автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Исследование энергоблоков ТЭС с новыми технологиями топливоиспользования

Новосибирский государственный технический университет

На правах рукописи

Щинников Павел Александрович

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭНЕРГОБЛОКОВ ТЭС С НОВЫМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ ТОПЛИВОИСПОЛЬЗОВАНИЯ

Специальность 05.14.01 - энергетические системы и комплексы

Автореферат

на соискание ученой степени доктора технических наук

Новосибирск, 2005

Работа выполнена в Новосибирском государственном техническом университете

Научный консультант: доктор технических наук,

профессор Ноздренко Геннадий Васильевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Николаев Юрий Евгеньевич

доктор технических наук,

профессор Шарапов Владимир Иванович

доктор технических наук,

профессор Китушин Викентий Георгиевич

Ведущая организация: институт систем энергетики им. Л.А.Мелентьева СО РАН, г. Иркутск

Защита диссертации состоится « 27 » января 2006 г. в II00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.173.02 в Новосибирском государственном техническом университете по адресу: 630092, г.Новосибирск, пр. К.Маркса, 20

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НГТУ. Автореферат разослан «/¿» декабря 2005 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, |

кандидат технических наук, доцент 11, Шаров Ю.И.

г 2.61 оо4

Общая характеристика рабо! ы

Современные энергоблоки (и в более широком смысле - теплоэнергетические установки) развиваются по пути создания новых технологий топливоис-пользования и совершенствования традиционных способов выработки электроэнергии и теплоты путем их модернизации или реконструкции. При этом можно отметить, что органическое топливо в ближайшее время и на перспективу будет доминирующим в топливном балансе страны при увеличении доли твердых топлив по отношению к жидким и газообразным.

Технически достижимые направления развития энергоблоков ТЭС можно представить следующим образом, рис.1. Здесь к направлениям отнесены: совершенствование термодинамических циклов; совершенствование схемной и элементной базы; совершенствование сжигания топлива. В рамках каждого направления выделены группы, обладающие близкими классификационными признаками. В рамках каждой группы могут быть созданы как новые техноло-4 гии топливоиспользования, так и пригодные к внедрению в условиях модерни-

зации действующего оборудования.

Исследование этих технологий - актуальная задача.

Энергоблоки, оснащенные новыми технологиями (и являющимися по существу термодинамическими объектами исследования), рис.2, функционируют в некоем пространстве (окружении) на которое оказывают разноплановое воздействие. При этом следует учитывать, что внешние по отношению к энергообъекту связи (рис.3) во многом определяют структуру и технологический профиль самого объекта как с точки зрения целесообразности его размещения в той или иной энергосистеме, так и с точки зрения оптимизации его внутрицик-ловых параметров. При этом целями решения такой задачи является определение наивыгоднейшего сочетания параметров термодинамического цикла и тепловой схемы, а также конструктивно-компоновочных параметров и характеристик энергооборудования с учетом всех внешних и внутренних ограничений.

С другой стороны и в дополнение к сказанному задачи развития энергетики можно разбить на три класса (рис.4): технические; социально-► экологические и экономические. Совокупность их решений обусловливает пер-

спективные направления развития.

Поиск решений обычно осуществляют с использованием многих критериев - технических, экономических, экологических. Вместе с тем, многокритериальная постановка задач, оправданная на уровне принятия конкретных технических или технологических решений, часто затрудняет, а порой и делает невозможным, проведение анализа при комплексной оптимизации энергоблоков ТЭС с новыми технологиями в условиях определения перспектив их использования и с учетом неограниченного числа альтернатив.

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ ! БИБЛИОТЕКА 1

Направления развития перспективных технологий 1

Совершенствование термодинамических циклов

Ренкииа Филда-Барановского комбинированные

Совершенствование схемной и элементной базы

Совершенствование сжигания топлива

Схем

Оборудования

Вовлечение угля в комбинированные схемы

Новые виды топлива

Образцове циклы

Новые способы организации топочных процессов

Технология

История развития

Современное состояние

Перспективы развития

Методические аспекты исследования

Научная | прорабогка

Техническая и технологическая готовность

Опыт внедрения, область применения

Рис.1. Технически достижимые направления развития энергоблоков ТЭС

ОКРУЖЕНИЕ

или пространство

исследования (функционирования энергоблока)

-<

«¡ГГ

* -------

Термодинамический объект исследования (энергоблок)

Здравоохранение

Экономические отношения

Экологическая инфраструктура

Социальная и

производственная

инфраструктура

Связь с энергосистемой Рис.2. Подход к исследованию

Рис.3. Установление связей между энергоблоком и окружением

Технические:

• анализ фактического состояния оборудования;

• определение перспективных вариантов реконструкции ТЭУ, ТЭС;

• схемно-параметрическая оптимизация ТЭУ;

• выявление перспективных технологических процессов и технологий;

• оптимизация режимов энергоблоков, ТЭС, ЭС;

• исследование взаимодействия энергосистем

Социально-

экологиче-

ские:

• опреде-

ление необхо-

ДИМОЙ инфра-

структуры;

• оценка

ущербов окру-

жающей среде;

• оценка

ущербов по

здравоохране-

нию

Экономические:

• оценка экономической эффективности инвестиций с учетом многоцелевого назначения ТЭУ

Рис.4. Классы задач

Поэтому целями работы являются:

• Постановка взаимосвязанных проблем по формированию единого методического подхода к исследованию новых технологий топливоиспользования в энергетике на основе обобщенного интегрального критерия эффективности.

• Разработка методов для решения разнохарактерных задач по схемно-параметрической оптимизации энергоблоков ТЭС с новыми технологиями (в том числе и многоцелевых энергоблоков), по введению этих технологий в различные энергосистемы, по их воздействию на окружающую среду и по анализу фактического состояния оборудования, позволяющих вести оценку с единых позиций на разных стадиях преобразования энергии.

• Создание программно-вычислительного комплекса, реализующего разработанный подход и проведение оптимизационных исследований ряда тепло-

энергетических объектов, оснащенных новыми технологиями топливоиспользования.

• Выработка практических рекомендаций по схемным решениям, выбору параметров процессов и характеристик оборудования для новых технологий топливоиспользования с учетом обеспечения графиков нагрузки, заданной надежности энергоснабжения, возможных режимов работы в энергосистеме и современных требований к инфраструктуре (экологической, производственной, социальной).

Научная новизна заключается в:

• Разработке модели исследования, которая является попыткой впервые методологически объединить разноплановый характер исследовательских задач для энергоблоков ТЭС, которая формируется на стыке наук - термодинамики, экологии и экономики.

• Разработке методики технико-экономической оптимизации многоцелевых энергоблоков ТЭС на основе обобщенного интегрального критерия эффективности, в основе которой лежит эксергетическая методология.

• Разработке методик схемно-параметрической оптимизации ряда перспективных технологий топливоиспользования в составе энергоблоков ТЭС с учетом внешних и внутренних ограничений в вероятностной постановке.

• Проведении комплексной оптимизации энергоблоков с этими технологиями в условиях влияния внешних факторов включения в энергосистему и с учетом оценки социальных последствий через затраты «в здравоохранение».

• В совокупности полученных в результате расчетов основных закономерностей влияния системных факторов (в том числе и социальных) на оптимальные характеристики оборудования, профиль энергоблоков и их технико-экономическую эффективность.

• В применении разработанной модели и методик исследования для решения научно-прикладных задач в инженерной постановке.

Указанные методические положения и результаты выносятся на защиту.

Достоверность результатов подтверждается использованием апробированных методических подходов, в основе которых лежат фундаментальные положения законов термодинамики и эксергетического анализа, применением вероятностного подхода и сопоставлением результатов с известными параметрами и показателями функционирования энергоблоков ТЭС, а так же сопоставлением получаемых результатов с нормативными характеристиками исследуемого оборудования.

Практическая значимость. На основе полученных закономерностей по выбору параметров процессов, характеристик оборудования и технико-экономической эффективности показаны условия перспективности новых технологий топливоиспользования в составе энергоблоков ТЭС и многоцелевых энергоблоков. Выработаны практические рекомендации по применению дан-

ных технологий на основе показателей технико-экономической эффективности и технических, технологических и конструктивно-компоновочных ограничений. Показана значимость социальных последствий (в рамках экологического аспекта) при определении перспектив развития энергоблоков ТЭС. С использованием разработанного методического подхода представлено решение прикладной задачи по анализу фактического состояния оборудования ТЭЦ в инженерной постановке.

Результаты диссертационной работы внедрены в учебный процесс НГТУ, в проектных организациях ЗАО «СибКОТЭС», ОАО «НоТЭП».

Апробация работы. Работа апробирована на различных международных и всероссийских научных семинарах, симпозиумах и конференциях: в Саратове (СГТУ, 1997, 1999, 2001, 2004 гг.), в Москве (МЭИ, 2000, 2005 гг.), в Барнауле (АлГТУ, 2003 г.), в Иркутске (ИСЭМ, 2000, 2005 гг.), в Ульсан (университет г. Ульсан, Корея, 2000, 2003 гг.), в Брно (Бпу Р1ашепе'97, Чехия, 1997 г.), в Дрездене (технический университет г. Дрездена, Германия, 1997), в Томске (ТПИ, 1999, 2001 гг.), в Красноярске (СибВТИ, 1996, 2000 гг.), в Ульяновске (УлГТУ, 2003 г.), в Казани (КГЭУ, 2001 г.), в Новосибирске (НГТУ, ИТ СО РАН, «Новосибирскэнерго», в период с 1997 по 2005 гг.), кроме того, на научных сессиях НГТУ, расширенных заседаниях каф. ТЭС НГТУ, отдела теплоэнергетики ИТ СО РАН, инженерно-технических коллективов «СибКОТЭС», «НоТЭП», «Сиб-техэнерго» в период с 2000 по 2005 гг.

Личный вклад заключается в проблематизации, постановке задач, разработке методик исследования, проведении оптимизационных расчетов, анализе результатов, выработке практических рекомендаций.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из семи глав, введения, заключения, списка литературы и приложения. Содержит 295 страниц основного текста, 92 рисунка, 27 таблиц, 349 источников. Приложение содержит акты о внедрении результатов работы.

По материалам диссертации опубликовано 70 печатных трудов, в том числе: монографий (в соавторстве) - 6; в рецензируемых журналах - 21 (из них по перечню ВАК - 14); патентов РФ - 10; в сборниках научных трудов и по материалам конференций - 33. В автореферате приведен список основных работ.

Основное содержание работы

В первой главе показаны пути развития мировой энергетики и особенности развития энергетики России. Показана значимость органического топлива (в первую очередь твердого) в мировом энергобалансе и энергобалансе России. Изложены основные проблемы развития энергетики страны, которые условно разделены на технологические, экологические и экономические. Показано, что до настоящего времени не разработано методологии, которая могла бы позволить объединить разноплановый характер задач в энергетике с единых оценочных позиций. На основе проведенного анализа сформулирована проблема, цели и задачи исследования.

Во второй главе сформулированы научно-методические основы исследования энергоблоков ТЭС. При этом отмечено, чю современные энергоблоки ТЭС являются сложными структурами. Оснащенные новыми технологиями, они становятся энерготехнологическими многоцелевыми блоками, которые могут вырабатывать и отпускать потребителям два и более видов продукции.

Такие энергетические объекты имеют разностороннее влияние на многие сферы жизни и деятельности общества, рис.2. Они тесно взаимоувязаны с потребителями производимой продукции, с поставщиками сырья и между собой, и образуют энергетические системы с большим количеством экологических, социальных и технологических связей, рисЗ.

Выше отмечалось, что такие связи во многом определяют структуру и технологический профиль самого объекта как с точки зрения целесообразности его размещения в той или иной энергосистеме, так и с точки зрения оптимизации его внутрицикловых параметров. При этом целями решения такой задачи является определение наивыгоднейшего сочетания параметров термодинамического цикла и тепловой схемы, а также конструктивно-компоновочных параметров и характеристик энергооборудования с учетом всех внешних и внутренних ограничений. В данном случае в качестве внутренних ограничений выступают термодинамические параметры энергоблока, режимные факторы технологических процессов, конструктивные особенности оборудования и т.п., внешними ограничениями являются - влияние экологических, социальных, инфраструктурных факторов, включение блока в энергосистему, его готовность к несению нагрузки, работа в условиях несортовых поставок топлива, работа в условиях изменяющейся ценовой политики и др.

С пониманием всего многообразия связей современной ТЭС становится очевидным, что без взаимного проникновения различных наук обоснование перспектив развития энергетики - невозможно.

Для решения таких задач необходимы подходы, которые позволят вести анализ результатов с единых оценочных позиций для различных влияющих факторов. Инструментом может являться эксергетическая методология. Основоположниками методологии являются М.Трайбус и Р.Эванс, США (минимизация затрат в создание и функционирование энергоблока ТЭС при оптимизации ключевых внутрицикловых параметров), Я.Шаргут, Р.Петела, Польша (обобщенная оценка использования природных ресурсов, включая наносимый вред окружающей среде и затраты в ее восстановление). Следует отметить также работы З.Ранта (Югославия), Р.Нитча (Германия) и других авторов, которые позволили дополнить и расширить эксергетические подходы к анализу ТЭУ.

Примечательно, что эксергетическое направление исследования ТЭУ получило дальнейшее развитие в отечественной науке, наиболее яркими представителями которой являются В.М. Бродянский и А.И.Андрющенко. Каждый из этих ученых является основателем научных школ, и в их трудах и трудах их учеников и последователей эксергетический подход к анализу ТЭУ вышел на новый уровень.

В настоящей работе предлагается модель исследования, которая является попыткой впервые методологически объединить разноплановый характер исследовательских задач энергоблоков ТЭС. Работа является дальнейшим развитием комплексных исследований ТЭУ, активно проводимых в НГТУ в последние годы под руководством Г.В.Ноздренко, Ю.В.Овчинникова и при непосредственном участии автора,

В предлагаемой модели исследования анализ и оптимизация параметров энергоблоков ТЭС выполняется путем последовательных операций. Во-первых, это - условное разбиение теплоэнергетической установки (ТЭУ) на несколько функционирующих частей, и представление ее в виде эксергетической агрега-тивной системы. Во-вторых - математическое описание (моделирование) функционирования и использование этой модели при расчетах в вычислительном комплексе, имитирующем работу ТЭУ. И, наконец, в третьих - оптимизация параметров функционирования по условиям действия ограничивающих факторов.

В то же время, имитационная модель имеет избыточную схему с тем расчетом, чтобы при исследовании реально функционирующего объекта (в зависимости от его конфигурации) можно было исключать из рассмотрения, не существующие в ТЭУ агрегаты и связи путем простого обнуления характеризующих их входных переменных.

Итак, представляя энергоблок (частный случай ТЭУ) как сложную систему и с учетом ее агрегирования, когда под агрегатом в общем случае понимается некий преобразователь информации, осуществляется разбиение энергоблока на элементы, несущие потоки входной и выходной информации. Введение такой абстрактной схемы позволяет единообразно описывать все элементы системы (энергоблока). В качестве элементов выступают более или менее самостоятельно функционирующие части энергоблока (парогенерирующая часть, часть высокого давления турбины, часть среднего и низкого давления турбины, система регенерации и технического водоснабжения и т.п.), рис.5.

Такое разбиение энергоблока на элементарные функционирующие части, связанные перетоками материальных носителей эксергии (топливо, воздух, продукты сгорания, пар, вода, электроэнергия, механическая передача и пр.), I

позволяет осуществить единый методологический подход к количественному и !

качественному исследованию.

В таком представлении каждая функционирующая часть работает с собственным КПД и с соответствующими затратами в создание и функционирование, а потоки эксергии характеризуются термодинамическими параметрами, видом тепловой схемы, технологическими и конструктивно-компоновочными ограничениями и т.п. Затраты в каждую функционирующую часть также определяются техническими и термодинамическими характеристиками оборудования на основе регрессионных зависимостей.

а) бинарная ПГУ

6) ГГН ТЭЦ

в) БПЭ ТЭЦ

г) КЦТ

Рис 5. Примеры структурных схем энергоблоков ТЭС для бинарной парогазовой установки (а), газотурбинной надстройки ТЭЦ (б), блока повышенной эффективности (в) и блока с котлом с кольцевой топкой (г):

Л1, В, - потребители электроэнергии и теплоэксергии; ГТУ - газотурбинная установка; КУ -котел-утилизатор; ПТУ - паротурбинная установка; У - уголь; Г - газ; ЧВД - часть высокого давления турбины; ЧСНД - часть среднего и низкого давления турбины; ТСН - трансформатор собственных нужд; ТВП - трубчатый воздухоподогреватель; ВЭ - водяной экономайзер; ТуЭ - турбинный экономайзер; ПВД, ПНД - группы подогревателей высокого и низкого давления соответственно, Д - деаэратор; СП - подогреватель сетевой воды; ПН, КН, ЦН, СИ - питательный, конденсационный, циркуляционный и сетевой насосы соответ-свенно; 1.. .6 - функциональные части энергоблоков

Составляя систему балансовых уравнений по каждому расчетному сечению с применением функции Лагранжа можно получить целевую функцию, которая характеризует работу исследуемого энергоблока с минимальными затратами в создание и функционирование в каждом расчетном сечении:

'х.

(1)

где Е* - множество, характеризующее все входные поюки эксергии во все функционирующие части, рис.5; В -множество, характеризующее все выходные потоки эксергии из всех функциональных частей, рис.5; /, у - функциональные части, рис.6; X - множители Лагранжа, которые отражают затраты на энергопродукты, производимые /-ой функционирующей частью; X, -множество характерных для /-ой функционирующей части показателей (применяемых как комплекс решений по термодинамическим, расходным, конструктивным и схемным параметрам и показателям, рис.6).

Как видно, функция I имеет три составляющие. Первая представляет затраты в собственно 1-ую функционирующую часть. Вторая составляющая учитывает полные затраты, связанные с производством энергии . Третья учитывает распределение полных затрат г-го элемента между энергоносителями Е*.

Уравнение связей, выражающее по существу равенство входящих в /-ый элемент и выходящих из него потоков энергии

Ч/

Рис.6. Схема соединения функционирующих частей энерготехнологического блока

+ 0, (2)

где Х1 - множество характерных для у'-ой функционирующей части показателей (применяемых как комплекс решений по термодинамическим, расходным, конструктивным и схемным параметрам и показателям, рис.6).

Выделяя поставки топлива в самостоятельный функциональный узел под нулевым номером, компонентами множества X\ будут только показатели термодинамической эффективности т],. Тогда Ц

¿=з.бпЛ+ 1

Ун I

(3)

где (2н ~~ теплота сгорания условного топлива; - годовой расход энергии условного топлива, подводимого к энерготехнологическому блоку; Цт - стоимость топлива, а КПД функционирующей части

К.

Е'

В такой постановке при минимизации целевой функции определяются рациональный вид тепловой схемы и оптимальные параметры для исследуемого технологического процесса. При этом в основе балансовых уравнений лежат фундаментальные законы (1-е и 2-е начала термодинамики), которые обусловливают достоверность результатов.

При таком подходе совершенство всех технологических связей исследуемого объекта характеризуется структурным коэффициентом £$:

£с =-

1--

£П—

(5)

где - параметр эксергетической связи между функциональными агрегатами г и у; г| - эксергетическая эффективность каждого функционального агрегата; индекс «О» - характеризует химическую эксергию топлива, вводимого в первый функциональный агрегат.

Параметр эксергетической связи

Щ

(6)

где сформированные в энергоблоке связи между функционирующими частями (;7)=(01, 12, 13, 21, 24, 25, 31,34,35, 36,41,45,46, 51, 65),

Очевидно, что для схемы энерготехнологического блока без обратных связей, с последовательным соединением агрегатов и нулевыми эксергетиче-скими потерями 8^=1. При мощных обратных связях, например, в виде затрат эксергии на собственные нужды и (или) больших эксергетических потерях, когда эксергетическая производительность энерготехнологического блока становится равной нулю (£5=0). Таким образом, структурный коэффициент е& определяемый как совокупность связей по всем функциональным агрегатам исследуемого энергоблока на основе балансовых термодинамических зависимостей, будет отражать эксергетическое совершенство последнего. Для реально функционирующих установок £/=0,6.. .0,7.

С другой стороны вне зависимости от вида экономики и формы собственности анализ экономической эффективности хозяйственных решений осуществляется путем сопоставления расходов и доходов («затраты - выпуск»), связанных с их реализацией. Критерий эффективности в этом случае имеет вид:

Х(Ц^ + ЦТ£Т) , П.-- £з ■ (7.

т

где Цу, Цт - получаемая плата за электроэнергию, эксергию тепла в данном том году, руб/(кВтч); /V, Еъ - отпущенные в г-ом году потребителю электроэнергия и эксергия тепла, кВтч/год.

Приведенные к одному году эксплуатации затраты определяются по выражению:

3 = В-Цт + £ст,Ди+ДЗ, (8)

где В - годовой расход топлива энергоблоком, т/год (тыс.м3/год); Цт - стоимость топлива франко-бункер энергоблока, определяемая с учетом переработки, хранения и транспорта, руб/т (руб/тыс.м3); ДЗ - поправка к годовым затратам, учитывающая приведение вариантов к сопоставимому виду, руб/год; Кт -капиталовложения, определяемые поэлементно в агрегаты т; ат - величина относительного аннуитета, характеризующая ежегодную долю капитальных затрат и включающая ежегодный возврат капиталовложений и проценты по ним.

Очевидно, что критерий эффективности (по сути являющийся обобщенным и отражающий интегральный эффект или некий уровень рентабельности) должен быть больше единицы

т1г> 1 (9)

и чем он выше, тем эффективнее рассматриваемый вариант ТЭУ.

В наиболее общем случае приведенные затраты по энергоблоку полностью определяются значениями термодинамических, расходных и конструктивных параметров, технологическим профилем энергоблока и значениями внешних влияющих факторов. При этом затраты в собственно энергоблок и топливную составляющую издержек определяются оптимальным профилем энергоблока и стремятся к своему минимальному значению. В этом случае обеспечивается минимальная себестоимость продукции, что и является непременным условием конкурентного рынка.

Учитывая высокую вариативность входной информации, особенно в области ценообразования, решение задачи должно осуществляться в вероятностной постановке. Тогда интегральный критерий технико-экономической эффективности примет вероятностный вид:

т\г=мо[г\z\~bc\z, (Ю)

где Ат}г = у ); Ма, А; - математическое ожидание и дисперсия случай-

ной функции; б - множество внешних связей и исходных данных с известными законами распределения случайных компонент; V - коэффициент, характери-• зующий расчетный уровень достоверности определения т\2 .

Задача многомерной ечемно-парамефичеекой оптимизации формулируется как нахождение минимума целевой функции:

min {ц2(х, , (11)

л. ytR

где многомерное вещественное пространство R" включает множество оптимизируемых параметров Л" и множество зависимых параметров Y.

Имитационно-вычислительный компьютерный комплекс представлен как

(ииМ*.>Г|ф»-0, «е£/1, (12)

где <ри (со) - вероятностный логико-числовой оператор функциональных отношений; U - множество логико-числовых операторов; со = (х, у, Г, G, Л", L, э) -информационная структура; Г - множество графов многоцелевых энергоблоков (или 'ГЭС); L - множество логических параметров управляющей программы ) вычислительного комплекса; Э - множество, включающее параметры и пере-

менные, характеризующие особенности энергоблоков на базе новой (исследуемой) технологии.

Оценка эффективности инвестиций может проводиться по известным коммерческим критериям.

В настоящей работе впервые используется ненормативный механизм учета затрат «по здравоохранению», который оценивает затраты, связанные с восстановлением здоровья людей длительное время находящихся под воздействием вредных выбросов от действия ТЭС. Сущность используемого подхода заключается в следующем.

Выбросы вредных веществ (зола, окислы серы и азота для ТЭС на угле) накрывают район функционирования энергоблока, для ТЭЦ - это, как правило, городская зона с высокой плотностью населения. Ухудшение здоровья населения, которое зависит от приземных концентраций вредных веществ, вызывает повышение обращаемости в больницы, что требует дополнительного финансирования на восстановление его работоспособности. Приведенные к году экс' плуатации затраты «по здравоохранению» учитываются безразмерным критерием эффективности r|Z и в процессе оптимизации влияют не только на местоположение источника выброса за счет удаления его в районы с меньшей плотностью населения, но и на оптимальный профиль энергоблока.

Характер распространения вредных выбросов описывается эмпирическими выражениями и хорошо согласуется с методикой ОНД-86, с расчетной программой распространения вредных выбросов в атмосфере от действия ТЭС -РЗА ТЭС и экспериментальными данными.

Концентрация золы в приземном слое атмосферы при удалении от источника определяется уравнением, мг/м3:

_ 0,05 • М А

с =-!--ехр

А Я У

-(Х-0,02 Я)2 0,05 • Я + 4,5 • X

а суммарная концентрация оксидов серы и оксидов азота в пересчете на оксиды серы - уравнением, мг/м3:

_ 0,023- МЮ2+тх _ ^ САР

- (ЛГ - 0,025 • Я)2

0,067 ■ Н+ 6- X

(14)

Здесь О; С^ - приземные концентрации золы и оксидов серы соответственно, мг/м3; МА; Мда2+Шг = М$ог + М^ - количество выбросов

ПМКЫОх

золы и оксидов серы и азота из источника соответственно, г/с; Я - высота источника рассеивания, м; Х- удаление от источника, км.

Ущерб по здравоохранению оценивается по выражению, руб/год ($/год):

1=1 к=\

где у/а — удельный ущерб по здравоохранению, который зависит от среднегодовых концентраций вредных веществ в приземном слое атмосферы; Ч — численность населения, попадающая в зону активных загрязнений, чел; к — среднегодовая концентрация г'-го вещества.

Учитывая, что (в соответствии с выражением 12) оптимизация ведется внутри многомерного вещественного пространства Л", ограничения на последнее имеют вид

х*йх ¿х**, 0<у<оо, (16)

где х - оптимизируемые параметры, нижняя граница обусловлена здравым смыслом, а верхняя - достижимыми в техническом плане значениями; у - зависимые и независимые параметры и показатели.

Ограничения на применение метода Лагранжа представлены в виде равенств

Ц-К- (17)

Для реально функционирующей установки это означает, что, например, для отыскания множителя Лагранжа (парогенератор-ЧВД турбины) при условном разрыве связи по ГПЗ все потери в паропроводе острого пара будут отнесены к ЧВД турбины, а при разрыве связи по стопорному клапану - к котлу.

Конструктивно-компоновочные ограничения при инженерной постановке проблемы по расходным параметрам потоков, допустимым скоростям, маркам материалов, условным проходам, диаметрам и толщинам труб, продольным и поперечным шагам пакетов труб, температурам теплоносителей и т.д., и т.п. за-

Рис 7 К оптимизации энергоблоков ТЭС с новыми технологиями

даются в соответствии с типовыми и нормативными документами на проектирование энергетического оборудования.

Финансовые (ценовые) показатели задаются детерминировано (фиксированными значениями) с последующей проверкой устойчивости оптимальных решений в условиях изменений ценовых политик в соответствии с прогнозными оценками.

Следует отметить, что современный уровень вычислительной техники практически снимает ограничения на применение данного подхода к решению задач подобного класса. Вместе с тем вопрос алгоритмизации теоретических положений остается по большей части открытым, тем более - для инженерных приложений.

В третьей главе представлены принятые к рассмотрению перспективные технологии топливоиспользования, которые условно разделены на «котельные» и «схемные», рис.7. Дано краткое описание указанных технологий и представлены методические особенности исследования, выраженные в формировании множества Э в выражении (12).

В четвертой главе впервые представлены обобщающие результаты схемно-параметрической оптимизации энергоблоков ТЭС с указанными выше новыми технологиями.

Ль M Па 30

25

10 L

■ ■ ■ ■

1 1 i ■

■ ■ ■

О 100 200 300 400 500 600 700 800

N.. МВт

О - термоподготовка □ - плазменный розжиг О - вихревая топка ■ - кольцевая топка А - композитное топливо О - БПЭ Ь. - ТЭЦ-ВТН1 ¿ - ТЭЦ-ВТН2

Рис 8. Расчетные значения оптимального давления острого пара в зависимости от единичной мощности блоков

Обобщение проведено для теплофикационных и конденсационных энергоблоков стандартных типоразмеров в диапазоне мощности 50...800 МВт. На рис.8...11 показаны оптимальные параметры (давление и температура острого пара, температура пара промперегрева и температура питательной воды) в зависимости от единичной мощности энергоблоков ТЭС, оснащенных представленными выше «котельными» и «схемными» технологиями.

Можно видеть, что наблюдаются общие тенденции в изменении оптимальных параметров вне зависимости от вида технологического процесса. Например, давление острого пара (рис.8) во всех случаях имеет явную зависимость от наличия промежуточного перегрева в термодинамическом цикле теплоэнергетической установки (ТЭУ). При этом, для энергоблоков не оснащенных промежуточным перегревом, оптимальное давление находится на уровне стандартных докритических значений («13 МПа). С переходам к энергоблокам, оснащенным системой промперегрева оптимум Ро, скачкообразно (в большинстве случаев) растет до стандартных закритических значений («23,5 МПа) и с ростом единичной мощности блока - до «25 МПа.

Оптимальная температура острого пара, рис.9, в целом имеет тенденцию к снижению с ростом единичной мощности энергоблока от 540...575 до 510...540 °С. При этом следует отметить, что влияние технологического процесса и единичной мощности блока на оптимум (о велико.

(„,"С 580

560

550

540

530

510

500

у

% \

// / x ri

YA V / //У/ ~"Л

X V/ % я

// W/ V, // //

k

0 100 200 300 400 500 600 700 800 N„ МВт

О - термоподготовка □ - плазменный розжиг О - вихревая топка ■ - кольцевая топка А - композитное топливо <> - БПЭ Ь. - ТЭЦ-ВТН 1 Л - ТЭЦ-ВТН2 .

Рис.9 Расчетные значения оптимальной температуры острого пара в зависимости от единичной мощности блоков

ífub 'С

560

550 540 530 520

ó

о À

а

О 100 200 300 400 500 600 700 800 N„ МВт

О - термоподготовка □ - плазменный розжиг О - вихревая топка ■ - кольцевая топка ¿ - композитное топливо О - БПЭ

Рис 10. Расчетные значения оптимальной температуры пара промперегрева в зависимости от единичной мощности блоков

до 270...280 °С с ростом единичной мощности энергоблков, рис.П. Несколько другая картина для технологии ГТН-ТЭЦ. В этом случае оптимальная температура питательной воды обусловлена возможностью системы регенерации ПТУ воспринять теплоту газов, отработавших в ГТУ. Значения оптимальной температуры питательной воды (для данного случая) характеризуют изменения в системе регенерации по отключению соответствующих групп подогревателей.

Следует отметить то, что, во-первых, наличие/отсутствие промежуточного перегрева обусловливает исполнение ТЭУ в блочном варианте, либо - с поперчными связями; во-вторых, среди рассмотренных энергоблоков диапазон мощности от 50 до 250 МВт главным образом характеризуется теплофикационными турбинами, а диапазон мощности 200...800 МВт - конденсационными.

Учитывая эти обстоятельства, можно видеть (рис.8...11), что для теплофикационных энергоблоков докритических параметров оптимальное давление острого па-

В то же время оптимальная температура пара промежуточного перегрева для соответствующих энергоблоков в целом мало зависит от технологии и имеет тенденцию к росту в среднем от «535 до »545 °С, рис.10.

Оптимальная температура питательной воды имеет тенденцию к росту от 170...210

•'пв, °С 300

290 280 270 260

250 240 230 220

190

170

L V/ //

/ % V

У, У/ У/ /

14 у '/л У т

к $ % о

% Ц V

р £ v/t

"л

А 7/

Ц <¿1 —ДШ 1ПГ-1 -ЭЦ

%

-ЙГЙ

0 100 200 300 400 500 600 700 800 N„ МВт

О-термоподготовка □ - плазменный розжиг О - вихревая топка ■ - кольцевая топка А - композитное топливо ш - ПГ-ТЭЦ Ь.-ТЭЦ-ВТН1 А - ТЭЦ-ВТН2

Рис. II. Расчетные значения оптимальной температуры питательной воды в зависимости от единичной мощности блоков (для ПГ-ТЭЦ - в зависимости от единичной мощности ПТУ)

n*

1,5

1,4

1.3

1,2

1.1

1,0

v9

г, ос 1 г-7

г5

у ——-с

-1

50

100

150

200 Nmv

250 МВт

pa остается в рамках стандартных значений вне зависимости от технологического процесса. Для энергоблоков с промперегревом, вне зависимости от типа, оптимальное давление стремиться к закритическим значениям.

В то же время оптимальные температуры острого пара и питательной воды для всех рассмотренных энергоблоков существенно зависят от технологического процесса. При этом их изменения (рис.9, 11), в целом, не противоречат классическому представлению о взаимном влиянии параметров температуры острого пара и питательной воды и косвенно подтверждают адекватность полученных результатов.

На рис.12 представлена функция цели для рассмотренных технологий в зависимости от единичной мощности паротурбинных теплофикационных энергоблоков. Можно видеть, что эффективность рассмотренных технологий на 7... 18% выше, чем при традиционном сжигании в зависимости от типа энергоблока, его единичной мощности и вида технологического процесса. Для технологии БПГУ (бинарная 111 У) эффективность выше на «36%, что обусловлено в первую очередь высоким КПД установки (на уровне 53%). В расчетах БПГУ принята мощность паровой турбины около 100 МВт, и цена топлива (газа) на уровне 60 $ за т.у.т. Расчетная мощность ГТУ составила 155 МВт.

Таким образом, можно утверждать, что представленные технологии имеют «право на жизнь» При этом общая тенденция исследования заключается в том, что обеспечение эффективности ТЭУ, вне зависимости от технологического процесса, может быть достигнуто не только стремлением к «суперпараметрам» с переходом на «суперматериалы», но и комплексным учетом внешних (по отношению к термодинамическому циклу, в контексте рассматриваемого вопроса) факторов.

Вместе с тем можно утверждать, что при создании энергоблоков, оснащенных новыми технологическими процессами, проектирование основного оборудования следует вести одновременно в рамках единого проекта. В первую очередь это относится к котлоагрегату и паровой турбине. В то же время, в ус-

Рис 12. Математическое ожидание г)2 для рассматриваемых технологий в зависимости от единичной мощности теплофикационных энергоблоков: 1 - традиционная технология; 2 - термоподготовка топлива; 3

- плазменный розжиг; 4 - кольцевая топка; 5 - композитное топливо; 6 -блок повышенной эффективности; 7

- комбинированные системы теплоснабжения; 8 - ГТН-надстройка; 9 -бинарная ПГУ

ловиях оптимизации температуры нитаюльнои йоды проемнрование системы регенерации также следует вести совместно с проектированием основного оборудования.

В пятой главе предложены два варианта многоцелевых энергоблока с новыми технологиями сжигания топлива, со 100 %-ой утилизацией золы при минимальном вредном экологическом воздействии на окружающую среду и производстве природоохранными технологиями в составе энергоблоков гаммы продуктов с товарными свойствами, рис.13, 14.

В варианте 1 (рис.13) при производстве и отпуске потребителю электроэнергии и теплоты (I) применена двухтрубная система отпуска теплоты (II) с внутриквартальным абсорбционным бромисто-литиевым тепловым насосом типа АБТН-2000. В качестве основного топлива используется жидкое композитное топливо, а система топливоподготовки (III) оснащена линией по производству гранулированного топлива, которое может использоваться как в качестве бытового топлива, так и в качестве топлива для котлов ЦКС. Учитывая, что значительное количество добываемого в стране угля имеет содержание серы свыше 0,3%, что обусловливает необходимость очистки дымовых газов от оксидов серы, в качестве системы сероочистки принята аммиачно-циклическая технология (IV). Данная технология апробирована на Дорогобужской ТЭЦ («Смоленскэнерго»), по схемным решениям и технологическим параметрам не уступает мировым аналогам, имеет минимальный расход реагента и позволяет вырабатывать три вида товарного продукта. В качестве системы золоперера-ботки (V) принята технология производства керамзита.

В варианте 2 (рис.14) при производстве и отпуске потребителю электроэнергии и теплоты (Г) применен энергоблок с термоподготовкой топлива. На схеме показан наиболее сложный вариант системы топливоподготовки, когда в качестве основного (рабочего) топлива используется каменный уголь (или отсевы АШ и т.п.), а в качестве инициирующего - высокореакционный КАУ. Такое решение позволяет исключить из топливного баланса блока мазут и газ В качестве системы отпуска теплоты (II) применена однотрубная система с внутриквартальным абсорбционным бромисто-литиевым тепловым насосом типа АБТН-2000 с открытой системой ГВС. В качестве системы сероочистки (IV) принята технология «Сааберг-Хельтер-Лурги» (метод СХЛ). Данная технология позволяет в качестве товарного продукта получать двухводный гипс, а очищенные дымовые газы удалять через специальную градирню В качестве системы золопереработки (V) принята технология получения формовочной смеси для изготовления мелкоштучного продукта.

Сформирована их информационная структура (множество Э, выражение

Представлены результаты исследования.

ю К)

№4)2$04 сульфат _ аммония

тиосульфат серы

(7ЯН4)2^20$ с послед у у

..................'

Рис.13. Многоцелевой энергоблок на жидком композитном топливе (Вариант 1)

с-

20 15 10 3,5 3,0 2,5 600 550 500 600 550

2 • /

■ 1

N 1 7

1 -

/ 2 -

2 -

1 -

50 100 150 200 250 N.. МВт

Рис 15 Оптимальные параметры многоцелевого энергоблока с технологией КЖТ (1) в сравнении с оптимальными параметрами теплофикационного энергоблока при сжигании КЖТ (2)

«

1 15 * 10

3,5

те

i 3,0 2,5

600 0 550

9

■г 500 600 9 550 ^ 500 250 О 200 S 150 2,0 8 1,0 0,0 1400 ^ 1200 sí 1000 0,7

S о,б

2 - /

1

0,5

i -1 / - 2

Н V /

2 -

1 — ч

1 - 2

1 - \

2 7

2

1 -

50 100 150 200 250 N.. МВт

Рис 16 Оптимальные параметры многоцелевого энергоблока с термоподготовкой (1) в сравнении оптимальными параметрами теплофикационного энергоблока с термоподготовкой (2)

Показано, что оптимальные параметры для многоцелевого энергоблока на композитном жидком топливе (зависимости 1, рис.15) практически не отличаются от оптимальных параметров для теплофикационных блоков на композит-

ном жидком топливе (КЖТ) при отпуске потребителям электроэнергии и теплоты (зависимости 2) и незначительно отличаются от параметров стандартных теплофикационных энергоблоков по температуре острого пара в области больших единичных мощностей. Оптимальная температура острого пара для мощных многоцелевых энергоблоков снижается до ~510 °С при стандартных закри-тических давлениях, что обусловлено высокой экологичностью данных технологий, когда затраты, связанные с восстановлением экологической инфраструктуры невелики по сравнению с традиционными блоками и повышение термодинамической эффективности блока с целью снижения расхода топлива (и, как следствие, вредного воздействия) становится нецелесообразным из-за увеличения стоимости применяемых материалов.

Подобная картина наблюдается и на рис.16 для многоцелевого энерго-0 блока с термоподготовкой топлива, с той разницей, что оптимальная темпера-

тура острого пара находится на уровне 500.. .510 °С практически во всем диапазоне единичных мощностей Ие как для многоцелевого энергоблока (зависи-[ > мость 1), так и для теплофикационных энергоблоков с термоподготовкой топ-

лива при отпуске потребителям электроэнергии и теплоты (зависимости 2).

Лучшая структурная сбалансированность многоцелевых энергоблоков (е,$) обусловливает более высокие КПД по отпуску электроэнергии и теплоты по сравнению с традиционными энергоблоками, что ведет к более высоким показателям эффективности г|2, рис.17, 18, которые превосходят традиционные технологии практически во всем рассмотренном диапазоне мощностей. При этом функция цели для варианта 1 и варианта 2 многоцелевых энергоблоков имеет практически сопоставимый вид и равную комплексную эффективность, что обусловлено главным образом высокими экологическими характеристиками последних и подчеркивает значимость этих факторов при комплексной оценке функционирования энергетических объектов.

50 100 150 200 250 N„ МВт

Рис.17. 1\г Для многоцелевого энергоблока на КЖТ (1) в сравнении традиционным энергоблоком (3)

50 100 150 200 250 N.. МВт

Рис.18. г)2 дня многоцелевого энергоблока с термоподготовкой топлива (1) в сравнении с и традиционным энергоблоком (3)

Следует отметить, что в области единичной мощности блока 50... 100 МВт эффективность многоцелевых энергоблоков и традиционных практически сопоставима с учетом дисперсии, что позволяет сделать вывод о целесообразности их использования для блоков с N<>50...100 МВт.

В шестой главе предложены результаты исследования энергоблоков ТЭС, имеющие в своем составе рассмотренные выше технологии топливоис-пользования при учете затрат «по здравоохранению», так как обеспечение безопасности именно человека - есть конечная цель как природоохраны, так и, в целом, экологообеспечения. К рассмотрению приняты лишь энергоблоки ТЭЦ, как наиболее значимые в социальном и экологическом плане источники выбросов.

В табл.1 показаны оценки ущербов «в инфраструктуру» и «по здравоохранению» для г.Новосибирска при условии расположения различных источников выбросов в разных частях города.

Таблица 1

Влияние «розы ветров» на затраты в инфраструктуру и «по здравоохранению»

Источник выбросов, МВт Топливо Расположение Зинфр, млн. $/год Зздр, млн. $/год

ТЭЦ-320 Кузнецкий, Д - 70% Мазут-30% Центр города 3,0 65,0

ТЭЦ-320 Кузнецкий СС Подветренная от города сторона 1,86 17,2

ТЭЦ-350 Кузнецкий, СС - 70% Газ-30% Подветренная от города сторона 2,0 19,0

ТЭЦ-480 Газ Центр города 0,112 2,9

ТЭЦ-1000 Кузнецкий, СС - 70% Газ - 30% Подветренная от города сторона 5,0 36,0

ТЭЦ-1000 Кузнецкий, Д - 70% Мазут - 10% Газ - 20% Подветренная от города сторона 3,5 30,0

ТЭЦ-1000 КАУ, Б2 - 70% Мазут-30% Подветренная от города сторона 3,8 32,0

Котельная 2т=300 МВт Газ Подветренная от города сторона 0,002 0,011

Котельная бт=300 МВт Мазут - 50% Газ - 50% Поселок городского типа 0,003 0,272

(продолжение таблицы 1)

Источник выбросов, МВт Топливо Расположение Зинфр, млн. $/год Зздр, млн. $/год

Котельная 2т=400 МВт Газ Подветренная от города сторона 0,008 0,043

Котельная £>т=600 МВт Мазут - 50% Газ - 50% Подветренная от города сторона 0,017 0,132

Оптимальные параметры энергоблоков ТЭЦ для различных технологических процессов исследованы в зависимости от единичной мощности энергобло-

ке, МПа

50 100 150 200 250 Традиционное сжигание МВт

(¡ш, "Cío, °с г 620

50 100 150 200 250 50 100 150 200 250

Вихревая технология МВт Плазменная технология МВт

280 250 210

-580

-540

170 L 500 Pt, «Па 3'° 0,7

схгац О* 0,5

Л), МП^

20

(

— 'о-. Ро / J

<

— <1

X

-«ТЭЦ* 1

'пв> *СА), -с

г 620

290 250 210 170

-5в0 -540 .500

Рк, кПа 3 0 0,7 О,в

«ТЭЦ

0,5

20

JnB — tr -PÓ

J к...

1

Огэц 1

50 100 150 200 250

50 100 150 200 250

Эмульгаторная золоочистка Термоподготовка топлива

Рис 19 Оптимальные параметры теплофикационных энергоблоков в зависимости от единичной мощности для различных технологических процессов производства электроэнергии и тепла в условиях ограничений «по здравоохранению»

ков, рис.19. Легко видеть, что общим для всех технологий является отклонение оптимальных параметров острого пара (Ро, <о) и питательной воды (¿пв) от стандартных значений. Во всех случаях оптимальное давление острого пара (Р0) с ростом мощности стремится к закритическим значениям при некотором снижении оптимальной температуры (/0). То есть тенденции по снижению температуры острого пара с ростом мощности блока сохраняются и в этом случае.

Пример определения устойчивости начальных параметров для различных технологий показан в условиях изменения мощности энергосистемы на примере блока 80 МВт (турбина ПТ-80), рис.20. Диапазон изменения мощности энергосистемы в расчетных экспериментах составил 0,16.. .5 ГВт, что сопоставимо с работой блока в условиях небольшой ТЭЦ или энергосистемы крупного региона. Устойчивыми начальными параметрами обладают традиционная технология и технология плазменного розжига и подсвета основного факела - все параметры характеризуются прямыми линиями.

290

250

210

170 Р«Па

Нтэц

(о, 'С г 620 г

Ра, МП^5 (пв. („, -с

■'о

/V

'пв

Рк

I «ТЭЦ

•С 290

170 Р,С, «Па

«ТЭЦ

2 8 16 32 64

Традиционное сжигание

0,5

N .'о

5'г в —

Гк

I <*гац

Ро, 'по <„, -С

Г 620г

Ра, МП^6

• 500

2 9 16 32 64 л,шт Вихревая технология

ОСуэц

/пв

<0

Г*

1 Отец |

2 8 16 32 64

л, шт Плазменная технология

л, шт

'П8. 1„, -С •с

290 250 210

остэц

Р„, мгЦц [т, /„, -с

'¡о —

пв =

Ру~

» «1ЭЦ

•С

290

г 620

5Ю 940

170 />*,«Па

«ТЭЦ

Ре, МП;

■--"Лс—

-<*пц" 1

26 16 3264 2 8 16 32 64

Эмульгаторная «, шт Термоподготовка л, шг золоочистка топлива

Рис.20. Оптимальные параметры теплофикационного блока мощностью 80 МВт (ПТ-80) в зависимости от эквивалентной мощности энергосистемы (п -число включенных в эенергосистему эквивалентных блоков) для различных технологических процессов производства электроэнергии и тепла в условиях ограничений «по здравоохранению»

Сопоставление энергоблоков (диапазон мощности 4...250 МВт) стандартных параметров и оптимизируемых параметров показывает, что удаление стандартных энергоблоков от потребителей тепла на расстояния свыше 25...28 км, приведет к необоснованным потерям теплоты в системах теплофикации.

Характер функции цели для теплофикационных энергоблоков со стандартными параметрами мощностью 50...250 МВт не меняется, рис,21, (значения <0 обусловлены платой «в здравоохранение»). Однако больший интерес представляют следующие результаты исследования. Сравнительный анализ блоков со стандартными параметрами и блоков с оптимизируемыми параметрами показывает, что это соотношение (Зин<м>: Зздрдв) практически не зависит от параметров блока, рис.22. Причем для блоков мощностью свыше 50 МВт это отношение соответствует 0,28...0,4 и не зависит ни от единичной мощности, ни от вида технологического процесса.

Это означает, что оптимальные затраты «по здравоохранению» должны превышать затраты в экоструктуру в 2,5...3,5 раза вне зависимости от параметров блока и технологической схемы ТЭЦ. Увеличение себестоимости в этих условиях в среднем составляет 15...30%. Для мощных блоков увеличение себестоимости несколько выше и может доходить до 40%.

Результаты расчетов ущербов от действия различных источников выбросов на площадках функционирования Новосибирских ТЭЦ и котельных, табл.1, показывают, что для реально функционирующих станций это соотношение не соблюдается даже при использовании в качестве основного топлива природного газа и при расположении источника выбросов с подветренной от города стороны.

50 1 50 250 МВт 50 150 250 МВт 50 150 250 МВт

тт

Эмульгатор*« делоочистка

l)z 1.1

0.9

0.7

0,5

1

50 150 250 МВт 50 150 250 МВт

Рис.21. Функция цели riz энергоблоков стандартных параметров при учете затрат «по здравоохранению»

ЗцорЯзДГЛВ

МВт

Рис.22. Отношение затрат Зинфр/Зздрав, для всех рассматриваемых технологий в зависимости от единичной мощности блока

Полученные результаты исследования можно считать сопоставимыми с зарубежным опытом.

В седьмой главе приведено решение задачи анализа фактического состояния оборудования (с использованием разработанных подходов и методик) на примере техперевооружения ТЭЦ-1, ООО «Бийскэнерго».

ООО «Бийскэнерго» - электростанция высокого давления с поперечными связями, имеющая в своем составе две группы оборудования - 90 кг/см2 и 130 кг/см2, открытую систему технического водоснабжения и работающая на Кузнецком угле марки СС и Т. На станции существует ряд ограничений, обусловленный загрузкой и фактическим состоянием оборудования, особенностями технического водоснабжения и особенностями реконструированного оборудования.

Кроме того, работа станции характеризуется низкой экономичностью, табл.2.

Таблица 2

Фактические показатели экономичности

Наименование показателя Значение

Установленная мощность: • электрическая, МВт • тепловая, Гкал/ч 515 2440

Фактическая электрическая мощность (в среднем за период), зима/лето, МВт Фактическая тепловая нагрузка (в среднем за период) зима/лето, Гкал/ч 155/69 214/54

Электроэнергия на собственные нужды, % 21,7

Тепловая энергия на собственные нужды, % 2,8

Удельный среднегодовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии, г.у.т/кВт-ч 482

Удельный среднегодовой расход условного топлива на отпуск теплоты, кг.у.т/Гкал 162,4

КПД брутто по группе котлоагрегатов, % 81,5

КПД по группе турбин, % 76,3

Решение задачи анализа фактического состояния оборудования (без которой не может приниматься решение о техперевооружении) проведено в несколько этапов:

1 Адаптация математической модели в рамках работы вычислительного комплекса:

• ввод исходной информации;

• корректировка модели по сходимости результатов расчетов с фактическими показателями.

2. Расчеты и анализ с выявлением причин низкой экономичности работы ТЭЦ.

3. Последовательное моделирование первоочередных мероприятий по повышению эффективности работы ТЭЦ и анализ результатов.

4. Разработка альтернативных вариантов техперевооружения Расчеты по укрупненным показателям. Отсев вариантов, не подходящих по технико-экономическим ограничениям (удельные расходы топлива, капиталовложения, перспективные возможности ТЭЦ по урегулированию поставок топлива).

5. Расчет альтернативных вариантов с учетом максимальных, средних и минимальных зимних и летних нагрузок, удовлетворяющих п.4, с выводами и разработкой техпредложений.

Адаптация математической модели в рамках работы расчетного вычислительного комплекса, проведена путем ввода фактических эксплуатационных показателей (Р0, ?0, ¿„и, Лс, Л«. Ло„ 'о« в, '* и др.) работы оборудования ТЭЦ поаг-регатно. При этом поперечные связи станции условно разрываются и считается, что группа котлов, обеспечивающая одну турбину - эквивалентна, то есть имеет одинаковые технико-экономические характеристики.

Адаптация модели на сходимость результатов расчетов с фактическими показателями проведена по нормативным характеристикам турбин, полученным по результатам испытаний на ТЭЦ, путем корректировки КПД котлов, проточных частей турбин, транспорта теплоты, уточнению фактических значений недогревов в конденсаторах и температур охлаждающей воды и окружающей среды в расчетный период и др. при обеспечении погрешности расчетов 3%.

Анализ результатов расчетов при моделировании фактической эксплуатационной загрузки ТЭЦ позволил выявить причины низкой экономичности станции, сформулировать первоочередные задачи реконструкции и отсеять из всех возможных (установка новой турбины, перевод на схему БПЭ, применение ГТН-надстройки и др.) три альтенативных варианта.

К первоочередным задачам следует отнести: во-первых - повышение КПД котлов до 88.. 88,5 % за счет модернизации горелочных устройств (с учетом характеристик фактически поставляемого топлива) при снижении мехне-дожега, устранения присосов, обеспечения режима тяги и дутья и т.п.; во-вторых - обеспечение нормативных параметров оборудования И...IV очередей -140 кг/см2 и 560 °С за котлом и 130 кг/см2 и 555 °С перед турбиной.

В качестве вариантов техперевооружения ТЭЦ (при одновременном обеспечении первоочередных задач) приняты:

1 Вариант 1 - консервация оборудования 1-ой очереди станции с последующим демонтажем оборудования; обеспечение производственного потребителя паром из нерегулируемых отборов теплофикационных турбин П1-ей и IV-ой очередей; установка новой конденсационной турбины высоких параметров К-110-130 (ст. №9); реконструкция прямоточной системы техводоснаб-жения с переводом ее в прямоточно-оборотную за счет строительства градирен на площадке ТЭЦ с общей площадью орошения 3200 м2. 2. Вариант 2 - консервация оборудования 1-ой очереди станции с последующим демонтажем оборудования; обеспечение производственного потребителя паром из нерегулируемых отборов теплофикационных турбин Ш-ей и IV-

ой очередей; установка новой конденсационной турбины высоких параметров К-110-130 (ст. №9); реконструкция системы техводоснабжения с сохранением прямоточной схемы и заменой циркуляционных насосов береговой станции на более мощные.

3. Вариант 3 (мини-малытя реконструкция) - консервация оборудования I-ой очереди станции с последующим демонтажем; обеспечение производственного потребителя паром оборудованием 11-ой очереди (турбины типа ПТ); реконструкция системы техводоснабжения с сохранением прямоточной схемы и заменой циркуляционных насосов береговой станции на более мощные.

Показатели вариантов представлены в табл.3.

Таблица 3

Показатели вариантов техперевооружения_

Наименование Существующее положение Варианты техперевооружения

Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3

Распологаемая электрическая мощность (зима/лето), МВт 480/360 590/470 590/470 460/360

Удельный среднегодовой расход топлива на отпуск электроэнергии, г.у.т/кВт-ч 482 366 365 383

Удельный среднегодовой расход топлива на отпуск теплоты, кг/Ткал 163 149,7 149,7 149,5

Расход электроэнергии на собственные нужды, % 21,7 16,2 15,8 16,5

Расчет экономических показателей от деятельности ООО «Бийскэнерго» выполнен по показателям 2002 года (год, предшествующий выполнению работы). При этом отпуск электроэнергии составил 889007 тыс. кВт-ч, теплоты -925309 Гкал Себестоимость отпущенной электроэнергии - 820,13 руб./тыс. кВт-ч; теплоты - 259,55 руб./Гкал. Отпускная цена электроэнергии (среднееот-пускной тариф) - 914,78 руб./тыс. кВт-ч. Тарифная ставка на ФОРЭМ (по двух-ставочному тарифу) за электроэнергию - 505,93 руб./тыс. кВт-ч; за мощность -56401 руб./МВт в месяц. Стоимость угля с железнодорожным тарифом за сентябрь 2003 г. - 598,2 руб./т.

Все сведения предоставлены ООО «Бийскэнерго».

Технико-экономические показатели вариантов техперевооружения представлены в табл.4.

Таблица 4

Технико-экономические показатели вариантов_

Наименование Существующее положение Варианты техперевооружения

Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3

Стоимость реконструкции, млн. $ - 46,21/63,51* 41,55/58,85* 22,8/40,1*

Себестоимость отпущенной электроэнергии, коп./кВтч 82 44,7/45,3* 44,4/45,0* 47,0/47,7*

Себестоимость отпущенной теплоты, руб./Гкал 259,55 175,2/177,5* 174,6/176,9* 170,3/172,6*

ЧДД, млн. руб. - 4905 5141 5233

Рентабельность, % - 18/13* 21/14* 33/19*

Срок строительства, мес. - 38 26 24

Срок окупаемости - 5,5/7,7* 4,9/7,0* 3,0/5,4*

* - с учетом капитальных затрат в автоматизацию

В заключении представлены основные результаты работы и выводы:

1. Сформулированы научно-методические основы исследования энергоблоков ТЭС. Предложена модель исследования, которая является попыткой впервые методологически объединить разноплановый характер исследовательских задач для энергоблоков ТЭС, которая формируется на стыке наук - термодинамики, экологии и экономики.

2. Разработана методика технико-экономической оптимизации многоцелевых энергоблоков ТЭС, при этом многокритериальная задача приведена к обобщенному интегральному критерию эффективности. Методика позволяет определить наивыгоднейшее сочетание параметров термодинамического цикла и тепловой схемы, а также конструктивно-компоновочных параметров и характеристик энергооборудования с учетом всех внешних и внутренних ограничений.

3. Впервые при комплексных исследованиях предложен ненормативный механизм и методика учета затрат «по здравоохранению», который оценивает затраты, связанные с восстановлением здоровья людей длительное время находящихся под воздействием вредных выбросов от действия ТЭС, который адекватно учитывает социальные последствия проекта.

4. Сформулированы ограничения на применяемые методики расчетов. При этом все методические положения реализованы в вероятностной постановке в вычислительном комплексе, который может использоваться в инженерной практике.

5. Представлен ряд новых технологий топливоиспользования, которые условно разделены на «котельные» и «схемные». Показаны некоторые методические особенности их исследования. Проведена схемно-параметрическая оптими-

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ , БИБЛИОТЕКА ] С.Пет«И**г I •» т нт

зация энергоблоков ТЭС с этими технологиями в диапазоне мощности 50...800 МВт.

6. Оптимальные параметры для всех рассмотренных технологий принимают следующие значения. Для теплофикационных энергоблоков стандартных докритических параметров оптимальное давление острого пара остается на том же уровне вне зависимости от технологического процесса, Для энергоблоков с промперегревом вне зависимости от типа оптимальное давление стремиться к закритическим значениям, при этом наблюдается увеличение последнего от 23,5 до 25 МПа с ростом единичной мощности блока от «180...210 до 800 МВт. Оптимальная температура острого пара для всех рассмотренных энергоблоков существенно зависит от технологического процесса и единичной мощности и в целом находится на уровне 510...575 °С, при некоторой тенденции к снижению с ростом единичной мощности. Оптимальная температура питательной воды так же зависит от технологии и единичной мощности, принимает значения от 170 до 280 °С и имеет тенденцию к росту с ростом мощности ТЭУ. Оптимальная температура пара промежуточного перегрева в среднем принимает значения 535... 545 °С, имеет тенденцию к росту с ростом мощности ТЭУ и мало зависит от вида технологического процесса.

7 Эффективность рассмотренных технологий на 7.. 18% выше, чем при традиционном сжигании в зависимости от типа энергоблока, его единичной мощности и вида технологического процесса. При этом обеспечение эффективности ТЭУ, вне зависимости от технологического процесса, может быть достигнуто не только стремлением к «суперпараметрам» с переходом на «суперматериалы», но и комплексным учетом внешних факторов.

8. Можно утверждать, что при создании энергоблоков, оснащенных новыми технологическими процессами, проектирование основного оборудования следует вести одновременно в рамках единого проекта. В первую очередь это относится к котлоагрегату и паровой турбине.

9 Предложены два варианта многоцелевых энергоблоков с новыми технологиями сжигания топлива, со 100 %-ой утилизацией золы при минимальном экологическом воздействии на окружающую среду и производстве природоохранными технологиями в составе энергоблоков гаммы продуктов с товарными свойствами. Проведено исследование указанных многоцелевых энергоблоков в результате чего определены их оптимальные параметры, совершенство структурных связей и комплексная эффективность функционирования.

10 Оптимальные параметры многоцелевых энергоблоков незначительно отличаются от параметров традиционных теплофикационных блоков (стандартные значения по давлению острого пара и температуре питательной воды, при снижении температуры острого пара до 500...510 °С в области энергоблоков больших мощностей 180...250 МВт, коэффициент теплофикации также находится на уровне стандартных значений - 0,5...0,6).

11.Структурные связи многоцелевых энергоблоков, определяемые посредством эксергетического коэффициента структуры имеют более совершенные характеристики по сравнению с традиционными энергоблоками (еу=0,65...0,67 -для многоцелевых энергоблоков, против 0,55...0,65 - для традиционных).

12.Комплексная эффективность функционирования многоцелевых энергоблоков превосходит традиционные для энергоблоков с единичной мощностью более 50... 100 МВт даже без учета продажи товарной продукции, производимой природоохранными технологиями.

13.Проведено исследование учета затрат «по здравоохранению» и их влияние на оптимальный профиль теплофикационных блоков, оснащенных новыми технологиями топливоиспользования. При этом выявлено, что учет затрат «по здравоохранению» меняет традиционный профиль блока. В этом случае наблюдаются тенденции (с ростом единичной мощности блока) к снижению оптимальной температуры острого пара с ~570 до 510...540 °С и увеличению давления острого пара с ~13 до 18...23 МПа в зависимости от технологического процесса и единичной мощности блока.

14.Сравнительный анализ энергоблоков со стандартными параметрами и энергоблоков с оптимизируемыми параметрами позволяет утверждать, что удаление энергоблоков со стандартными параметрами в зону с меньшей плотностью населения зависит от мощности блока и вида технологического процесса, может достигать 25. ..28 км.

15.Соотношение в затратах на восстановление экологической и социальной инфраструктуры с учетом «здравоохранения» и без него, Зинфр^Зздрав, для блоков мощностью выше 50 МВт не зависит от мощности блока, его начальных параметров и вида технологической схемы и лежит в пределах 1:2,5...3,5. Реально функционирующие ТЭЦ и котельные (в частности, г. Новосибирска) не обеспечивают данного соотношения даже при условии работы на природном газе и при расположении с подветренной стороны от потребителей тепла, что требует применения новых подходов при определении площадок строительства энергоисточников вблизи населенных пунктов.

16.Увеличение себестоимости электроэнергии и теплоты при учете затрат «по здравоохранению» в среднем составляет 15...30%, однако для мощных теплофикационных блоков может доходить до 40%.

17.На основе разработанного методического подхода проведены расчеты по анализу фактического состояния оборудования ТЭЦ-1 ООО «Бийскэнерго». Анализ результатов позволил разработать альтернативные варианты техпере-вооружения ТЭЦ-1 ООО «Бийскэнерго», которые позволяют обеспечить снижение расхода топлива на отпуск электроэнергии в 1,26...1,32 раза, теплоты - в 1,09...1,1 раз; снижение себестоимости электроэнергии в 1,72...1,85, теплоты - 1,46...1,52 раза в зависимости от вариантов.

Список основных опубликованных работ но теме диссертации:

Отдельные издания:

1. Томилов В.Г,, Щинников П.А., Ноздренко Г.В. и др. Обоснование направлений развития пылеугольных ТЭЦ с новыми ресурсосберегающими технологиями. - Новосибирск: Наука. Сибирское предприятие РАН, 2000. - 147 с.

2. Ларионов ВС., Ноздренко Г.В., Щинников П.А., Зыков ВВ. Технико-экономическая эффективность энергоблоков ТЭС. - Новосибирск: Издательство НГТУ, 1998.-30с.

3.. Томилов В.Г., Щинников П.А., Ноздренко Г.В. и др. Эффективность пылеугольных ТЭЦ с новыми экологообеспечивающими технологиями. - Новосибирск: Наука. Сибирское предприятие РАН, 1999.-97 с.

4. Щинников ПА., Ноздренко А.А , Ловцов А А Эффективность реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ в парогазовые. - Новосибирск: Наука. Сибирское предприятие РАН, 2002. - 95 с.

5 Томилов В Г., Щинников П.А., Овчиников Ю.В. и др. Системные исследова-

- ния малоинвестиционных экологообеспечивающих технологий в составе ТЭЦ. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. - 57 с.

6. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Томилов В.Г. и др. Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. - 528 с.

Публикации в ведущих журналах:

7 Щинников П.А. Постановка задачи оптимизации генерирующих мощностей энергосистемы. // Энергетика (Изв. Вузов и энергетических объединений СНГ). - 2000. - №6. - С.66...72.

8 Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Ловцов A.A. Режимные показатели пыле-угольной ТЭЦ с газотурбинной надстройкой при качественном регулировании отпуска тепла. - Проблемы энергетики (Изв. ВУЗов). - 2002. - №3-4. -С.14...19.

9. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Ловцов A.A. Энергосберегающая парогазовая технология реконструкции пылеугольной ТЭЦ. - Теплофизика и аэромеханика. - 2002. - том 9. - №3. - С.445...449.

10 Щинников П.А. Эффективность термоподготовки топлива для энергоблоков ТЭЦ. - Энергетика (Изв. ВУЗов и энергетических объединений СНГ). -2000.-№1.-С. 57...61.

11 Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Зыков В.В. и др. О перспективах некоторых технологий теплоснабжения. - Новости теплоснабжения. - 2001. - №10. -С.22...25.

12. Щинников П.А., Евтушенко Е.А., Овчинников Ю.А. и др. Новая технология сжигания твердого топлива. - Теплоэнергетика. - 2001. - №7. - С.30.. .32.

13 Щинников П А., Овчинников Ю.В., Томилов В.Г. и др Системные исследования малоинвестиционных технологий в составе ТЭЦ - Энергетика (Изв. ВУЗов и энергетических объединений СНГ). - 2000. - №2. - С. 54.. .60.

14. Щинников ПА., Зыкова Н.Г., Серант Ф.А., Ноздренко Г.В. Схемно-параметрическая оптимизация котлов ТЭС с кольцевой топкой. - Теплофизика и аэромеханика. - 2003. - том 10. - №3. - С.477...483.

15. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Томилов В.Г., Пугач Ю.Л. Экономия топлива в системе за счет перевода ТЭЦ в комбинированный теплофикационный режим с внутриквартальными теплонасосными установками. - Теплофизика и аэромеханика. - 2001. - т.8. - №1. - С. 143... 149.

16. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Томилов В.Г., Пугач Ю.Л. Повышение технико-экономической эффективности ТЭЦ путем перехода на новые режимы работы с внутриквартальными теплонасосными установками. - Теплофизика и аэромеханика. - 2000. - т.7. - №4. - С. 581...590.

17. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Томилов В.Г., Пугач Ю.Л. Однотрубная система теплоснабжения с абсорбционным бромисто-литиевым тепловым насосом. - Проблемы энергетики (Известия ВУЗов). - 2000. - №7-8. - С. 106...109.

18. Щинников П.А., Ноздренко Г.В. Влияние некоторых системных факторов на теплофикационный энергоблок с термоподготовкой топлива. - Энергетика (Известия высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ). - 1998. -№1. -С.49...53.

19.Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Пугач ЛИ. и др. Предварительная подготовка топлива в ТЦП в рамках реконструкции действующих энергоблоков ТЭЦ. - Энергетика (Изв. ВУЗов и энергетических объединений СНГ). -1999.-№3.-С. 63...67.

20. Щинников ПА. Перспективы энергоблоков ТЭЦ в условиях экологических ограничений. - Энергетика (Известия высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ). - 2000. - №3. - с. 59.. .65.

21. Щинников ПА. Учет социальных последствий от действия энергоблоков ТЭЦ. - Проблемы энергетики (Известия ВУЗов). - 2000. - №9-10. - С. 96...98

22.Щинников П.А., Зыкова Н.Г., Серант Ф.А., Ноздренко Г.В. Схемно-параметрическая оптимизация котлов ТЭС с кольцевой топкой. - Теплофизика и аэромеханика. - 2003. - том 10. - №3. - С.477. .483.

23. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Серант Ф.А. и др. Повышение эффективности энергоблоков ТЭЦ. - Ползуновский вестник. - 2004. - №1. - С.210.. .214.

24. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Коваленко П.Ю. и др. Новые технологии в составе энергоблоков ТЭС. - Вестник СГТУ. - 2004. - №3(4). - С.139... 149.

25. Щинников П.А. Научно-методические основы исследования энергоблоков ТЭС. - Научный вестник НГТУ. - 2004. - №3(18). - С. 161... 168.

26 Щинников П.А., Зыкова Н.Г., Серант Ф.А., Ноздренко Г.В. Оптимизация котлов ТЭС с кольцевой топкой. - Проблемы энергетики (Изв. ВУЗов). -2004.-№9-10.-С.3...10.

27 Щинников ПА., Ноздренко Г.В. Использование вычислительного комплекса ОРТЭС для технико-экономических исследований ТЭС. - Научный вестник НГТУ.-2005,-№1(19).-С.51...62.

Патенты:

28. Патент на изобретение №2163327 RU - Томилов В.Г., Щинников П.А., Ноздренко Г.В, и др. Способ централизованного теплоснабжения, 2001. -Бюл. №5.

29. Патент на изобретение №2163703 RU. - Томилов В.Г., Щинников П.А., Ноздренко Г.В. и др. Система централизованного теплоснабжения, 2001. -Бюл. №6.

30.Патент на изобретение №2153476 RU. - Евтушенко Е.А., Овчинников Ю.В., Щинников П.А., Томилов В.Г. и др. Сырьевая смесь для производства керамзита, 2000 - Бюл. №21.

31 .Патент на изобретение №2179960 RU. - Евтушенко Е.А., Щинников П.А., Овчинников Ю.В., Томилов В.Г. и др. Формовочная смесь, 2002. - Бюл. №6.

32. Патент на изобретение №2165956 RU. - Евтушенко Е.А., Овчинников Ю.В., Щинников П.А., Томилов В.Г. и др. Способ получения топливных брикетов, 2001. - Бюл. №12.

33 Патент на изобретение №2119613 RU. - Ноздренко Г.В., Щинников П.А., Сазонов И.Н. Способ сжигания низкореакционного угля, 1998. - Бюл. №27.

34.Патент на изобретение №2120083 RU. - Щинников П.А. Способ сжигания твердого топлива, 1998. - Бюл. №28.

35. Патент на изобретение №2151959 RU. - Щинников П.А., Евтушенко Е.А., Сазонов И.Н. и др. Способ получения жидкого композитного топлива, 2000. -бюл. №18.

36. Патент на изобретение №2151170 RU - Щинников П.А., Овчинников Ю.В., Сазонов И.Н. и др. Жидкое углесодержащее топливо, 2000 - Бюл. №17.

37.Патент на изобретение № 2138729 RU. - Ноздренко Г.В., Пугач Л.И., Ловцов A.A., Щинников П.А. Устройство для получения горячей воды, пара и перегретого пара, 1999. - Бюл. №27.

Подписано в печать « 7 »декабря 2005 г. Формат 84x60x1/16 Бумага офсетная. Тираж 125 экз. Печ.л. 2,5 Заказ №6

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

» 2 6 О 9 9

РНБ Русский фонд

2006-4 29589

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ. ЦЕЛИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1. Анализ состояния мирового энергетического хозяйства.

1.2. Состояние энергохозяйства России

1.3. Организационно-экономические проблемы энергетики

1.4. Технологические проблемы энергетики

1.5. Экологические проблемы энергетики

1.6. Цели и задачи исследования

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1. Научно-методические основы исследования энергоблоков ТЭС

2.2. Методические особенности оценки эффективности инвестиций в энергетике в современных условиях

2.3. Методика технико-экономической оптимизации

2.3.1. Сущность подхода к технико-экономической оптимизации.

2.3.2. Обоснование критерия эффективности

2.3.3. Определяющие принципы сравниваемых вариантов

2.3.4. Определение составляющих критерия эффективности

2.4. Постановка задачи оптимизации генерирующих мощностей энергосистемы

2.5. Методические аспекты исследования энергоблоков ТЭС в условиях экологических ограничений

2.6. Вероятностная оценка достоверности результатов вычислений.

2.7. Ограничения на применяемые методики расчетов.

2.8. Выводы

ГЛАВА 3. НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В СОСТАВЕ ЭНЕРГОБЛОКОВ ТЭС.

МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ИХ ИССЛЕДОВАНИЯ . 83 3.1. Технологии с усовершенствованием топочных процессов

3.1.1. Технология термоподготовки топлива

3.1.2. Методические особенности исследования

3.1.3. Технология плазменного розжига твердого топлива

3.1.4. Методические особенности исследования

Щ 3.1.5. Технология сжигания топлива в вихревой топке

3.1.6. Методические особенности исследования

3.1.7. Технология сжигания топлива в котле с кольцевой топкой.

3.1.8. Методические особенности исследования.

3.1.9. Технология сжигания композитного жидкого топлива.

3.1.10. Методические особенности исследования.

3.2. Технологии с усовершенствованием тепловых схем

3.2.1. Блоки повышенной эффективности (БПЭ)

3.2.2. Методические особенности исследования

3.2.3. Комбинированные системы теплоснабжения

3.2.4. Методические особенности исследования

3.2.5. Газотурбинная надстройка ТЭЦ

3.2.6. Методические особенности исследования

3.2.7. Бинарные ПГУ

3.2.8. Методические особенности исследования

3.3. Выводы.

ГЛАВА 4. СХЕМНО-ПАРАМЕТРИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ

ЭНЕРГОБЛОКОВ ТЭС С НОВЫМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ . 142 4.1. Оптимизация термодинамических параметров.

Структурные показатели. Функция цели

4.1.1. Технологии с усовершенствованием топочных процессов.

4.1.2. Технологии с усовершенствованием тепловых

4.2. Обобщение результатов оптимизации.

4.2.1. Обобщение по термодинамическим параметрам.

4.2.2. Обобщение по технико-экономическим показателям

4.3. Выводы. f

ГЛАВА 5. СХЕМНО-ПАРАМЕТРИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ

МНОГОЦЕЛЕВЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ ТЭС

НА ТВЕРДОМ ТОПЛИВЕ

5.1. Постановка задачи

5.2. Формирование информационной структуры многоцелевых энергоблоков

5.3. Методические особенности исследования

5.4. Результаты исследования

5.5. Выводы

ГЛАВА 6. ВЛИЯНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ОГРАНИЧЕНИЙ НА

ОПТИМАЛЬНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ ТЭС

6.1. Методика учета затрат «по здравоохранению» при комплексной оптимизации энергоблоков ТЭС . 4.

6.2. Оптимальные параметры теплофикационных блоков в условиях экологических ограничений

6.3. Влияние системных факторов на профиль энергоблоков.

6.4. Сопоставление энергоблоков ТЭЦ со стандартными и оптимизируемыми параметрами

6.5. Сопоставление результатов исследования с зарубежным опытом.

6.6. Выводы.

ГЛАВА 7. РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ АНАЛИЗА ФАКТИЧЕСКОГО

СОСТОЯНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

7.1. Постановка задачи

7.2. Решение задачи

7.2.1. Выявление причин низкой экономичности

7.2.2. Альтернативные варианты техперевооружения

7.2.3. Сравнительный технико-экономический анализ вариантов.

Л 7.3. Выводы.

Анализ мирового развития энергетики показывает, что органическое топливо остается доминирующим видом топлива на ближайшую и отдаленную перспективу в мировом топливном балансе. Доля нефти (нефтепродуктов) в качестве энергетического топлива снижается в пользу газа и угля. При использовании в качестве основного топлива газа перспективными следует считать парогазовые электростанции с КПД не менее 57.58%. Основой энергетики будущего на базе использования твердых топлив следует считать энерготехнологические предприятия с комплексной переработкой топлива и получением гаммы продуктов с товарными свойствами. Экологические проблемы энергетики продолжают оставаться актуальными.

Энергетика России характеризуется тем, что использование органического топлива в ближайшей и отдаленной перспективе будет доминирующим, при увеличении доли твердых топлив по отношению к жидким и газообразным. Значительная часть энергетического оборудования в стране выработала свой ресурс и требует немедленной замены или реконструкции. Отсутствие финансирования - одна из основных проблем энергетики страны. Традиционные технологии теплоснабжения устарели. Экологические проблемы отрасли продолжают быть актуальными. Более полное использование угольного потенциала Сибири - важная задача и в настоящее время и на перспективу. Использование потенциала энергоресурсосбережения так же является важной государственной задачей.

В то же время, перед энергетиками страны стоит чрезвычайно сложная задача по реструктуризации отрасли и формированию конкурентного рынка энергии (ФОРЭМ), создание которого диктует по существу одно условие -конкурентоспособность генерирующих кампаний, которая может быть обеспечена лишь за счет снижения себестоимости продукции. Наряду с организационно-экономическими необходимо решать проблемы другого плана - технологические (ввод новых генерирующих мощностей с применением новых технологий топливоиспользования и повышение эффективности действующего оборудования путем реконструкции с использованием малозатратных технологий) и экологические (по снижению негативных воздействий ТЭС на окружающую среду). Таким образом, характер решаемых задач носит разноплановый характер, так как затрагивает разные сферы жизнедеятельности человека.

Диссертация посвящена постановке взаимосвязанных задач по формированию единого методического подхода к исследованию новых технологий топливоиспользования в энергетике. Разработке методов для решения разнохарактерных задач по схемно-параметрической оптимизации энергоблоков ТЭС с новыми технологиями (в том числе и многоцелевых энергоблоков), по введению этих технологий в различные энергосистемы, по их воздействию на окружающую среду и по анализу фактического состояния оборудования, позволяющих вести оценку с единых позиций на разных стадиях преобразования энергии. Созданию программно-вычислительного комплекса, реализующего разработанный подход и проведению оптимизационных исследований ряда теплоэнергетических объектов, оснащенных новыми технологиями топливо-использования. Выработке практических рекомендаций по схемным решениям, выбору параметров процессов и характеристик оборудования для новых технологий топливоиспользования с учетом обеспечения графиков нагрузки, заданной надежности энергоснабжения, возможных режимов работы в энергосистеме и современных требований к инфраструктуре (экологической, производственной, социальной).

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из семи глав, введения, заключения, списка литературы и приложения. Содержит 295 страниц основного текста, 92 рисунка, 27 таблиц, 349 источников.

По материалам диссертации опубликовано 70 печатных трудов, в том числе: монографий (в соавторстве) - 6; в рецензируемых журналах - 21 (из них по перечню ВАК - 14); патентов РФ - 10; в сборниках научных трудов и по материалам конференций - 33.

В первой главе показаны пути развития мировой энергетики и особенности развития энергетики России. Показана значимость органического топлива (в первую очередь твердого) в мировом энергобалансе и энергобалансе России. Изложены основные проблемы развития энергетики страны, которые условно разделены на технологические, экологические и экономические. Показана необходимость в разработке методологии, которая могла бы позволить объединить разноплановый характер задач в энергетике с единых оценочных позиций. На основе проведенного анализа сформулированы цели и задачи исследования.

Во второй главе сформулированы научно-методические основы исследования энергоблоков ТЭС. При этом отмечено, что современные энергоблоки ТЭС являются сложными структурами. Оснащенные новыми технологиями, они становятся энерготехнологическими многоцелевыми блоками, которые могут вырабатывать и отпускать потребителям два и более видов продукции.

Такие энергетические объекты имеют разностороннее влияние на многие сферы жизни и деятельности общества. Они тесно взаимоувязаны с потребителями производимой продукции, с поставщиками сырья и между собой, и образуют энергетические системы с большим количеством экологических, социальных и технологических связей. Такие связи во многом определяют структуру и технологический профиль самого объекта как с точки зрения целесообразности его размещения в той или иной энергосистеме, так и с точки зрения оптимизации его внутрицикловых параметров. При этом целями решения такой задачи является определение наивыгоднейшего сочетания параметров термодинамического цикла и тепловой схемы, а также конструктивно-компоновочных параметров и характеристик энергооборудования с учетом всех внешних и внутренних ограничений.

Для решения необходимы методические подходы, которые позволят вести анализ результатов с единых оценочных позиций для различных влияющих факторов. В настоящей работе предлагается модель исследования, которая является попыткой впервые методологически объединить разноплановый характер исследовательских задач энергоблоков ТЭС. Сформулирована задача оптимизации генерирующих мощностей энергосистемы. Учитывая высокую вариативность входной информации, решение задачи осуществлено в вероятностной постановке. В диссертации впервые используется ненормативный механизм учета затрат «по здравоохранению», который оценивает затраты, связанные с восстановлением здоровья людей длительное время находящихся под воздействием вредных выбросов от действия ТЭС.

В третьей главе представлены принятые к рассмотрению перспективные технологии топливоиспользования, которые условно разделены на «котельные» и «схемные». К «котельным» технологиям отнесены: термоподго- , товка топлива, плазменный розжиг и подсветка, сжигание топлива в вихревой и кольцевой топках, сжигание композитного жидкого топлива. К «схемным» отнесены: блоки повышенной эффективности: одно- и двухтрубные системы комбинированного теплоснабжения, газотурбинные надстройки ТЭЦ, бинарные ПТУ. Дано краткое описание указанных технологий и представлены методические особенности исследования.

В четвертой главе впервые представлены обобщающие результаты схемно-параметрической оптимизации энергоблоков ТЭС с представленными выше новыми технологиями. Показаны условия их перспективности.

В пятой главе предложены два варианта многоцелевых энергоблока с новыми технологиями сжигания топлива, со 100 %-ой утилизацией золы при минимальном экологическом воздействии на окружающую среду и производстве природоохранными технологиями в составе энергоблоков гаммы продуктов с товарными свойствами. Сформирована их информационная структура. Представлены результаты исследования. Лучшая структурная сбалансированность многоцелевых энергоблоков обусловливает более высокие КПД по отпуску электроэнергии и теплоты по сравнению с традиционными энергоблоками, что ведет к меньшим затратам в создание и функционирование и, как следствие, более высокой функции цели.

В шестой главе представлены результаты исследования энергоблоков ТЭЦ с новыми технологиями топливоиспользования в условиях экологических ограничений. В расчетах использован ненормативный механизм учета затрат «по здравоохранению». Показано, что соотношение в затратах на восстановление экологической и социальной инфраструктуры с учетом «здравоохранения» и без него, Зинфр^Зздрав» для блоков мощностью выше 50 МВт не зависит от мощности блока, его начальных параметров и вида технологической схемы и лежит в пределах «1:3.

Седьмая глава посвящена решению задачи анализа фактического состояния оборудования ТЭЦ-1 ООО «Бийскэнерго». Задача решена с использованием тех же методических положений. Анализ результатов позволил разработать альтернативные варианты техперевооружения, которые позволяют обеспечить снижение расхода топлива на отпуск электроэнергии в 1,26.1,32 раза, теплоты - в 1,09.1,1 раз; снижение себестоимости электроэнергии в 1,72. 1,85, теплоты - 1,46. 1,52 раза в зависимости от вариантов.

Проведена оценка предложенных вариантов техперевооружения и разработаны мероприятия по поэтапному внедрению альтернативных вариантов, направленных на повышение эффективности Бийской ТЭЦ-1.

В заключении сформулированы основные результаты работы и выводы.

Приложение содержит акты о практическом использовании результатов работы.

7.3. Выводы

На основе разработанного методического подхода (гл.2) проведены расчеты по анализу фактического состояния оборудования ТЭЦ-1 ООО «Бийск-энерго». Анализ результатов позволил разработать альтернативные варианты техперевооружения ТЭЦ-1 ООО «Бийскэнерго», которые позволяют обеспе-• чить снижение расхода топлива на отпуск электроэнергии в 1,26. 1,32 раза, теплоты - в 1,09. 1,1 раз; снижение себестоимости электроэнергии в

1,72. 1,85, теплоты - 1,46.1,52 раза в-зависимости от вариантов

Проведена оценка предложенных вариантов техперевооружения и разработаны мероприятия по поэтапному внедрению альтернативных вариантов, направленных на повышение эффективности Бийской ТЭЦ-1, табл.7.15, рис.7.4.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Сформулированы научно-методические основы исследования энергоблоков ТЭС. Предложена модель исследования, которая является попыткой впервые методологически объединить разноплановый характер исследовательских задач для энергоблоков ТЭС, которая формируется на стыке наук -термодинамики, экологии и экономики.

2. Разработана методика технико-экономической оптимизации многоцелевых энергоблоков ТЭС, при этом многокритериальная задача приведена к обобщенному интегральному критерию эффективности. Методика позволяет определить наивыгоднейшее сочетание параметров термодинамического цикла и тепловой схемы, а также конструктивно-компоновочных параметров и характеристик энергооборудования с учетом всех внешних и внутренних ограничений.

3. Впервые при комплексных исследованиях предложен ненормативный механизм и методика учета затрат «по здравоохранению», который оценивает затраты, связанные с восстановлением здоровья людей длительное время находящихся под воздействием вредных выбросов от действия ТЭС, который адекватно учитывает социальные последствия проекта.

4. Сформулированы ограничения на применяемые методики расчетов. При этом все методические положения реализованы в вероятностной постановке в вычислительном комплексе, который может использоваться в инженерной практике.

5. Представлен ряд новых технологий топливоиспользования, которые условно разделены на «котельные» и «схемные». Показаны некоторые методические особенности их исследования. Проведена схемно-параметрическая оптимизация энергоблоков ТЭС с этими технологиями в диапазоне мощности 50.800 МВт.

6. Оптимальные параметры для всех рассмотренных технологий принимают следующие значения. Для теплофикационных энергоблоков стандартных докритических параметров оптимальное давление острого пара остается на том же уровне вне зависимости от технологического процесса. Для энергоблоков с промперегревом вне зависимости от типа оптимальное давление стремиться к закритическим значениям, при этом наблюдается увеличение последнего от 23,5 до 25 МПа с ростом единичной мощности блока от «180.210 до 800 МВт. Оптимальная температура острого пара для всех рассмотренных энергоблоков существенно зависит от технологического процесса и единичной мощности и в целом находится на уровне 510.575 °С, при некоторой тенденции к снижению с ростом единичной мощности. Оптимальная температура питательной воды так же зависит от технологии и единичной мощности, принимает значения от 170 до 280 °С и имеет тенденцию к росту с ростом мощности ТЭУ. Оптимальная температура пара промежуточного перегрева в среднем принимает значения 535.545 °С, имеет тенденцию к росту с ростом мощности ТЭУ и мало зависит от вида технологического процесса.

7. Эффективность рассмотренных технологий на 7. 18% выше, чем при традиционном сжигании в зависимости от типа энергоблока, его единичной мощности и вида технологического процесса. При этом обеспечение эффективности ТЭУ, вне зависимости от технологического процесса, может быть достигнуто не только стремлением к «суперпараметрам» с переходом на «суперматериалы», но и комплексным учетом внешних факторов.

8. Можно утверждать, что при создании энергоблоков, оснащенных новыми технологическими процессами, проектирование основного оборудования следует вести одновременно в рамках единого проекта. В первую очередь это относится к котлоагрегату и паровой турбине.

9. Предложены два варианта многоцелевых энергоблоков с новыми технологиями сжигания топлива, со 100 %-ой утилизацией золы при минимальном негативном экологическом воздействии на окружающую среду и производстве природоохранными технологиями в составе энергоблоков гаммы продуктов с товарными свойствами. Проведено исследование указанных многоцелевых энергоблоков в результате чего определены их оптимальные параметры, совершенство структурных связей и комплексная эффективность функционирования.

Ю.Оптимальные параметры многоцелевых энергоблоков незначительно отличаются от параметров традиционных теплофикационных блоков (стандартные значения по давлению острого пара и температуре питательной воды, при снижении температуры острого пара до 500.510 °С в области энергоблоков больших мощностей 180.250 МВт, коэффициент теплофикации также находится на уровне стандартных значений - 0,5.0,6).

11.Структурные связи многоцелевых энергоблоков, определяемые посредством эксергетического коэффициента структуры имеют более совершенные характеристики по сравнению с традиционными энергобооками (б5=0,65.0,67 - для многоцелевых энергоблоков, против 0,55.0,65 - для традиционных).

12.Комплексная эффективность функционирования многоцелевых энергоблоков превосходит традиционные для энергоблоков с единичной мощностью более 50. 100 МВт даже без учета продажи товарной продукции, производимой природоохранными технологиями.

13.Проведено исследование учета затрат «по здравоохранению» и их влияние на оптимальный профиль теплофикационных блоков, оснащенных новыми технологиями топливоиспользования. При этом выявлено, что учет затрат «по здравоохранению» меняет традиционный профиль блока. В этом случае наблюдаются тенденции (с ростом единичной мощности блока) к снижению оптимальной температуры острого пара с ~570 до 510.540 °С и увеличению давления острого пара с ~13 до 18.23 МПа в зависимости от технологического процесса и единичной мощности блока.

14.Сравнительный анализ энергоблоков со стандартными параметрами и энергоблоков с оптимизируемыми параметрами позволяет утверждать, что удаление энергоблоков со стандартными параметрами в зону с меньшей плотностью населения зависит от мощности блока и вида технологического процесса, может достигать 25.28 км. 15.Соотношение в затратах на восстановление экологической и социальной инфраструктуры с учетом «здравоохранения» и без него, Зинфр^Зздрав, для блоков мощностью выше 50 МВт не зависит от мощности блока, его начальных параметров и вида технологической схемы и лежит в пределах 1:2,5.3,5. Реально функционирующие ТЭЦ и котельные (в частности, г. Новосибирска) не обеспечивают данного соотношения даже при условии работы на природном газе и при расположении с подветренной стороны от потребителей тепла, что требует применения новых подходов при определении площадок строительства энергоисточников вблизи населенных пунктов.

16.Увеличение себестоимости электроэнергии и теплоты при учете затрат «по здравоохранению» в среднем составляет 15.30%, однако для мощных теплофикационных блоков может доходить до 40%.

17.На основе разработанного методического подхода проведены расчеты по анализу фактического состояния оборудования ТЭЦ-1 ООО «Бийскэнерго». Анализ результатов позволил разработать альтернативные варианты техпе-ревооружения ТЭЦ-1 ООО «Бийскэнерго», которые позволяют обеспечить снижение расхода топлива на отпуск электроэнергии в 1,26.1,32 раза, теплоты - в 1,09. 1,1 раз; снижение себестоимости электроэнергии в 1,72.1,85, теплоты — 1,46.1,52 раза в зависимости от вариантов.

1. Авруцкий Г.Д., Лыско В В., Шварц АЛ., Шмуклер Б.И. О создании пыле-угольных энергоблоков суперкритических параметров пара. - Электрические станции, 1999. -№5. - С. 22.31.

2. Андрющгнко А.И., Аминов Р.З. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций. М.: Высшая школа, 1983. - 255 с.

3. Андрющгнко А.И., Дубинин А.Б., Ларин Е.А. О показателях экономической эффективности энергетических объектов. И Изв. ВУЗов. Энергетика. -1990.- №7. С.З. 6.

4. Андрющгнко А.И., Змачинский А.В., Понятое В.А. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС. М.: Высшая школа, 1974. - 276 с.

5. Андрющгнко А.И., Лапшов В. Н. Парогазовые установки электростанций. -М. Л.: «Энергия», 1965. - 248 с.

6. Андрющгнко А.И. Новые высокоэффективные системы теплоснабжения // ' Материалы межвузовского научного семинара по проблемам теплоэнергетики: Сб. науч. тр. Саратов, СГТУ, 1996.-С. 19.21.

7. Андрющенко А.И., Попов А.И. Основы проектирования энерготехнологических установок электростанций. М.: Высшая школа, 1980. - 240 с.

8. Андрющенко А.И., Попов А.И. Учет инфраструктуры при сравнении вариантов проектируемых энергетических объектов. Изв. ВУЗов. Энергетика. - 1987.-№8.-С.3.5.

9. Андрющенко А.И, Проблемы развития энергетики России // Проблемы повышения эффективности и надежности систем теплоэнергоснабжения: Сб. науч. тр. Саратов-Самара, СГТУ, 1999. - С. 3.6.

10. Аршакян Д. Т. Особенности развития теплофикации в условиях перехода к рыночной экономике. Теплоэнергетика, 1997. №1. - С.72-77.

11. Барроиз Дж. Доклад на координационном совете по оценке риска в ядерном комплексе. Энергия. - №3. - 1999. - С.81.

12. Безлеикен В.П., Голъдштейн А.Д. О схемах надстройки паротурбинных установок газовыми турбинами. // Теплоэнергетика, 2000. №5. - С.56. .58.

13. Белое Б.М., Тукай Е.А., Макуненко Г.В. и др. Эксергетический метод распределения тепловой нагрузки на ТЭЦ с противодавленческими турбинами. // Материалы III НТК молодых ученых «Энергетика»: Сб. трудов. Саратов: СПИ, 1970.-С.78.82.

14. Бродянский В.М., Фратшер В., Михалек К. Эксергетический метод и его приложения. — М.: Энергоатомиздат, 1983. 288 с.2^.Бродянский В.М. Эксергетический метод термодинамического анализа. -М.: Энергия, 1973.-269 с.

15. Буланов Н.Г., Моисеева Л.Н., Пешковский А.О., Голованов O.JI. Прогнозирование массостоимостных показателей паровых турбин на предпроектныхисследованиях и ранних стадиях проектирования. // Энергомашиностроение- 1980.-№3.-с.36. .38.

16. Буров В.Д., Конакотин Б.В., Цанев С.В. Особенности применения парогазовой технологии на угольных электростанциях. // Энергосбережение и во-доподготовка, 1998. -№1. С.37.43.

17. Бусленко Н.П., Калашников В.В., Коваленко И.Н. Лекции по теории сложных систем. М.:, 1973. - 440 с.

18. Бусленко Н.П. Моделирование сложных систем. М.: Наука, 1978. - 400 с.

19. Ван JIuep И. Понятие эксергии применительно к электростанции. // Энергия и эксергия: Сб. трудов. / Под ред. В.М.Бродянского. М.: Мир, 1968. -С.44.62.

20. Варварский B.C. Работы ВНИПИэнергопром в области энергосбережения. Теплоэнергетика, 1995. - №6. - С. 22. .25.

21. Вихман О.А. Анализ показателей эксергетичекой эффективности ТЭЦ с ТГР. // Теплоэнергетические системы и агрегаты: Сб. науч. трудов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. - С.92.95.

22. Ъ%.Волковинский В.А., Толмачев И.Я. Сжигание низкосортных углей с предварительной термоподготовкой в вихревой горелке. // Теплоэнергетика. -1994. -№9. — С.42.48.

23. Вольфберг Д.Б. Основные тенденции в развитии энергетики мира. // Теплоэнергетика.- 1995. №9.-С.5. 12.

24. А2.Временная типовая методика определения экономической эффективности осуществления природоохранных мероприятий и оценки экономического ущерба, причиняемого народному хозяйству загрязнением окружающей среды. (Извлечение). М.: 1983. -96 с.

25. АЪ.Гаврилов Е.И., Гуглина JI.JI., Покровская Л.С., Васильев КМ. и др. Экологический мониторинг Рязанской ТРЭС. Теплоэнергетика. - 1999. - №5. -С.44.53.

26. АА.Грассман П. К обобщенному определению понятия коэффициента полезного действия. // Вопросы термодинамического анализа: Сб. трудов. / Под. Ред В.М.Бродянского.-М: Мир, 1965. С.15.28.

27. Грибов В.Б., Комисарчик Т.Н., Прутковский Е.Н. Об оптимизации схем и параметров ПТУ с котлом-утилизатором. //. Энергетическое стотительство, 1995. -№3. С. 56.63.

28. Гурджиянц В.М. Процессы взаимодействия твердых топлив с газами в новых технологиях сжигания и термохимической переработки. Новосибирск: НЭТИ, 1991. - 124 с.

29. Драган С.П. Истоки кризиса в России. Энергия, 1999. - №4. - С. 32. .38.

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

31. Дыбан Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики (обзор). Часть II. Парогазовые энергетические установки. // Промышленная теплотехника, 1994. №2. -С.72.92.

32. Евстигнеев В.А., Касьянов В.Н. Теория графов: Алгоритмы обработки бесконтурных графов. Новосибирск: Наука. Сиб. предприятие РАН, 1998. -385 с.

33. ЪЪ.Евтушенко Е.А., Ноздренко Г.В., Овчинников Ю.В., Щинников П.А. и др. Новые технологии переработки золы. Международная научно-практическая конференция «Экология энергетики 2000»: Материалы конференции. - М.: Изд-во МЭИ, 2000. - С. 241. .244.

34. Егорова Е.М., Щинников П.А. Методический подход к оценке эффективности инвестиций в ПГУ ТЭЦ при оптимизации их параметров. Теплоэнергетические системы и агрегаты: Сб. науч. трудов. - Вып.7. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. - С.42.50.

35. Ефимочкин Г.И., Шмуклер Б.И., Авруцкий Г.Д. Совершенствование тепловых схем энергоблоков. // Теплоэнергетика, 2000. №-4.-^ с. 48.53.

36. Жабо В.В. Охрана окружающей среды на ТЭС и АЭС. М.: Энергоатомиз-дат, 1992. - 240 с.61 .Зыков В.В. Оптимизация параметров и схем пылеугольных газотурбинных мини-ТЭЦ с технологией внешнего сжигания: Автор, диссер. к.т.н. Новосибирск: НГТУ, 1999. - 22 с.

37. Ибрагимов М.Х., Марченко Е.М., Тувальбаев Б.Г., Дранченко А.А., Трубицын Н.Б., Наумов Ю.Г. Экспериментальное исследование модели устройства для термической подготовки топлива на пылеугольных ТЭС. // Изв. ВУЗов. / Энергетика. №6. - с.62. .65.

38. Инициативы Европейской экономической комиссии (ЕЭК) ООН в области энергетики. Переоценка проблем энергетической безопасности. Энергетика за рубежом. - 2004.'- Вып.2. - С.З. 8.

39. Каганович Б.М., Меренков А.П., Балышев О.А. Элементы теории гетерогенных гидравлических цепей. Новосибирск: Наука. Сиб. Предприятие РАН,1997.- 120 с.

40. Калиненко Р.А., Левицкий А.А., Мирохин Ю.А., ПолакЛ.С. Математическая модель процессов пиролиза и газификации угля. // Кинетика и катализ. -1987. -Т.28. -Вып.З. С.723.729.

41. Калугин Б.Ф., Матвеев А.С. Оптимизация схем паротурбинных установок суперсверхкритических параметров. // Известия Томского политехнического университета, 2002. -Том 305, Вып.2. С.95.100.

42. Капустин В.А., Евтушенко Е.А., Сазонов КН. Дериватографическое исследование топливных брикетов на основе торфяной пасты и антрацитовых отсевов. Теплоэнергетика: Сб. науч. трудов. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998.-Вып.2.-С. 119. 129.

43. Х.Карпенко Е.И., Жуков М.Ф., Мессерле В.Е., Бучнтуев С.Л. и др. Научно-технические основы и опыт эксплуатации плазменных систем воспламенения углей на ТЭС. Новосибирск: Наука. Сибирское предприятие РАН,1998.- 137 с.

44. Карпенко Е.И., Мессерле В.Е. Введение в плазменно-энергетические технологии использования твердых топлив. Новосибирск: Наука. Сиб. Предприятие РАН, 1997. - 119 с.

45. Карпенко Е.И., Мессерле В.Е. Плазменно-энергетические технологии топливоиспользования. Новосибирск: Наука, 1998. - 385 с.

46. Л.Карпенко Е.И. Плазменно-энергетические технологии комплексного использования твердых топлив. // Диссертация д.т.н. Новосибирск, 1995. -85 с.

47. Карпович A.M., Терещенко О.В., Бык Ф.Л. Оценка эффективности инвестиционных проектов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996. — 31 с.

48. Коган Б.И. Инженерная экология: Энциклопедический словарь справочник. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1995. - 102 с.81 .Козлов В.Б., Хеккила М. Использование возобновляемых источников энергии в рыночных условиях. Теплоэнергетика, 2000. - №2. - С 64. .66.

49. Колъцевые топки пылеугольных котлов / Ф.А. Серант, Б.П.Устименко, В.Н. Змейков, В.О. Кроль. Алма-Ата: Наука, 1988.- 168 с.

50. Конакотин Б.В. Разработка, исследование и оптимизация тепловых схем парогазовых установок сбросного типа с пылеугольными паровыми котлами: Автореф. дис. канд. техн. наук. Москва, 1998. - 16 с.

51. Кондратьев М.П. Основные итоги, выводы и рекомендации 17-го конгресса Всемирного энергетического совета. Энергетика (Изв. ВУЗов СНГ). -1999. -№3. - С. 3.9.

52. Кононов Ю.Д., Кононов Д.Ю. Зависимость требуемой динамики тарифов от темпов и условий развития электроэнергетики. / Теплоэнергетика, 2004. -№1. С.44.47.86 .Корякин Ю.И. Камо грядеши, энергетика. Энергия, 1999. - №6.-С. 3.8.

53. Котлер В.Р. Оксиды азота в дымовых газах котлов. М.: Энергоатомиздат, 1987.- 144 с.

54. Котлер В.Р. Уголь и его роль в мировой электроэнергетике. Электрические станции, 1999. - №4. - С.67.70.

55. Красинский Д.В., Рынков А.Д., Саломатов В.В. Математическое моделирование трехмерного турбулентного течения в вихревой топке парогенератора // Вычислительные технологии / Под. ред. Ю.И. Шокина. Новосибирск. - 1995.-Т. 4, .№ 12. - С. 189.198.

56. Ларионов B.C., Ноздренко Г.В., Щинников П.А., Зыков В.В. Технико-экономическая эффективность энергоблоков ТЭС. Новосибирск: Издательство НГТУ, 1998. - 30с.

57. Леонтьев А.И., Доброхотов В.И., Новожилов И.А., Мильман О.О., Федоров В.А. Энергосберегающие и нетрадиционные технологии производства электроэнергии. Теплоэнергетика, 1999. - №4. - С. 2. .6.

58. Леонтьев В. Избранные статьи. С.-Петербург: Новое время, 1994. - 365 с.

59. Липец А. У. Новые разработки ЗиО по проблемам использования канско-ачинских углей в мощных энергоблоках. // Проблемы использования кан-ско-ачинских углей на электростанциях. Сб. докладов. Красноярск, 2000. - с. 224.228.

60. Липец А. У. О перспективах развития котлов большой единичной производительности. //Теплоэнергетика, 1996. -№ 10. с. 57.60.

61. Ловцов А.А. Разработка методических основ определения эффективности реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ в парогазовые путем газотурбинной надстройки: Автор, диссер. к.т.н. Новосибирск: НГТУ, 2002. — 20 с.

62. Мазикин В.П., Разумяк Н.Л., Шатиров С.В., Гладышев Г.П. Проблемы развития ТЭК Кузбасса. Энергия. - №5. - 2000. — С. 2. .11.

63. Макаров А.А., Мелентьев Л.А. Методы исследования и оптимизации энергетического хозяйства. Новосибирск, 1973. - 274 с.

64. Макаров А.А., Чимятов В.Н. Возможности энергосбережения и пути их реализации. Теплоэнергетика, 1995. - №6. - С.2. .6.

65. Мартынова О.И. Конференция VGB «Электростанции и окружающая среда-1997».-Теплоэнергетика, 1998. -№4. С.71.74.

66. Масленников В.М. Батенин В.М. и др. Модернизация существующих паротурбинных установок путем газотурбинных надстроек с частичным окислением природного газа. // Теплоэнергетика, 2000. №3. - С. 39. .46.

67. Медведев В.А., Липец А. У., Пономарев Н.В. и др. Эффективность комплексной модернизации хвостовой части действующих пылеугольных котлов. //Теплоэнергетика, 1999. №8. - С.43.47.

68. Международная конференция по использованию угля и топливным системам. Теплоэнергетика. - 2004. - №1. - С.73.15.

69. Методика определения валовых и удельных выбросов вредных веществ в атмосферу от котлов электростанций. / РД 34.02.305-90. М.:1991. - 34 е.;

70. Методика определения валовых и удельных выбросов вредных веществ в атмосферу от котельных установок ТЭС. / РД. 34.02.305-98. М.: АООТ «ВТИ», 1998.-43 с.

71. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий. ОНД-86. Л.: Гидрометеоиз-дат, 1987. 93 с.

72. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. / А.Г. Шахназаров, Г.Г. Аз-гальдов, Н.Г. Алешинская и др. М.: 1994. - 80 с.

73. 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.

74. Мелентъев Л.А. Системные исследования в энергетике. М.: Наука, 1983.-455 с.

75. Молодцов С.Д. Электроэнергетика мира в 90-х годах. Электрические станции, 1999.-№5.-С. 58.67.

76. Монакова Т.Н. Анализ схемы использования сбросной теплоты ТЭС методом сравнения потерь эксергии // Теплоэнергетика, 1984, № 9. С. 35.37.

77. Накоряков В.Е., Бурдуков А.П., Саломатов В.В. Экологически чистая тепловая электростанция на твердом топливе. Новосибирск, 1990. - 138 с.

78. Николаев Ю.Е. Эффективность различных источников энергоснабжения для покрытия малых тепловых нагрузок // Проблемы повышения эффективности и надежности систем теплоэнергоснабжения: Сб. науч. тр. Саратов, СГТУ, 1999.-С. 35.38.

79. Нитч Р. К эксергетической теории формирования затрат. // Энергия и эксергия: Сб. трудов. / Под ред. В.М.Бродянского. М.: Мир, 1968. -С.94.106.

80. Нитч Р. Эксергетический КПД комбинированной выработки тепла и электроэнергии. // Эксергетический метод и его приложения: Сб. трудов. / Под. Ред В.М.Бродянского. М.: Мир, 1967. - С.11. 17.

81. Нитч Р. Эксергетическое разделение затрат комбинированной выработки тепла и электрической энергии и введение эксергетического тарифа на тепло для отопления. // Энергия и эксергия: Сб. трудов. / Под ред. В.М.Бродянского.-М.: Мир, 1968.-С.106. 122.

82. Новые технологии и техника в теплоэнергетике: Международный семинар. Доклады: Часть 1. - Новосибирск-Гусиноозерск. - Июнь-Июль, 1995.- 177 с.

83. Ноздренко Г.В. Алгоритм расчета показателей эффективности теплоэнергетических установок при эксергетическом анализе. Изв. СО АН СССР. - Серия технических наук. - 1982. - №3. - Вып. 1. - С. 127. 131.

84. Ноздренко Г.В., Зыков В.В. Надежность теплооборудования ТЭС. / Учебное пособие. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996. -12 о.

85. Ноздренко Г.В., Зыков В.В. Экологически перспективные блоки электростанций. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996. - 85 с.

86. Ноздренко Г.В. Использование эксергетической функции при математическом моделировании теплоэнергетических установок. Изв. ВУЗов. Энергетика. - 1976.-№> 10. - С. 139. 142.

87. Ноздренко Г.В., Пугач Л.И., Овчинников Ю.В., Щинников П.А. и др. Новая технология сжигания низкореакционного угля. Теплоэнергетика: Сборник научных трудов. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. - Вып.2. -С.56.67.

88. Ноздренко Г.В., Щинников П.А., Бородихин И.В. Комбинированная технология теплоснабжения на композитном жидком топливе с применением внутриквартальных двигателей внутреннего сгорания. — Новости теплоснабжения. 2002. - №7. - С.47.49.

89. Ноздренко Г.В., Щинников П.А., Шаров Ю.И., Ловцов А.А. Показатели эксергетической эффективности. Теплоэнергетика: Сборник научных трудов. - Новосибирск: Изд-во НГТУ. - 2001. - С. 255. .259.

90. Ноздренко Г.В. Эксергетический анализ теплоэнергетических установок: учебное пособие. Новосибирск: НЭТИ, 1985, - 56 с. .

91. Носков А.С., Пай З.П., Саломатов В.В. Природоохранные технологии на ТЭС и АЭС. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. - 203 с.

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

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

94. Образцов С.В., Эдельман В.И. Электроэнергетика России в 1998 г. Основные итоги. Электрические станции, 1999. - №5. - С. 2. .9.

95. Овчар В.Г., Гордеев В.В., Сотников И.А., Липец А. У. Опыт заводских разработок энергоблоков повышенной эффективности. // Теплоэнергетика, 1999. -№9. С.2.5.

96. Овчинников Ю.В., Евтушенко Е.А., Пугач Л.И. Искусственное композитное жидкое топливо на базе Быковских углей Д-12 (Сахалинская обл.). /

97. Теплоэнергетика (физико-технические и экологические проблемы, новые технологии, технико-экономическая эффективность: Сб. науч. трудов. -Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2002. С. 153. 161.

98. Огуречников Л.А. Обоснование направлений развития низкотемпературных энергосберегающих технологий: Автореф. дис. д.т.н. Новосибирск, 1999. - 36 с.

99. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом. // Теплоэнергетика. 1999.-№1. - С.71.78.

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

101. Ольховский Г.Г. Разработка перспективных ГТУ в США. // Теплоэнергетика.-1994. №9.-С.61.69.

102. Ольховский Г.Г., Чернецкий Н.С., Березинец П.А. и др. Модернизация энергетических блоков' путем их надстройки газовыми турбинами. / // Электрические станции, 1999. №7. - С. 9. 18.

103. Ольховский Г.Г. Энергетические ГТУ за рубежом. // Теплоэнергетика. -1992. -№9. С.70.74.

104. Осипов В.Н. Термодинамическая оптимизация схем и параметров бинарных парогазовых установок: Автореф. дис. канд. техн. наук. Саратов, 2001.- 16 с.

105. Основные положения по составу затрат, включаемых в себестоимость продукции (работ, услуг) на предприятиях СССР. / №ВГ-7-Д. М.: 1990. -17 с.

106. Основы практической теории горения. / Под ред. В.В.Померанцева. Уч. Пособие для ВУЗов. JL: Энергия, 1973. - 262 с.

107. Павлов В.А. Внутристанционная оптимизация режимов энергоблоков ТЭЦ. // Теплоэнергетика. Физико-технические и экологические проблемы, новые технологии, технико-экономическая эффективность: Сб. науч. трудов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2001. - С.31.36.

108. Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики. // В.Н.Масленников, Ю.А.Выскубенко, В.Я.Штеренберг и др. / Под ред. С.А.Христиановича. М., 1983. - 264 с.

109. Парчевский В.М., Комарова Г.В. Методологические вопросы эколого-экономической оптимизации атмосферных мероприятий на ТЭС. // Теплоэнергетика.-1995.-№2.-С. 8. 14.

110. Патент на изобретение № 2119613 RU. Ноздренко Г.В., Щинников П.А., Сазонов И.Н. Способ сжигания низкореакционного угля, 1998. - Бюл. №27.

111. Патент на изобретение №2120083 RU. Щинников П.А. Способ сжигания твердого топлива, 1998. - Бюл. №28.

112. Патент на изобретение № 2138729 RU. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Пугач Л.И., Ловцов А.А., Веркеев В.Е. Устройство для получения горячей воды, пара и перегретого пара, 1999. - Бюл. №27.

113. Патент на изобретение №2151170 RU. Щинников П.А., Овчинников Ю.В., Сазонов И.Н. и др. Жидкое углесодержащее топливо, 2000 - Бюл. №17.

114. Патент на изобретение №2151959 RU. Щинников П.А., Евтушенко Е.А., Сазонов И.Н. и др. Способ получения жидкого композитного топлива, 2000.-бюл. №18.

115. Патент на изобретение №2153476 RU. Щинников П.А., Евтушенко Е.А., Овчинников Ю.В., Томилов В.Г. и др. Сырьевая смесь для производства керамзита, 2000 - Бюл. №21.

116. Патент на изобретение №2163327 RU. Щинников П.А., Томилов В.Г., Ноздренко Г.В. и др. Способ централизованного теплоснабжения, 2001. -Бюл. №5.

117. Патент на изобретение №2163703 RU. Щинников П.А., Томилов В.Г., Ноздренко Г.В. и др. Система централизованного теплоснабжения, 2001. -Бюл. №6.

118. Патент на изобретение №2165956 RU. Капустин В.А., Щинников П.А., Овчинников Ю.В. и др. Способ получения топливных брикетов, 2001. -Бюл. №12.

119. Патент на изобретение №2179960 RU. Щинников П.А., Евтушенко Е.А., Овчинников Ю.В., Томилов В.Г. и др. Формовочная смесь, 2002. -Бюл. №6.

120. Перрон Р.Е. Эксплуатационные исследования характеристик реконструированных установок. Решение проблем сжигания низкосортного угля. -Теплоэнергетика, 1993. №9. - С. 61. .67.

121. Перспективы применения газовых турбин в энергетике. // Теплоэнергетика. 1992. - №9. - С.2. .9.

122. Петела Р. Эксергия тепловой радиации. // Вопросы термодинамического анализа: Сб. трудов.' / Под. Ред В.М.Бродянского. М.: Мир, 1965. -С.222.238. •

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

124. Петрушкин А.В. Эффективность комбинированных систем теплоснабжения: Автореф. дис. к.т.н. Саратов, 1998. - 18 с.

125. Печников А.Ф., Ларин Е.А. и др. Методы повышения эффективности и обеспечение надежности систем теплоэнергоснабжения // Проблемы повышения эффективности и надежности систем теплоэнергоснабжения: Сб. науч. тр. Саратов, СГТУ, 1999. - С. 89.91.

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

127. ПолякБ.Т. Введение в оптимизацию. -М.: Наука, 1983. 384 с.

128. Померанцев В.В., Шестаков С.М., Дудукалов А.И, Усик В.В. Проблема разработки теории горения твердого топлива. Горение органического топлива: Сб. трудов конф. Новосибирск, 1985. - 4.1. - С.22.32.

129. Попов А.А., Голованов Н.В., Томилов В.Г. и др. Результаты освоения и исследований опытно-промышленной установки с котлом ТПЕ-427 // Сибирский физико-технический журнал. -1991. -№5.-С. 15.20.

130. Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. М.: Энергия, 1978. - 416 с.

131. Проблемы энергоресурсосбережения и рационального использования энергоресурсов в сибирском регионе: Тезисы докладов. Новосибирск, 29.31 октября 1997 г.- 171 с.

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

133. Пугач Ю.Л. Новые технологии в теплоснабжении. Теплоэнергетика: Сборник научных трудов. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. - Вып.2. -С.18.21.

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

135. Пугач Л.И. Энергетика и экология: Учебное пособие. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1999. - 197 с.

136. Пустовалов Ю.В. О нормативном методе распределения затрат на ТЭЦ и его обоснованиях. Электрические станции. - 1993. -№8. - С. 23.27.

137. Рант 3. Процессы нагрева и второй закон термодинамики. // Эксергети-ческий метод и его приложения: Сб. трудов. / Под. Ред В.М.Бродянского. -М.: Мир, 1967. -С.31.49.

138. Рант 3. Эксергетическая диаграмма воды и водяного пара. // Вопросы термодинамического анализа: Сб. трудов. / Под. Ред В.М.Бродянского. -М.: Мир, 1965. С.87. .98.

139. Рант 3. Эксергетические характеристики процесса горения. // Энергия и эксергия: Сб. трудов. / Под ред. В.М.Бродянского. М.: Мир, 1968. -С.38.44.

140. Расчеты тепловых схем ТЭС. // Методические указания. / Г.В .Ноздренко, В.М.Гурджиянц, Ю.В.Овчинников, Ю.И.Шаров. Новосибирск: НЭТИ, 1991.-62 с.

141. Регенер Г. Обработка результатов испытаний турбин блочной электростанции с помощью понятия эксергии. // Энергия и эксергия: Сб. трудов. / Под ред. В.М.Бродянского. -М.: Мир, 1968. С.62.68.

142. Репродуктивное здоровье как объективный показатель медико-экологического мониторинга. Охрана атмосферного воздуха / Н.И.Латшиевская, Г.П.Герусова, С.В.Вдовин и др. СПб.-М.: НИИатмо-сферы, 1999. - С.62.65.

143. Рундыгин Ю.А. Устойчивость воспламенения высоковлажного топлива в низкотемпературных вихревых топках. / Изв. ВУЗов. Энергетика. №10, 1983. - С. 74. .81.

144. Рынков А.Д., Саломатов В.В., Грехов В.А. Численное моделирование аэродинамических процессов в котлах ЦКС с учетом горения частиц твёрдого топлива// Теплофизика и аэромеханика. 1994. - Т. 1, №3. - С. 219.223.

145. Рябинин В.П., Сакипов З.Б., Иманкулов Э.Р. и др. Экспериментальное исследование плазменного воспламенения высокозольных углей // Горение органического топлива: Матер, 5-й Всесоюз. конф.-Новосибирск, 1995.-Ч.2.-С. 188.192.

146. Саламов А.А. Удельные капитальные затраты в сооружение ТЭС за ру-бежем. Теплоэнергетика. - 1997. - №2. - С.76. .79.

147. Сакипов З.Б., Мессерле В.Е., Ибраев Ш.Ш. Электротермохимическая подготовка углей к сжиганию. Алма-Ата: Наука. КазССР, 1993. - 259 с.

148. Саломатов В.В., Давыдов С.Ф., Семенова Г.П., Цветков П.В. Изотермическое моделирование аэродинамики парогенератора с вихревой топкой

149. ЦКТИ // Тез. докл. II Всесоюз. конф. «Теплообмен в парогенераторах». -Новосибирск, 1990.-С. 79.82.

150. Саломатов В.В., Цветков П.В., Давыдов С.Ф. Навроцкий А.Д. Моделирование аэродинамики и лучистого теплообмена в парогенераторах с вихревой топкой // Сибирский физ.-техн. журнал. 1991. - № 5. - С. 106.110.

151. Саломатов В.В. Экологически перспективная угольная ТЭС как энерго-агропромкомплекс. Теплоэнергетика: Сб. науч. трудов. - Выпуск 2. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1999. - С. 36.56.

152. Семененко Н.А., Сиделъковский Л.Н., Юренев В.Н. Котельные установки промышленных предприятий. М.: JL: Государственное энергетическое издательство, 1960. - 392с.

153. Серант Ф.А., Пугач Л.И. и др. Внедрение новых технологий сжигания при модернизации котельного оборудования // Новые технологии и научные разработки в энергетике: Сб. тр. науч.-техн. сем. Новосибирск: ИТ СО РАН., 1994.-С. 7. 10.

154. Серант Ф.А. Разработка и исследование кольцевой топки, ее промышленное внедрение и испытания на котле паропроизводительностью 820 т/ч: Автореф. дисс. докт. техн. наук. Новосибирск, 1999. - 58 с.

155. Серант Ф.А., Стрижко Ю.В., Точилкин В.Н. Исследование аэродинамики вертикально-щелевых прямоточных горелок // Горение твердого топлива: Матер. 4 всес. Конф.- Новосибирск, 1974. -С. 159. 164.

156. Серебряников Н.И. Конакотш Б.В. и др. Энергетические показатели парогазовых установок сбросного типа с пылеугольными паровыми котлами. // Энергосбережение и водоподготовка, 1998. №2. - С. 3. 10.

157. Скоробогатых В.Н., Борисов В.П., Щенкова И.А., Носов С.И. Перспективы использования хромистых сталей в теплоэнергетике. Теплоэнергетика. - 1999.-№5. - С.З.8.

158. Слепцов В.В., Спиваков Д.Д., Александров А.Ю. Теплосберегающие стекла и энергосбережение. Теплоэнергетика, 1999. - №4. - С. 45. .47.

159. Собрание постановлений правительства РСФСР №9: Нормативы платы за выбросы вредных веществ. М.: Юридическая литература, 1991. - С. 242.267.

160. Солдатенко В.Ф., Зуев А.Н., Кушнерев В.А. Опытно-промышленная установка по очистке дымовых газов от диоксида серы. Энергетик, 1991. -С. 9.14.

161. Степанов B.C. Анализ энергетического совершенства технологических процессов. Новосибирск: Наука, 1984. - 273 с.

162. Степанов B.C., Степанова Т.Б. Проблемы оценки эффективности использования энергии. // Технические, экономические и экологические проблемы энергосбережения: Материалы международной конференции. 2-3 окт. 2001. Сартов: СГТУ, 2001. - С.38.40.

163. Степанов B.C., Степанова Т.Б. Эффективность использования энергии.- Новосибирск: Наука, 1994. 120 с.

164. Стырикович М.А. Повышение эффективности ПГУ на природном газе. // Теплоэнергеика. 1994.-№. - С.72.75.

165. Стырикович М.А., Сафонов Л.П., Берсенев А.П., Шевченко B.C. и др. Энергоблоки повышенной эффективности. // Теплоэнергетика, 1996. №5.- С.39.42.

166. Тарифы на электрическую и тепловую энергию. Прейскурант №09-01. -М.: Прейскурантиздат, 1990. 46 с.

167. Тауд Р. Перспективы развития тепловых электростанций на органическом теопливе. //Теплоэнергетика. 2000. -№2. - С.68.73.

168. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) СПб: НПО ЦКТИ, 3-е изд., 1998. -256 с.

169. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник. / Под общ. ред. В.А.Григорьева и В.М.Зорина. Т.З. - М.: Энергоатомиздат, 1989. -603 с.

170. Теплотехнический справочник. // 2-е издание. / Под ред. В.Н.Юренева и П.Д.Лебедева, в 2-х томах. М.: Энергия, 1975. - 1 т., 744 е.: ил.;

171. Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы. Справочник / Под. ред. Клименко А.В., Зорина В.М. М.: Издательство МЭИ, 1999. - 528с.

172. Теплоэнергетика: Сб. научных трудов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1999.-245 с.

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

174. Типовая методика определения эффективности капитальных вложений. -М.:, 1988.

175. Томилов В.Г., Щинников П.А., Ноздренко Г.В. и др. Обоснование направлений развития пылеугольных ТЭЦ с новыми ресурсосберегающими технологиями. Новосибирск: Наука. Сибирское предприятие РАН, 2000. -147 с.

176. Томилов В.Г., Щинников П.А., Ноздренко Г.В. и др. Эффективность пылеугольных ТЭЦ с новыми экологообеспечивающими технологиями. Новосибирск: Наука, 1999. -91 с.

177. Томилов В.Г., Щинников П.А., Овчиников Ю.В. и др. Системные исследования малоинвестиционных экологообеспечивающих технологий в составе ТЭЦ. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. - 57 с.

178. Томилов В.Г. Эффективность пылеугольных ТЭЦ с новыми экологообеспечивающими технологиями: Автор, диссер. к.т.н. Новосибирск: НГТУ, 1999.-23 с.

179. Точилкин В.Н., Стрижко Ю.В., Серант Ф.А. Влияние пережима в верхней части топки и конструкций горелочных устройств на аэродинамику кольцевой топочной камеры // Техника и технология КАТЭКа: Тр. конф -Красноярск, 1983. С.37.40.

180. Трайбус М., Эванс Р. Термоэкономическое проектирование при условии переменной структуры стоимости. // Эксергетический метод и его приложения: Сб. трудов. М.: Мир, 1967. - С.202.232.

181. Трухний А.Д., Трояновский Б.М., Костюк А.Г. Основные научные проблемы создания паротурбинных установок для энергоблоков нового поколения. 41. Теплоэнергетика. - №6. - 2000. - С.13.20.

182. Уолтер Генри. Надежность энергоснабжения и стоимость электроэнергии основные проблемы беспокоящие промышленность и сферу нематериального производства США. // Мировая электроэнергетика. - 1994. -№2. - С.33.38.

183. Утович В.А., Новиков Н.Л., Томилов В.Г. и др. Исследование плазменного розжига и стабилизации горения пылеугольного факела // Теплоэнергетика. 1990. -№4.—С. 20.23.

184. Федяев А.В., Федяева О.Н., Илькевич З.А. Технико-экономические особенности развития теплоснабжающих систем в небольших городах Сибири. Теплоэнергетика, 1999. - №4.-С. 19.24.

185. Франк М.И. Выбор рациональной стратегии развития автономных энергосистем: Автореф. дис. к.т.н. Иркутск, 1999. - 23 с.

186. Хадаков Ю.С. Оксиды азота и теплоэнергетика. Проблемы и решения. М.: ООО «ЭСТ-М», 2001. - 432 с.

187. Харъкина М.А. Надолго ли нам хватит полезных ископаемых. Энергия, 1999.-№4.- С. 53.58.

188. Хлебалин Ю.М., Тенъкаев М.В. Распределение нагрузки между турбинами ТЭЦ. // Материалы XXIII НТК «Энергетика»: Сб. трудов. Саратов: СПИ, 1970.-С.14.16.

189. Хлебалин Ю.М., Тенъкаев М.В. Эксергетические характеристики теплофикационных турбин. // Материалы XXIII НТК «Энергетика»: Сб. трудов. -Саратов: СПИ, 1970.-С. 16. 18.

190. Чаки Ф. Современная теория управления: нелинейные, оптимальные и адаптивные системы. М.: Изд-во «Мир», 1975. - 424 с.

191. Чичкин А.А. Производство и использование нефтяного топлива из каменного угля в ЮАР. // Уголь, декабрь, 1988. С.50.52.

192. Чмелъ В.Н., Дунаевская Н.И., Огий В.Н., Бабрышев Б.Н. Повышение эффективности сжигания низкосортных топлив методом термохимической обработки. // Изв. вузов. Энергетика. 1985. - №3. - с.96-100.

193. Шамлина Г.Г. Территориальные системы регулирования экономики. -Новосибирск: Советская Сибирь, 1994. 378 с.

194. Шаргут Я. Границы возможного применения понятия эксергии. // Энергия и эксергия: Сб. трудов. / Под ред. В.М.Бродянского. М.: Мир, 1968. -С.176.186.

195. Шаргут Я., Петела Р. Использование эксергии в экономике. // Эксергетический метод и его приложения: Сб. трудов. / Под. Ред В.М.Бродянского. -М.: Мир, 1967. С. 165.202.

196. Шаргут Я., Петела Р. Эксергия. // Перевод с польского Батурина Ю.И., Стржижовского Д.Ф. / Под ред. Бродянского В.М. М.: Энергия, 1968. -278 с.

197. Шаргут Я. Эксергетический баланс тепловых процессов в металлургии. // Вопросы термодинамического анализа: Сб. трудов. / Под. Ред В.М.Бродянского.-М.: Мир, 1965. С.164.191.

198. Шаров Ю.И. Плазмотермический реактор для установки получения жидкого синтетического топлива. Теплоэнергетика: Сб. науч. трудов. -Выпуск 3. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1999. - С. 219.224.

199. Шляхин ИМ., Бершадский M.JI. Краткий справочник по паротурбинным установкам. / 2-е изд. М.: Энергия, 1970. - 214 с.

200. Шупарский А.И. Оптимизация природоохранных мероприятий в теплоэнергетике. Саратов: Изд-во Саратовского ун-та, 1992. — 128 с.

201. Щеглов А.Г. Влияние научно-технического прогресса на повышение эф' фективности производства электроэнергии и тепла. // Теплоэнергетика,1993. -№4. С.6-13.

202. Щинников П.А. Выбор экологически перспективного направления развития ТЭЦ на канско-ачинских углях в современных экономических условиях. / Дисс. на соискание уч. степени к.т.н. Новосибирск: НГТУ, 1998. -159 с.

203. Щинников П.А., Евтушенко Е.А., Ноздренко Г.В. и др. Новая технология использования твердого топлива в энергетике. / Международная научнопрактическая конференция «Экология энергетики 2000»: Материалы конференции. М.: Изд-во МЭИ, 2000. - С. 303. .306.

204. Щинников П.А., Евтушенко Е.А., Овчинников Ю.А., Ноздренко Г.В. и др. Новая технология сжигания твердого топлива. Теплоэнергетика. - 2001. -№7. - С.30.32.

205. Щинников П.А., Зыкова Н.Г., Серант Ф.А., Ноздренко Г.В. Оптимизация котлов ТЭС с кольцевой топкой. Проблемы энергетики (Изв. ВУЗов). -2004,-№9-10.-С.3.10.

206. Щинников П.А., Зыкова Н.Г., Серант Ф.А., Ноздренко Г.В. Схемно-параметрическая оптимизация котлов ТЭС с кольцевой топкой. Теплофизика и аэромеханика. - 2003. - том 10. - №3. - С.477.483.

207. Щинников П.А., Капустин В.А., Ноздренко Г.В. и др. Диспергатор-кавитатор. Заявка на изобретение №99107991 RU, 1999.

208. Щинников П.А. Научно-методические основы исследования энергоблоков ТЭС. Научный вестник НГТУ. - 2004. - №3(18). - С. 161. 168.

209. Щинников П.А., Ноздренко Г.В. Влияние некоторых системных факторов на теплофикационный энергоблок с термоподготовкой топлива. -Энергетика (Известия высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ). 1998.-№1. - С.49.53.

210. Щинников ПЛ., Ноздренко Г.В., Зыков В.В. и др. О перспективах некоторых технологий теплоснабжения. Новости теплоснабжения. - 2001. -№10. - С.22.25.

211. Щинников П.А., Ноздренко Г.В. Использование вычислительного комплекса ОРТЭС для технико-экономических исследований ТЭС. Научный вестник НГТУ. - 2005. -№1(19). - С.51.62.

212. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Коваленко П.Ю. и др. Новые технологии в составе энергоблоков ТЭС. Вестник СГТУ. - 2004. - №3(4). -С.139.149.

213. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Ловцов А.А. Режимные показатели пы-леугольной ТЭЦ с газотурбинной надстройкой при качественном регулировании отпуска тепла. Проблемы энергетики (Изв. ВУЗов). - 2002. -№3-4. — С.14.19.

214. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Ловцов А.А. Энергосберегающая парогазовая технология реконструкции пылеугольной ТЭЦ. Теплофизика и аэромеханика. - 2002. - том 9. - №3. - С.445.449.

215. Щинников П.А., Ноздренко А,А., Ловцов А.А. Эффективность реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ в парогазовые. Новосибирск: Наука, 2002. - 95 с.

216. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Пугач Л.И. и др. Предварительная подготовка топлива в ТЦП в рамках реконструкции действующих энергоблоков ТЭЦ. Энергетика (Изв. ВУЗов и энергетических объединений СНГ). -1999.-№3.-С. 63.67.

217. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Серант Ф.А. и др. Повышение эффективности энергоблоков ТЭЦ. Ползуновский вестник. - 2004. - №1. -С.210.214.

218. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Томилов В.Г. и др. Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. -528 с.

219. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Томилов В.Г., Пугач Ю.Л. Однотрубная система теплоснабжения с абсорбционным бромисто-литиевым тепловым насосом. Проблемы энергетики (Известия ВУЗов). - 2000. - №7-8. - С. 106.109.

220. Щинников П.А. Оптимизация генерирующих мощностей энергосистемы с новыми технологиями. Физико-химические основы теплоэнергетики: Сб. трудов. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2000. - С.57.58.

221. Щинников П.А., Овчинников Ю.В., Ноздренко Г.В., Пугач Л.И. и др. Разработка новых технологий на базе композитных топлив. Физико-химические основы теплоэнергетики: Сб. трудов. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2000. — С.71.82.

222. Щинников П.А., Овчинников Ю.В., Томилов В.Г. и др. Системные исследования малоинвестиционных технологий в составе ТЭЦ. Энергетика (Изв. ВУЗов и энергетических объединений СНГ). - 2000. - №2. - С. 54.60.

223. Щинников П.А. Постановка задачи оптимизации генерирующих мощностей энергосистемы. // Энергетика (Изв. Вузов и энергетических объединений СНГ). 2000. - №6. - С.66.72.

224. Щинников П.А. Перспективы энергоблоков ТЭЦ в условиях экологических ограничений. Энергетика (Известия высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ). - 2000. -№3. - с. 59.65.

225. Щинников П.А., Томилов В.Г., Овчинников Ю.В. и др. Системные исследования малозатратных технологий в энергетике. Теплоэнергетика: Сборник научных трудов / Под ред. Акд. РАН В.Е.Накорякова. - Новосибирск: НГТУ, 1999. - С.3.37.

226. Щинников П.А. Термическая подготовка топлива в составе энерготехнологического блока ТЭЦ. / Экологически перспективные системы и технологии: Сб. науч. трудов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. - С.34.41.

227. Щинников П.А. Термическая подготовка угля как экологически перспективное направление развития ТЭС. Часть 1: постановка задачи. // Сб. науч. трудов НГТУ. - 1996. -№3(5). - С. 91.96.

228. Щинников П.А. Термическая подготовка угля как экологически перспективное направление развития ТЭС. Часть 2: математическая модель, результаты расчетов. / Сб. науч. трудов НГТУ. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1997. - Вып.2(7). - С. 111. 116.

229. Щинников ПА. Учет социальных последствий от действия энергоблоков ТЭЦ. Проблемы энергетики (Известия ВУЗов). - 2000. - №9-10. - С. 96.98.

230. Щинников П.А. Эффективность термоподготовки топлива для энергоблоков ТЭЦ. Энергетика (Изв. ВУЗов и энергетических объединений СНГ). - 2000. - №1. - С. 57. .61.

231. Экологически перспективные системы и технологии: Сб. научных трудов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. - Вып.2. - 174 с.

232. Элъ-Саид Я., Эванс Р. Термоэкономика и проектирование тепловых систем. // ASME. 1970.-№1.-С.22. 31

233. Эльснер Н. Значение и применение понятия эксергии в теплотехнике. // Вопросы термодинамического анализа: Сб. трудов. / Под. Ред В.М.Бродянского.-М.: Мир, 1965. С.98. 122.

234. Энергетическое топливо СССР. Справочник. Матвеева И.И., Новицкий Н.В., Вдовченко B.C. и др. - М.: Энергия, 1979. - 128 с.

235. Яворский И. А. О путях предотвращения выбросов оксидов азота технологическими методами сжигания твердых топлив. // Теплоэнергетика. -1995. №2. - С.17.23.

236. Янтовский Е. И. Потоки энергии и эксергии. М.: Наука, 1988. - 144 с.

237. Bagura R. at all. US DOE Vision 21-a Pathway to clean? Affordable Energy for the 21 Century Energy and Technology: Sustaining World Development Into the Next Millennium. Houston, Texas, 1998.-Sept. 13.18.-pp. 51.61.

238. Billotet Th., Johanntgen U., Saarbergwerke A.G. Электростанция Бексбах И. Прогрессивное производство электроэнергии из каменного угля. VG13 «Kraftwerkstechnik», 1995-№1. -pp. 58.60.

239. Development of plasma for higt capacity arc heater production of silicon for solar arrays // Final tech. report. West. Electric Corp. Trafford, Fac. Power Circ. Breaker, Div. Department of Energy. Washington, 1978 (DC 056088001.9503558).

240. Dik E.P., Serant F.A. Slagging and ways of its reduction in coal-fired boilers units // VTT. Symposium, 56.- Espoo, Finland, 1984.

241. Evans R., Crellin G., Tribus M. Thermoeconomic consideration of sea water demineralization. // Ch.I. Prinsiples of desalination. - Academ. Press., 1966. -76 p.

242. Franke J., Krai R., Wittchow E. Парогенераторы для будущего поколения станций. // VGB KraftwerksTechnik, 1999. №9. - pp. 40. .45.

243. Glasoble F. W., Schmerling D. W. Production of carbon monoxide from carbon and dioxide in a plasma arc reactor // Plasma Chem. Process. 1983. - V. 3 -P. 383.392.

244. Grosmann Uwe. Thermodynamisce und wirtschaftliche Bewertung bivalenter «< Heizsysteme. Hannover, Univ., 1985. - 155 P.

245. Heimuller R.J., Kather А. Теплотехническая и топочная концепция парогенератора для блока Нидераусем, работающего на буром угле. // VGB KraftwerksTechnik, 1999. №5. - pp. 75.82.

246. Herbert Р.К., Vierrast H. An Overview of Modern Coal Gasification System. Indo-German Power Plant Seminar «Clean Use of Coal». - New Delfi. - January, 1992.-p. 20.

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

248. Jestin I., Pasteyron В., Fauchais P. Plasma torch characteristic parameters representation // Высокотемпературные запыленные струи в процессах обра

249. Щ' ботки запыленных материалов: Сб. докл. Междунар. совещ. Новосибирск, 1998.-С. 198.203.

250. Kehr М., Gade U., Shettler Н. Потенциал развития поколения электростанций мощностью 800/900 МВт. // VGB KraftwerksTechnik, 1999. №8. -pp. 1.17.

251. Кеупо A.V., Krasinsky D.V., Richkov A.D., Salomatov V.V. Experimental modeling and numerical simulation of Vortex Furance Aerodinamics Processes. // R.I. Engineering Thermophisics, 1995. V. 5, N 4; P. 12.20.

252. KongP.C., Suzuki M, Young R., PfenderE. Synthesis ofbeta-WCI minus X in an atmospheric pressure, thermal plasma jet reactor // Plasma Chem. Process, -1983.-V. 3, №1-P. 115.133.

253. Laassonli M, Flamant G. Momentum and heat transfer between plasma * flowand ore powders // Высокотемпературные запыленные струи в процессах обработки запыленных материалов: Сб. докл. Междунар. совещ. Новосибирск, 1998.-С. 50.55.

254. Nakicenovik N., Grubler A., McDonald A., Jefferson М. Global Energy Perspectives. WEC Study Report, 1998. - Houston, Texas, Sept. 13. 18. - vol.4. -pp.11.21.

255. Pat. US 4509177. Fey M.G, Electric arc-fired blast ftimace system I I West. Electric. Corp., 1985.

256. Pat. US 4535225. Wolf C.B., Meyer T.N., Fey M.G., Heidrich I.E. High Power Arc Heater // West. Electric. Corp., 1985.

257. Plasma arc heater //SORECAN. Canada. 1983. - 9 p.

258. Plasma engines //National techn. inform, serv. Springfeld. - 1985. -Sert. -VA. C55665000 (Citat from the NTIS Data Base).

259. Santini D.J. Destruct heating and cooling utilizing temperature differences of Chicago waters I I Energy Use Manag Int. Conf. Fucson Aris, 1977, Vol. 2. P. 425.430.

260. Schippers K., Wishnevski R., Keller J., Herbert P.K., Sendelbeck G. Kobra will demonstrate High Temperature Winkler IGCC/ // Modern Power Systems, February. 1993.-p.p.41.50.

261. Solomon P.K., Hamblen D.J., Carangelo R.M., Krause J.L. Coal thermal decomposition in an entrained flow reactor: experiments and theory. // Coal 19-th Symp. (Intern.) Combustion (Proc.). 1982. - p.p. 1139. 1149.

262. Soo D.L., Gibbs R.T. Stream process for coal gasification // Midwest Energy Conf. 1979.-V. 4, № 2.-P. 357.364.

263. Suuburd E.M., Peters W.A., Howard J.B. Produkt composition and kinetic of lignait pirolis. // Ind. Eng. Chem. Proceses. Des, Dev. 1987. - №1. -p.p.37.46.

264. Svedinger Bjorn, Simonsson Bengt. Efflktivare energisystem med ny metod for dimensionering av varmelager // WS och energy., 1986, 57, № 12. pp. 48.52.

265. The BGL Gasifier. A Demonstration of the Gasification of UK Power Station Coals. Report № Coal R002. - Department of Energy. - September, 1991. -p.16.

266. Thompson B.H., Lacey J.A., Vierrath H.E. Coal to electricity the BGL GCC system.-Energy World.-November, 1990.-pp. 16.21.

267. Tomilov V.G., Nozdrenko G.V., Schinnikov P.A. Efficiency of supply of the power and composition system with heat pumps and mini-power station // KORUS'2000. Intern, sympos. on science and technology. Ulsan, Korea, 2000. P. 293.295.

268. Utility taps waste heat // Eng. News. Rec., 1981, № 11. P. 15.

269. Zweig R. W. Hydrogen energy progress: VII Proc. 7-th World hydrogen energy conf. -N.Y. etc., Pergamon Press, 1988. V.l. -pp.23.31.