized bed gasifier for use in an advanced coal-fired power generation system / J. J. Gale at al. // Kohlevergas. Vortr. VGB-konf. Dortmund, 1991. - S. 223 - 234.

144. Gerstbrein, E. O. Commercial implementation of the proven Texaco gasification process for power generation / E. O. Gerstbrein, W. R. Guenther // Koh-levergasung. Vortr. VGB-konf. Dortmund, 1991. - S. 120 - 135.

145. Gerstbrien, E. O. Latest developments and performance of texaco coal gasification process for electric power plants / E. O. Gerstbrein // Intern. Heat. — 1986.-Vol. 53.-№ 11.-p. 40-43.

146. Grosmann, U. Thermodynamisce und wirtschaftliche Bewertung bivalenter Heizsysteme / U. Grosmann. — Hannover, Univ., 1985. — 155 P.

147. GSR-Flugstromvergasung: Entwicklungsstand, Betriebserfahrungen und An-wendungsmoglichkeiten / M. Schingnitz at al. // Kohlevergas. Vortr. VGB-konf. Dortmund, 1991. - S. 77 - 91.

148. Heizgas aus Braunkohle — Kohle Vergasungsaulage offiziell in Betrieb // Saint und Heizungstechn. - 1986. - Vol. 51. - No 11. - S. 614 - 615.

149. Holt, N. Coal gasification power plants. The road to future coal fired generation / N. Holt, M. Epstein I I Kohlevergasung. Vortr. VGB-konf. — Dortmund, 1991. -S. 50-60.

150. Horvath, A. The development of a simplified U-gas based IGCC process / A. Horvath, W. Mojtahedi, K. Salo // Kohlevergas.Vortr. VGB-konf. Dortmund, 1991. -S. 283-295.

151. Integrated Gasification Combined Cycle Technology in the UK. I IA Study of a 300 MWe Power Plant. / Contractor Report Coal R005, march. 1992. -12 p.

152. Kohledruckvergasung. Kerstuck eines neuen Kraftwerk-typs // Techn. Rdsch. -1987.-Vol. 79.-№ 13.-S. 90-91.

153. Kohlevergasung im Aufwind. // Energie. 1994. - Vol. 46. - No 6. - S. 40 -43.

154. Lescrauwaet, Y. Turbines at cycles thermodynamic. Theme C: Cycles combines / Y. Lescrauwaet I I Proc. 9 International Conference Modify Power Station, 1985.-Liege.-P. 305-344.

155. Marqueen, T. Coal gasification combined cycle systems — technical horizonts / T. Marqueen, D. Carbone, J. Ligammari // Proc. American Power Conference. Chicago, 1986. - Vol. 48. - P. 235 - 241.

156. Menapace, W. Combined-cycle power plant concepts meeting the dermand for operational flexibility / W. Menapace, M. Frannkle, B. Rukes // Power Generation. — April, 2003. — 17 p.

157. Miiller, R. Kohlevergasungsverfahren. Ahwendung in Kombinierten Gas- und Dampfturbinen Prozessen / R. Miiller // Energiewirt Tagesfragen. — 1987. — № 3. - S. 238-244.

158. Miiller, R. Kombi-Kraftwerk mit Kohlevergasung/Baubarkeitsstudie fur eine Prototypanlage / R. Miiller, U. Schiffers, G. Baumgartel // Kohlevergasung. Vortr. VGB-konf. Dortmund, 1991. - S. 148 - 167.

159. Olkhovskiy, G.G. Combined cycle plants a way to efficient power generation / G.G. Olkhovskiy // 15th Congr. World Energy Couns. - Madrid, 1992. -Div. 3.2.1. - P. 121-140.

160. Plumley, D. R. Integrated coal gasification combined cycles / D. R. Plumley, В. H. Thompson, H. E. Vierrath // 9 Intern. Conf. Mod. Power Station, 1985. — 40.-Pt. l.-P. 1-8.

161. Prenflo-Demonstrationsanlage in Furstenhausen offiziell in Betrieb fenom-men // TIZ-Fachber. 1987. - Vol. 111. - № 1. - S. 5.

162. Proc. 31th ASME Gas Turbine Conference // Asian Elec. 1986. - Vol. 4. -№9.-P. 51-54.

163. Santini, D. J. Destruct heating and cooling utilizing temperature differences of Chicago waters / D. J. Santini // Energy Use Manag Int. Conf. Fucson Aris, 1977. Vol. 2. - P. 425 - 430.

164. Schippers, К. Planung der 300-MW-Demonstrationsanlage auf dem Standart Goldenberg-Werk / K. Schippers, R. Wischnewski // Kohlevergas. Vortr. VGB-konf. Dortmunt, 1991. - S. 257 - 267.

165. Shields, C. Keadby the first 9F combined cycle power plant / C. Shields, N. Thomson II Mod. Power Syst. - Sept., 1993. - P. 41 - 47.

166. Stambler I. International gasification programs maintain operational momentum /1. Stambler // Gas Turbine World. 1994. - Vol. 24. - № 3. - P. 34- 44.

167. Svedinger, B. Effiktivare energisystem med ny metod for dimensionering av varmelager / B. Svedinger, B. Simonsson // WS och energy. 1986. - Vol. 57.-№ 12.-P. 48-52.

168. Tampa electric process with IGCC project // Intern. Bulk. — 1993. — Vol. 13. — №2.-P. 73-75.

169. Topping Development // Power Int. 1993. - Vol. 39. - № 6. - P. 6.

170. Trondt, M. Gasification of coal and coal liquid fraction residues in the Rac. / Reh coal gasification plant at Oberhausen-Holten / M. Trondt at al. // Intern. Gas Res. Conf. Washington, 1985. - Rockville, Md. - P. 367 - 375.

171. The high-temperature Winkler (HTW) process and the hydrogasification process as Rheinbraun's advanced coal befitting process / H. Taggera at al. // Intern. Gas Res. Conf. Washington: Rockville, 1985. - P. 426 - 438.

172. Utility taps waste heat // Eng. News. Rec. 1981 - № 11. - p. 15.

173. Wiengner, K. D. Clean power from the Shell coal gasification process / K. D. Wiengner, P. J. Tijm, F. A. Schrijvers // Kohlevergasung. Vortr. VGB-konf. -Dortmund, 1991 S. 109 - 119.

174. Zweig, R. W. Hydrogen energy progress: VII Proc / R.W. Zweig I I 7-th World hydrogen energy conf. N.Y. etc., Pergamon Press. - 1988. - V.l. - P. 23 -31.