автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Комплексные технико-экономические исследования ПГУ с поточными газификаторами

На правах рукописи

00340

КУЗЬМИН Антон Геннадьевич

КОМПЛЕКСНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПГУ С ПОТОЧНЫМИ ГАЗИФИКАТОРАМИ

Специальность 05.14.14 - тепловые электрические станции, их энергетические

системы и агрегаты

АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

1 о ДЕК 2009

Новосибирск - 2009

003487902

Работа выполнена в государственном образовательном учреждение высшего профессионального образования «Новосибирский государственный технический университет»

Научный руководитель доктор технических наук, академик РАН

Накоряков Владимир Елиферьевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Серант Феликс Анатольевич, кандидат технических наук Чекалина Татьяна Владимировна

Ведущая организация: Институт систем энергетики им. Л.А.

Мелентьева Сибирского Отделения Российской Академии наук (СО РАН), г. Иркутск.

Защита диссертации состоится «18» декабря 2009 года в 12 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д 212.173.02 при Новосибирском государственном техническом университете по адресу: 630092, Новосибирск, пр. К.Маркса, 20

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Новосибирский государственный технический университет»

Автореферат разослан «/ноября 2009 г.

Учёный секретарь

диссертационного совета Д 212.173.02 кандидат технических наук, доцент

Шаров Ю.И.

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Одним из основных приоритетов в развитии ТЭК на период до 2050 г. является повышение доли угля в топливно-энергетическом балансе России. Необходимо также расширение нетопливного использования органической и минеральной части угля, а именно - создание индустрии глубокой комплексной его переработки в ценные продукты.

Одним из перспективных направлений широкого вовлечения в топливно-энергетический баланс России угольного топлива является применение парогазовых (ПГУ) ТЭС с низконапорными парогенераторами с газификацией (ГФ) угля при комбинированном производстве электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода.

Введение в топливно-энергетический баланс угля обеспечивает энергобезопасность страны и надежность энергоснабжения потребителей благодаря возможности создания складских запасов (на год и более), с одной стороны, и -с другой, снижение себестоимости производимых комбинированным способом синтез-газа, водорода, электро- и теплоэнергии из дешевого (по сравнению с природным газом) топлива.

Сегодня в ряде развитых стран (США, Германия и др.) в рамках национальных программ уже разработаны высокоэффективные ПГУ с внутрицикло-вой газификацией угля. Рассматривается возможность производства водорода и электроэнергии на основе коммерчески готовых технологий конверсии угля.

Исследования ПГУ с ГФ выполнялись СГТУ (Андрющенко А.И., Попов А.И.), ИСЭМ (Клер A.M., Тюрина Э.А.), Дженерал электрик, департаментом энергетики США и др. Как правило, рассматриваются схемы бинарных ПГУ.

Однако схемы производства водорода в составе теплофикационных энергоблоков ТЭС не рассматривались. Не было проведено комплексных исследований теплофикационных энергоблоков ТЭС с газификацией при комбинированном производстве электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода.

Поэтому проведение комплексных исследований ПГУ ТЭС с поточными газификаторами ТЭС с ГФ и комбинированным производством электро-, тепло-энергии, синтез-газа и водорода является актуальным.

Целью диссертации является разработка методических подходов, математических моделей, методов расчета и исследования технико-экономических показателей и расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных и схемных параметров пылеугольных ПГУ ТЭС с поточными газификаторами и комбинированным производством электро- и теплоэнергии, синтез-газа и водорода и разработка рекомендаций по выбору схем, параметров и мощностей.

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

1. Методический подход, метод расчета и исследования технико-экономических показателей и эффективности пылеугольных ПГУ ТЭС с поточными газификаторами при комбинированном производстве тепло-, электроэнергии, синтез-газа, водорода и схема, защищенная патентом РФ.

2. Методика расчета поточных газификаторов угля с определением конструктивно-компоновочных и расходно-термодинамических параметров.

3. Результаты исследования технико-экономических показателей и эффективности, расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных и схемных параметров ПГУ ТЭС с поточными газификаторами.

4. Рекомендации по выбору рациональных схем и параметров ПГУ ТЭС с газификацией угля и комбинированным производством электро- и тепло-энергии, синтез-газа и водорода.

Методы исследования: методология системных исследований в энергетике, математическое и компьютерное моделирование ПГУ ТЭС с ГФ, методы технико-экономического и эксергетического анализа.

Практическая значимость и использование результатов работы. Разработанная методика, методический подход, математическая модель, алгоритмы и программа расчета позволяют получать конструктивно-компоновочные, расходно-термодинамические, схемные параметры ПГУ ТЭС с поточными га-

зификаторами, осуществлять выбор технологии газификации с учетом вида топлива, тепловой схемы и состава оборудования при строительстве и реконструкции ПГУ ТЭС. Рассчитанные технико-экономические показатели ПГУ ТЭС с ГФ могут служить информационной базой для обоснования рациональных областей использования ПГУ ТЭС с ГФ как при реконструкции традиционных ТЭС, так и при разработке и создании ПГУ ТЭС с ГФ.

Результаты работы использованы при разработке программ развития ТЭС ОАО «Ачинский глиноземный комбинат», а также ряда других глиноземных заводов компании РУСАЛ, в учебном процессе НГТУ - при подготовке инженеров по специальности 140101 - «Тепловые электрические станции».

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

Личный вклад заключается в разработке методических подходов, математических моделей, методов расчета и исследования технико-экономических показателей и расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных и схемных параметров пылеугольных ПГУ ТЭС с поточными газификаторами и комбинированным производством электро- и теплоэнергии, синтез-газа и водорода, а также в разработке рекомендаций по выбору схем, параметров и мощностей.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на межвузовских и всероссийских научных конференциях: Тинчуринские чтения, 2008 (г.Казань), НТИ (Новосибирск, 2006, 2007, 2008 гг.); на международных конференциях: IFOST (Монголия, 2007), Coal-Gen Europe 2008 (Польша, 2008); ЗАО «СибКОТЭС» (Новосибирск, 2006).

Публикации. Основные положения и результаты диссертации опубликованы в 10 печатных изданиях: из них 5 - научных статей (из них 2 по списку ВАК), 5 - материалы конференции.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы и приложения. Основной текст изложен на 152 страницах, содержит 36 рисунков, 28 таблиц.

Основное содержание работы Во введении обоснована актуальность темы диссертации, дана краткая характеристика диссертации.

В первой главе обоснована актуальность применения ЛГУ ТЭС с поточными газификаторами при комбинированном производстве электро-, тепло-энергии, синтез-газа и водорода, актуальность проведения комплексных исследований, анализируется технологическая готовность энергооборудования для использования его в схеме ПГУ ТЭС с ГФ.

На основании проведенного анализа были сформулированы задачи исследования:

1. Разработка методических подходов, методов расчета и исследования технико-экономических показателей и эффективности пылеугольных ПГУ ТЭС с поточными газификаторами при комбинированном производстве электро- и теплоэнергии, синтез-газа и водорода.

2. Разработка методики расчета поточных газификаторов угля с определением конструктивно-компоновочных и расходно-термодинамических параметров.

3. Исследование технико-экономических показателей и эффективности, расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных и схемных параметров ПГУ ТЭС с поточными газификаторами.

4. Разработка рекомендаций по выбору рациональных схем и параметров ПГУ ТЭС с газификацией угля и комбинированным производством элек-

тро- и теплоэнергии, синтез-газа и водорода, разработка рекомендаций по выбору типа газификаторов для работы в составе ПГУ ТЭС. Во второй главе изложена методика комплексных исследований ПГУ ТЭС с ГФ.

Энергоблоки ТЭС с производством синтез-газа и водорода включают газификатор, систему утилизации теплоты синтез-газа, систему мембранного выделения водорода и вырабатывают и отпускают потребителям электро-, тепло-энергию, синтез-газ и водород. Такие многоцелевые энергоблоки являются сложными многокомпонентными структурами. Эти обстоятельства наряду с чисто экономическими проблемами обостряют актуальность решения задачи об оценке как энергетической, так и технико-экономической эффективности энергоблоков.

Главной задачей технико-экономических расчетов пылеугольных ПГУ ТЭС с поточными газификаторами при комбинированном производстве электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода является определение такого сочетания термодинамических, расходных, конструктивных, компоновочных параметров и вида технологической схемы, при котором заданные объемы отпускаемой электрической, тепловой и химической энергии синтез-газа и водорода обеспечиваются с максимальной технико-экономической эффективностью при выполнении всех внешних и внутренних ограничений. При этом в качестве внутренних ограничений выступают начальные параметры энергоблока, режимные факторы технологических процессов, конструктивные особенности оборудования и т.п., внешними ограничениями являются условия приведения расчетных вариантов к сопоставимому виду, которые учитывают влияние экологических, социальных, инфраструктурных факторов, включение энергоблока в энергокомпанию, его готовность к несению нагрузки.

Важно отметить, что реализация указанного методического подхода невозможна без использования достаточно эффективной математической модели энергоблока ПГУ с ГФ.

В предлагаемой модели технико-экономического исследования заложены принципы эксергетической методологии. При этом энергоблок разделяется на несколько функционирующих частей, для которых выполняется математическое описание (моделирование). Эти модели связываются между собой в вычислительном комплексе, имитирующем работу энергоблока.

Значительный опыт математического моделирования и оптимизации энергоблоков отражен в работах Попырина JI.C., Левенталя Г.Б., Шубенко-Шубина JI.A., Клера A.M. и др.

Для построения эффективной математической модели теплофикационного парогазового энергоблока

с поточным газификатором применяются методики агрегатирования и декомпозиции. Агрегатирование -уменьшение размерности схемы путем замены группы одинаковых параллельно работающих и равномерно загруженных элементов на один элемент расчетной схемы. Суть декомпозиции - в разделении схемы энергоблока на несколько частей, связи между которыми немногочисленны и по-

Рис. 1. Схема разбиения энергоблока на функциональные части: 1 - парогазогенерирующее оборудование, газификатор и система отпуска водорода; 2- часть высокого давления турбины и газовая турбина; 3- часть низкого давления; 4 - электрическая строении для каждой части часть; 5 - система регенерации и система технического водоснабжения; 6- система отпуска теплоэк-сергии);

своей математической модели с последующей увязкой математических моделей между собой.

Основополагающей является эксергетическая методология, в которую значимый вклад внесли работы Эванса Р., Трайбуса М., Андрющенко А.И., Бродянского В.М. и др. Эксергетическая методология использует эксергетиче-ский потенциал (величину максимально возможной работы разных энергоносителей, которая характеризует термохимические и термодинамические процессы превращения энергии, заканчивающиеся при наступлении термодинамического равновесия системы) для анализов процессов превращения энергии на различных участках энергоблока. Эксергетический потенциал позволяет оценить работоспособность энергоносителей в любой части энергоблока и на основе эк-сергетических балансов определить показатели термодинамической эффективности, как отдельных частей, так и в целом энергоблока. Настоящая диссертация опирается на эти работы и является естественным их развитием.

Энергоблок представляется в виде шести взаимосвязанных функционирующих частей (рис. 1). Эксергии, производимой каждой частью, ставятся в соответствие затраты, включающие в себя не только затраты собственно функционирующей части, но и переносимые с подводимой эксергией Ец . Эк-

сергия ^ Е? с затратами 3, "продается" 1-й частью, эксергия ^ Ехи с соот-'(О *еУ(|)

ветствующими затратами "покупается" 1-й функционирующей частью.

Эксергетические КПД функционирующих частей определялись как

1/ (!) где для 1-й, 3-й, 6-й частей ПГУ с ГФ, отличающихся нетрадиционным составом оборудования,

Х£и=£12 + £,1Пз + £1з; £Еи = (Яп + Вт)Еут + £21 + £31 + £51 + £-41; (2)

££зу = Е"х + Е1\ + Е"й + Щб + Е35> £ЕкЪ ~ Е\ъ + Еп'> О)

^=ЕТ+Еа;£ £¿6 = Е"б + Е36 +Е4б-> (4)

индексы п, г относятся к паровой и газотурбинной ступеням ПГУ; Еут- химическая эксергия условного топлива.

Эксергетические КПД по отпуску синтез-газа, водорода, электроэнергии и теплоэксергии рассчитывались как

% =^оАб = т11% (5)

Л4« = К/К ; (6)

ЛбТ = К1К =Т11Т12Т1з'П4Г1бе5е№ - О)

где ех - структурный коэффициент эксергетических связей, учитывающий взаимосвязи между функционирующими частями энергоблока, а также внешние системные связи; £м - эксергетический коэффициент внутрициклового возврата потерь теплоты в турбоагрегате.

При таком методическом подходе показатель технико-экономической эффективности может быть представлен как

N + СеЕт + СсгЕсг + СН2ЕН2)

12

(8)

где Сд-, Се, ССг. Ст - получаемая плата за электроэнергию, теплоэксергию, синтез-газ и водород в данном г-ом году; 2 - среднегодовые затраты. Для того, чтобы исследуемый энергоблок был рентабельным, критерий эффективности (по-сути отражающий интегральный эффект) должен быть больше единицы и чем он выше, тем эффективнее рассматриваемый вариант энергоблока ТЭС.

Расход топлива на ПГУ с поточным газификатором определяется по формуле:

(9)

где Вк, Вггу - расходы угля для производства синтез-газа сжигаемого в энергетическом котле, и ГТУ; fco - коэффициент, учитывающий отбор синтез-газа на производство водорода, у - коэффициент, учитывающий возврат СО от мем-

бранного модуля; ск - относительный подвод теплоты для газификации (за счет сжигания части синтез-газа).

Поточные газификаторы, входящие в технологическую схему ПГУ ТЭС рассчитываются на основе разработанной математической модели, приближенно моделирующей функционирование процесса газификации. Эта приближенность обусловлена следующими допущениями: квазистационарностью процесса; постоянством кинетических параметров реакций, теплоемкостей, коэффициентов теплоотдачи; изотермичностью угольных частиц; инертностью компонентов золы; учетом определяющих химических реакций взаимодействия с окислителем; одномерностью потока газовзвеси.

При этом ставится задача на основе единого методического подхода увязать термодинамические и кинетические параметры процесса с конструктивно-компоновочными параметрами газификатора и параметрами тепловой схемы ПГУ.

Физическая модель газификации в реакторной зоне измельченного угля представляется как струйное течение (в режиме близком к режиму идеального вытеснения) реагирующей газовзвеси внутри квазитрубки с высокотемпературной стенкой, образованной: для трубчатого газификатора (при аллотермиче-ском процессе) - жаропрочным конструкционным материалом; для газификатора кипящего слоя (с процессом Винклера) - инертным материалом (песком, золой) с эквивалентным диаметром, сформированным условиями кислородной подачи через перфорированную решетку; для кольцевого газификатора (с процессом Тексако) - горящим инициирующим топливом с эквивалентным диаметром, сформированным условиями форсуночной подачи кавитационного жидкого топлива (КЖТ).

Основные методические положения разработанной модели базируются на алгоритмах расчетов процессов термической переработки измельченного топлива, представленных в работах Печенегова Ю.Я., Ноздренко Г.В.

Разработанная математическая модель обеспечивает достаточно точное описание реальных процессов, как в рамках функционирующих частей, так и по

информационным связям. Модель включает зависимости между входными и выходными расходно-термодинамическими параметрами, а также зависимости между этими параметрами и конструктивными характеристиками элементов, проверку параметров по всем видам ограничений, проверку допустимости расчетных значений (неотрицательность расходов, перепадов давлений, энергетических и материальных потоков и др.).

Математическая модель ориентирована на технико-экономический расчет ПГУ с ГФ, при котором для каждого варианта выполняются с совместной увязкой: тепловые и балансовые расчеты котла и газификатора, паровой турбины, регенеративных и сетевых подогревателей, конденсатора, газовой турбины, компрессора, основных трубопроводов, технических систем (топливоподачи, пылеприготовления, тягодутьевой, отпуска теплоты, технического водоснабжения, золошлакоудаления, очистки и эвакуации дымовых газов); расчет мощности собственных нужд; определения расходов топлива на котел, камеры сгорания, газификаторы.

В третьей главе представлены результаты расчетов технологического профиля, условий включения поточных газификаторов в тепловую схему ПГУ ТЭС, основных конструктивно-компоновочных и расходно-термодинамических параметров поточных газификаторов (трубчатый аллотермический, газификатор типа Тексако и кипящего слоя типа Винклера) различной газопроизводительности.

Показано, что входящие в состав поточных газификаторов экономайзеры (охладители синтез-газа) могут быть включены в систему подогрева питательной воды. При этом полностью вытесняется система регенерации паровой турбины.

В качестве расчетного топлива для всех газификаторов принят Кузнецкий промпродукт.

Для газификаторов аллотермического (трубчатого), Тексако принята кольцевая (с соответствующими диаметрами 0|, 02) конструкция, для Винклера - цилиндрическая (рис. З.б). При этом высота газификаторов определяется вре-

менем протекания реакции газификации и составляет для трубчатого газификатора - 20 м, газификатора Тексако - 6,64 м, для газификатора кипящего слоя -13 м.

Принята следующая компоновка трубчатого газификатора: двухрядное шахматное расположение реакторных трубок в экранах кольцевой топки с относительным диаметром dy = 0,5 м; коридорное расположение трубок пароперегревателя в прямоугольном газоходе; шахматное расположение трубок в эко-

Для элементов трубчатого аллотермического газификатора приняты конструкционные материалы: реакторные трубки и трубки пароперегревателя (внешним диаметром 0,03 м и толщиной стенки 0,003 м) - алюмоборонит-ридная композиционная керамика, трубки (внешним диаметром 0,03 м и толщиной стенки 0,005 м) экономайзера - сталь 20, набивка (толщина листов набивки 0,0006 м) РВП -сталь 3.

Особенностью работы трубчатого аллотермического газификатора (рис.2) является необходимость подвода пара постоянного давления (2,0 бар) от регулируемого отбора паровой турбины. Газификация в газификаторах Тексако и Винклера осуществляется с использованием в качестве окислителя кислорода, что требует дополнительных капитальных затрат в установку разделения воздуха и увеличивает расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС.

Рис. 2. Компоновочная схема газификатора: СГ - охлажденный (запыленный синтез-газ, КЦТ - кольцевая топка, ЭК - экономайзер, ПП - пароперегреватель, РВП - регенеративный воздухоподогреватель, ТР - реакторные трубки, Г - подача синтез-газа в КЦТ, УП - угольно-паровая смесь.

Таблица 1

Характеристика синтез-газа, получаемого в газификаторах_

Показатель Трубчатый газификатор Газификатор Тексако Газификатор Винклера

1 Объемное содержание СО 0,396 0,397 0,622

2 н2 0,530 0,531 0,265

3 СОг 0,013 0,013 0,021

4 N2 0,058 0,058 0,091

5 А 0,000 0,000 0,000

6 во, 0,002 0,001 0,002

7 Теплота сгорания синтез-газа, кДж/нм3 10682,5 10693,0 10632,4

8 Теплота сгорания синтез-газа, кДж/к! 15363,6 15426,0 10273,9

9 Плотность синтез-газа, кг/нм3 0,695 0,693 1,035

Из приведенных в табл. 1 данных видно, что газификатор водоугольного

топлива позволяет производить наиболее калорийный синтез-газ с высоким объемным содержанием водорода. Близкий по составу и теплотворной способности синтез-газ продуцируется трубчатым аллотермическим газификатором. Производимый в газификаторе кипящего слоя (Винклера) синтез-газ имеет в 2 раза более низкое объемное содержание водорода и меньшую теплоту сгорания. Это объясняется различием в применяемом окислителе: пар - для трубчатого

газификатора, кислород и пар (полученный при испарении воды кави-тационного жидкого топлива - КЖТ) - для газификатора Тексако и кислород - для газификатора Винклера.

Теплопроизводи-тельность газификатора (рис. З.а) определяется

о.

МВт 150

100

50

е

.'6 2

3 4

■У] ж -

В, \

Яг

.Р. 2,

5 и'

Г4

п

200 Ж)П„п..МВт 6

Рис.3. Теплопроизводительность ({?) и диаметр (Ц) газификаторов в составе ПГУ мощностью Ылгу'. на графике а: 1 -<2„х ' '\ 3 - Они, 5 - £)рвп для трубчатого газификатора; 2 -0ох,СГДЛЯ газификатора Тексако; 4 - ()тлсг для газификатора Винклера; на графике б: 1,2- соответственно О/ , 02 для трубчатого газификатора; 3,5 - 02, £>/ для газификатора Тексако; 4 - О для газификатора Винклера.

теплотой охлаждения синтез-газа (^охл (а для трубчатого газификатора еще и теплопроизводительностями пароперегревателя (^пп и воздухоподогревателя (Зрвп).

В четвертой главе приведены результаты и выполнен технико-экономический анализ парогазовых энергоблоков ТЭС с комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода. Даны рекомендации по выбору рациональных схем и параметров ПГУ ТЭС с газификацией угля.

В качестве объектов исследования технологии ПГУ-ТЭС с ГФ рассматривались энергоблоки на базе паровых турбин Т-50...250 МВт.

На рисунках 4-5 представлены эксергетические КПД: по выработке синтез-газа и водорода (т]15); по выработке электроэнергии (?/4Л.); по выработке те-плоэксергии (?/, ,.); парогазогенерирующей части с газификатором и системами отпуска водорода и синтез-газа (77, ).

Рис.4. Экссргетический КПД по выработке электроэнергии (а) и теплоэнергии (б): • - схема с трубчатым газификатором, ▲ - схема с газификатором типа Тексако, ■ - схема с газификатором типа Винклер. Черным цветом - схемы с отпуском водорода, серым -с отпуском синтез-газа.

б

Рис.5. Эксергетический КПД по отпуску водорода и синтез-газа (а) и первой функциональной части (б): • - схема с трубчатым газификатором, А - схема с газификатором типа Тексако, ■ - схема с газификатором типа Винклер. Черным цветом - схемы с отпуском водорода, серым - с отпуском синтез-газа.

Эксергетический КПД энергоблоков ПГУ ТЭС с газификатором и производством водорода и синтез-газа находится на уровне 31-44 % - по выработке водорода; 28-45 % - по выработке синтез-газа; 26-43 % - по выработке электроэнергии; 24-40 % - по выработке теплоэксергии.

Причем, для схем с трубчатым газификатором и газификатором Тексако вариант с производством водорода оказывается с экономической точки зрения более эффективным, а для схем с газификатором Винклера - эффективнее оказывается производство синтез-газа. Это объясняется более низкими температурами процесса Винклера и, как следствие, пониженным содержанием водорода в продуцируемом газификатором синтез-газе.

На всех четырех графиках (рис. 4...5) заметно влияние перехода к схемам с промежуточным перегревом пара (турбины Т-180 и Т-250). При этом для схем с трубчатым газификатором этот переход более заметен. Это объясняется технологическими особенностями схемы с аллотермическим трубчатым газификатором: потребление влажного пара с постоянным давлением (2 бар) от регулируемого отбора паровой турбины, полным вытеснением системы регенерации паровой турбины.

Мощность газотурбинной части (рис. 6) для энергоблоков с комбинированным производством водорода определяется необходимым количеством газов (отработавших в газовой турбине) подаваемым в низконапорный парогенератор, в качестве окислителя для сжигания синтез-газа.

На рис.7а представлен расход угля для ПГУ ТЭС с комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода. Как видно из рисунка зависимость имеет слабый скачок (в сторону снижения расхода угля). Этот скачок обусловлен повышением термической эффективности производства электроэнергии при переходе к паровому циклу с промежуточным перегревом пара. При этом снижаются удельный расхода пара на единицу производимой электроэнергии и расход топлива на газификатор.

На рис. 76 представлены годовые выработки синтез-газа и водорода поточными газификаторами в составе ПГУ ТЭС. Из представленных данных видно, что газификатор Тексако имеет наибольшую выработку синтез-газа и водорода, Винклера - наименьшую. в,

т.ум

ч 60

40

20

° 100 200 300 Нпп,Шт " 100 200 300 14,,п. МВт

а б

Рис.7. Расход топлива (В) и газопроизводительность (О) газификаторов в составе ПГУ мощностью Мпгу: На графике а: 1 - для газификатора Тексако; 2 - для трубчатого газификатора; 3 - для газификатора Винклера. На графике б: 5 - С/¡2, 2 - Ссг для трубчатого газификатора^ - Сц2, 1 - Ссг для газификатора Тексако; 6 - Сц2, 4 - Ссг для газификатора Винклера.

Рис.6. Мощность газотурбинной установки (Г^ггу) в составе ПГУ мощностью Ипгу: 1 - для схем с газификатором типа Тексако, 2 - для схем с газификатором типа Винклер, 3 -для схем с трубчатым газификатором.

На рис. 8 представлены технико-экономический критерий эффективности г)г (по отношению к 1]г для пылеугольных ТЭС с ГТ-надстройкой), а также, удельные капитальные вложения (Куд) на установленную электрическую мощность и на установленную эксергетическую мощность (Куд экс) для ПГУ ТЭС с различными газификаторами.

IIЛ"

1,3

1,2

1,1

1,0

0,9 50

О -1

д °д —/ 7

к

□ и.

и а

150

250

Ыип, МВт

Кто, Оп.и/кНт

2000 1600 1200

800.

■г. —-.

И-

/V Е. -Я

— г* . 1 1

50

150

250 Нт-у, МВт а б

Рис.8. Технико-экономический критерий эффективности Т]г (по отношению к т//7" для пылеугольных ТЭС с ГТ-надстройкой) и удельные кап. вложения (Куд) на установленную электрическую мощность / на установленную эксергетическую мощность (Кудэкс). На рисунке а: • - схема с трубчатым газификатором, ▲ - схема с газификатором типа Тексако, ■ - схема с газификатором типа Винклер. На рисунке б: «/о - Куд/Куд.экс для схем с трубчатым газификатором, А/А -для схем с газификатором типа Тексако, ■/□ - для схем с газификатором типа Винклер. Черным цветом - схемы с отпуском водорода, серым - с отпуском синтез-газа.

Из рис. 8 видно, что ПГУ ТЭС с поточными газификаторами и комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода имеют в 1,1*1,47 большую технико-экономическую эффективность при сравнении с пылеугольными ТЭС реконструированными путем газотурбинной надстройки. При этом наиболее эффективной оказывается схема с трубчатым аллотер-мическим газификатором, наименее эффективной - с газификатором кипящего слоя. Следует обратить внимание, что наибольших удельных капиталовложений требует вариант с газификатором типа Тексако, далее идет трубчатый газификатор и наименьшие капиталовложения соответствуют схеме с газификатором кипящего слоя.

Газификатор кипящего слоя проще конструктивно и соответственно дешевле, но из-за невысоких температур процесса синтез-газ производимый данным газификатором менее калорийный, в нем ниже содержание водорода.

В целом для ПГУ ТЭС удельные капиталовложения в энергоблоки ТЭС с производством синтез-газа и водорода находятся в диапазоне 1500 -г 2550 $/кВт установленной электрической мощности или 900 -г 1500 $/кВт установленной эксергетической мощности. Удельные капиталовложения в энергоблоки ПГУ ТЭС с газификацией уменьшаются с увеличением установленной мощности блока. Для схем со всеми типами газификаторов характерно скачкообразное снижение удельных капиталовложений при переходе к схемам с промежуточным перегревом пара.

На рис.9 представлены чистый дисконтированный доход (ЧДД), индекс доходности (ИД), внутренняя норма доходности (ВНД) и срок окупаемости (Ток) для различных вариантов ПГУ с поточными газификаторами и отпуском водорода и синтез-газа. Срок окупаемости для всех вариантов находится в диапазоне 6-11 лет.

ЧДД,

млн.долл

» У*

У. "V >

• '/%

УФ

л /"Ух:

У

Ток

лет

ч Ч

ч.

V

ч

1

1

Л'т у, МВт

50

150 250 N111 у. МВт

ИД

60

у // /г

/./у У 7

/// у

V

ВИД,

%

60

■О

> V-. —1

* '

V —

Ыпп, МВт

50 150 250 Ингу, МВт 50 150 250

Рис.9. Чистый дисконтированный доход (ЧДД), срок окупаемости (Ток), индекс доходности (ИД) и внутренняя норма доходности (ВНД): »/о - схема с трубчатым газификатором, А/А - схема с газификатором типа Тексако, ■/□ - схема с газификатором типа Винклер. Черные точки - схемы с отпуском водорода, белые точки - с отпуском синтез-газа.

Основные результаты работы

1. Разработан методический подход, метод расчета и исследования технико-экономических показателей и эффективности пылеугольных ПГУ ТЭС с поточными газификаторами при комбинированном производстве электро- и теплоэнергии, синтез-газа и водорода.

2. Разработана методика расчета поточных газификаторов угля с определением конструктивно-компоновочных и расходно-термодинамических параметров.

3. Выполнены расчеты технологического профиля, основных конструктивно-компоновочных и расходно-термодинамических параметров поточных газификаторов (трубчатый аллотермический, газификатор КЖТ типа Тексако и кипящего слоя типа Винклера) различной газопроизводительности.

4. Рассчитаны условия включения поточных газификаторов в тепловую схему ПГУ ТЭС. Показано, что входящие в состав поточных газификаторов экономайзеры (охладители синтез-газа) могут быть включены в систему подогрева питательной воды. При этом полностью вытесняется система регенерации паровой турбины.

5. Газификатор типа Тексако позволяет производить наиболее калорийный синтез-газ с высоким объемным содержанием водорода. Близкий по составу и теплотворной способности синтез-газ продуцируется трубчатым аллотермическим газификатором. Производимый в газификаторе кипящего слоя (Винклера) синтез-газ имеет в 2 раза более низкое объемное содержание водорода и меньшую теплоту сгорания.

6. Выполнены комплексные исследования ПГУ ТЭС с ГФ с Т- турбинами мощностью 50...250 МВт. ПГУ ТЭС с поточными газификаторами и комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода имеют в 1,1-4-1,47 большую технико-экономическую эффективность при сравнении с пылеугольными ТЭС реконструированными путем газотурбинной надстройки. При этом наиболее эффективной оказывается

схема с трубчатым аллотермическим газификатором, наименее эффективной - с газификатором кипящего слоя.

7. Для схем с трубчатым газификатором и газификатором Тексако вариант с производством водорода оказывается с экономической точки зрения более эффективным, а для схем с газификатором Винклера - эффективнее оказывается производство синтез-газа.

8. При высоких требования к чистоте синтез-газа оптимально применение трубчатого аллотермического газификатора; если на ТЭС производится или поставляется по трубопроводу КЖТ - целесообразно применение газификатора Тексако, при этом возможно производить незабаластирован-ный синтез-газ и водород; в случае если нет потребности в водороде, потребность потребителя в синтез-газе мала, возможно применение газификатора Винклера (низкая производительность, но и наименьшие капиталовложения).

9. Вложение инвестиций в ПГУ ТЭС с ГФ является эффективным. ЧДЦ составляет около 50...400 млн. долл., срок окупаемости ПГУ ТЭС с ГФ на базе Т-турбин - около 6... 11 лет, внутренняя норма доходности -25...65%, индекс доходности - 53...78.

Совокупность полученных результатов составляет научную новизну диссертации.

Личный вклад автора заключается в разработке методических подходов, математических моделей, методов расчета и исследования технико-экономических показателей и расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных и схемных параметров пылеугольных ПГУ ТЭС с поточными газификаторами и комбинированным производством электро- и теплоэнергии, синтез-газа и водорода, проведении комплексных исследований, компьютерных экспериментов, а также, в анализе результатов и разработке рекомендаций по выбору схем, параметров и мощностей.

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах:

1. Ноздренко Г.В., Овчинников Ю.В., Щинников П.А., Бороди-хин И.В., Кузьмин А.Г. Эффективность комбинированного производства водорода на ТЭС // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: сб. науч. трудов / под. ред. акад. РАН В.Е. Накорякова. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006. - Вып. 10. - С.138-146.

2. Кузьмин А.Г. Комбинированное производство водорода и электроэнергии в составе энергоблоков ТЭС // Наука. Технологии. Инновации. Материалы всероссийской научной конференции молодых ученых в 7-ми частях. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006. Часть 3 - С 150152.

3. Ноздренко Г.В., Овчинников Ю.В., Щинников П.А., Бороди-хин И.В., Кузьмин А.Г.. Комбинированное производство водорода на ТЭС // Экология производства. Энергетика. - 2006.-№4 - С. 13-14

4. Кузьмин А.Г. Комбинированное производство водорода на ТЭС // Наука. Технологии. Инновации. Материалы всероссийской научной конференции молодых ученых в 7-ми частях. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007. Часть 3 - С 167-170.

5. Кузьмин А.Г., Ноздренко Г.В. Параметры угольных поточных газификаторов ТЭС // Энергетика и теплотехника: сб. науч. трудов / под. ред. акад. РАН В.Е. Накорякова. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2008. -Вып. 12. - С.67-76.

6. Кузьмин А.Г. Комплексные технико-экономические исследования поточных газификаторов ПГУ // Наука. Технологии. Инновации. Материалы всероссийской научной конференции молодых ученых в 7-ми частях. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2008. Часть 3 - С 120-122.

7. Kuzmin A.G. Combined hydrogen production on CHP / G.V.Nozdrenko, Y.V.Ovtchinnikov, P.A.Schinnikov, I.V.Borodikhin, A.G.Kuzmin // Proceedings of The second International Forum on Strategic Technology IFOST 2007, - 3 - 5 October, 2007, Ulaanbaatar, Mongolia, -

Ulaanbaatar, 2007. - P.177 - 178. [Комбинированное производство водорода на ТЭС].

8. Кузьмин А.Г. Исследование поточных газификаторов ПГУ // Материалы докладов III молодежной Международной научной конференции "Тинчуринские чтения" посвященной 40-летию КГЭУ/Под общ. ред. д-ра физ-мат. наук, проф. Ю.Я.Петрушенко. В 4 т.; Т. 2. -Казань: Казан, гос. энерг. ун-т, 2008. - С. 141-142.

9. Накоряков В.Е., Ноздренко Г.В., Кузьмин А.Г. Исследования угольных ПГУ ТЭЦ с комбинированным производством электро-, тепло-энергии, синтез-газа и водорода. - Теплофизика и аэромеханика. - 2009. -том 16. - №4. - С.545 - 551.

10. Накоряков В.Е., Ноздренко Г.В., Кузьмин А.Г. Технико-экономические показатели ПГУ ТЭЦ с газификацией угля. - Научный вестник НГТУ. - 2009. - № 4(37). - С.155 - 162.

Отпечатано в типографии Новосибирского государственного технического университета 630092, г. Новосибирск, пр. К. Маркса,20, тел./факс (383) 346-08-57, ngtu@ngs.ru формат 60 х 84/16, объем 1.5 п.л., тираж 100 экз., заказ № 437, подписано в печать 12.11.09г.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ПРЕДПОСЫЛКИ ПРИМЕНЕНИЯ ПГУ ТЭЦ С ПОТОЧНЫМИ ГАЗИФИКАТОРАМИ ПРИ КОМБИНИРОВАННОМ ПРОИЗВОДСТВЕ ЭЛЕКТРО-, ТЕПЛОЭНЕРГИИ, СИНТЕЗ-ГАЗА И ВОДОРОДА.

1.1 Актуальность применения газификации угля в составе ПГУ.

1.2 Технологические схемы ПГУ ТЭЦ с поточными газификаторами угля и комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода.

1.3 Технологическая готовность ПГУ ТЭЦ с поточными газификаторами угля и комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода.

1.3.1 Парогазовые энергоблоки ТЭЦ.

1.3.2 Поточные газификаторы в составе ПГУ.

1.4 Выводы и задачи исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1 Определяющие принципы выбора сравниваемых вариант.

2.2 Методика технико-экономического анализа.

2.2.1 Система балансовых уравнений.

2.2.2 Обоснование критерия эффективности.

2.2.3 Определение капиталовложений и затрат.

2.3. Методика расчета поточных газификаторов угля.

2.3.1 Трубчатый аллотермический газификатор с кольцевой топкой.

2.3.2 Газификатор кипящего слоя (с процессом Винклера).

2.3.3 Кольцевой газификатор водоуголыюго топлива (с процессом Тексако)

2.4. Методика многовариантных технико-экономических исследований. Ограничения на применяемые методики расчетов.

2.5. Расчет инвестиционной привлекательности варианта энергоблока.

2.6 Выводы.

ГЛАВА 3. ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ И КОНСТРУКТИВНО-КОМПОНОВОЧНЫХ РЕШЕНИЙ ПО ГАЗИФИКАТОРУ.

3.1 Расчет трубчатого аллотермического газификатора угля.

3.2 Расчет автотермического газификатора типа Тексако.

3.3 Расчет газификатора кипящего слоя (типа Винклера).

3.4 Анализ конструктивно-компоновочных и расходно-термодинамических параметров по поточным газификаторам.

3.5 Выводы.

ГЛАВА 4. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ МНОГОВАРИАНТНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ ТЭЦ ПРИ КОМБИНИРОВАННОМ ПРОИЗВОДСТВЕ ЭЛЕКТРО-, ТЕПЛОЭНЕРГИИ, СИНТЕЗ-ГАЗА И ВОДОРОДА.

4.1 Технико-экономические показатели.

4.2 Экономическая эффективность строительства ПГУ ТЭЦ с поточным газификатором при комбинированном производстве электро-, теплоэнергии, синтсз-газа и водорода.

4.3 Выводы.

Одним из путей более широкого вовлечения в топливно-энергетический баланс угля для производства энергии наряду с традиционными факельным и слоевым сжиганием является газификация угля в поточных газификаторах с получением синтез-газа (с возможностью последующего получения на основе синтез-газа водорода и других химических продуктов) в составе парогазовых установок (ПГУ).

Введение в топливно-энергетический баланс угля обеспечивает энергобезопасность страны и надежность энергоснабжения потребителей благодаря возможности создания складских запасов (на год и более), с одной стороны, и - с другой, снижение себестоимости производимых комбинированным способом синтез-газа, водорода, электро- и теплоэнергии из дешевого (по сравнению с природным газом) топлива.

Согласно этому направлению в данной работе исследуются угольные ПГУ ТЭЦ с тремя типами поточных газификаторов (трубчатый аллотермиче-ский газификатор с кольцевой топкой, газификатор кипящего слоя (с процессом Винклера); кольцевой газификатор водоугольного топлива (с процессом Тексако), с комбинированным производством синтез-газа и водорода. Схемы рассматриваются в двух модификациях: с отпуском потребителю части синтез-газа и с отпуском водорода.

В первой главе обоснована актуальность проблемы. Изложено текущее состояние технологий газификации угля. Также рассмотрены технологии производства, хранения водорода; области его применения. Представлен обзор зарубежных технологий получения водорода на основе угля путем газификации и последующего выделения водорода. Показано, что в литературе не представлено анализа и исследований комбинированного производства синтез-газа, водорода, электро- и теплоэнергии на базе парогазовых энергоблоков ТЭЦ. Сформулированы цели и задачи исследования.

Во второй главе изложена методика исследования комбинированного производства электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода в составе энергоблоков ТЭЦ. Изложены основные положения подхода к технико-экономическому исследованию с учетом всех видов ограничений. При этом в качестве внутренних ограничений выступают начальные параметры энергоблока, режимные факторы технологических процессов, конструктивные особенности оборудования и т.п. Внешними ограничениями являются условия приведения расчетных вариантов к сопоставимому виду, которые учитывают влияние экологических, социальных, инфраструктурных факторов, включение энергоблока в энергосистему, его готовность к несению нагрузки, стоимость используемого угля и др.

Разработанная с использованием эксергетической методологии методика комплексного технико-экономического исследования является дальнейшим развитием проводимых в НГТУ в течении ряда лет комплексных исследований энергоблоков ТЭС с новыми технологиями использования угля. Это работы Ноздренко Г.В., Щинникова П.А., Овчинникова Ю.В., Томилова В.Г., Зыковой Н.Г, Бородихина И.В., Григорьевой О.К, Русских Е.Е, Боруш О.В.

Представлена методика расчета расходно-термодинамических и конструктивно-компоновочных параметров поточных газификаторов в составе ПГУ

Разработанные методики реализованы в вычислительном компьютерном комплексе, имитирующем работу ПГУ ТЭЦ с поточными газификаторами и комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода.

В третьей главе представлены результаты расчета расходно-термодинамических и конструктивно-компоновочных параметров поточных газификаторов в составе ПГУ.

В четвертой главе приведены результаты и выполнен технико-экономический анализ парогазовых энергоблоков ТЭЦ с комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода при газификации Кузнецкого угля.

В заключении сформулированы основные выводы и рекомендации.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на: конференции молодых ученых (Новосибирск, НГТУ, 2006.2008), международных форумах (IFOST 2007, Монголия; Coal Gen Europe 2008, Польша) и на научных семинарах каф. ТЭС НГТУ, «СибКОТЭС», (Новосибирск, 2006.2009 гг).

Результаты диссертационной работы внедрены в учебный процесс НГТУ (при дипломном проектировании), а также использованы в работах ЗАО «СибКОТЭС» при разработке технико-коммерческих предложений ОАО «Русал Ачинск», при оценке экономической эффективности строительства и выборе технологии газификации, с учетом топливной базы предприятий.

Личный вклад заключается в разработке методических подходов, математических моделей, методов расчета и исследования технико-экономических показателей и расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных и схемных параметров пылеугольных ПТУ ТЭЦ с поточными газификаторами и комбинированным производством электро- и тепло-энергии, синтез-газа и водорода, а таюке в разработке рекомендаций по выбору схем, параметров и мощностей.

Публикации. Основные положения и результаты диссертации опубликованы в 10 печатных изданиях.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения и списка литературы. Основной текст изложен на 152 страницах, содержит 36 рисунков, 28 таблиц.

4.3 Выводы

1.Выполнены комплексные исследования ПГУ ТЭЦ с ГФ с Т- турбинами мощностью 50.250 МВт. ПГУ ТЭЦ с поточными газификаторами и комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода имеют в 1,1-г 1,47 большую технико-экономическую эффективность при сравнении с пылеугольными ТЭЦ реконструированными путем газотурбинной надстройки. При этом наиболее эффективной оказывается схема с трубчатым аллотермическим газификатором, наименее эффективной - с газификатором кипящего слоя.

2. Для схем с трубчатым газификатором и газификатором Тексако вариант с производством водорода оказывается с экономической точки зрения более эффективным, а для схем с газификатором Винклера - эффективнее оказывается производство синтез-газа

3. При высоких требования к чистоте синтез-газа оптимально применение трубчатого аллотермического газификатора; если на ТЭЦ производится или поставляется по трубопроводу КЖТ - целесообразно применение газификатора Тексако, при этом возможно производить незабаластирован-ный синтез-газ и водород; в случае если нет потребности в водороде, потребность потребителя в синтез-газе мала, возможно применение газификатора Винклера (низкая производительность, но и наименьшие капиталовложения).

4. Вложение инвестиций в ПТУ ТЭЦ с ГФ является эффективным. ЧДЦ составляет около 50.400 млн. долл., срок окупаемости ПТУ ТЭЦ с ГФ на базе Т-турбин - около 6. 11 лет, внутренняя норма доходности -25.65%, индекс доходности - 53.78.

5 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Одним из перспективных направлений повышения надежности и эффективности производства тепло- и электроэнергии в энергетике России является создание и внедрение парогазовых установок. При этом важной задачей является более широкое вовлечение в топливно-энергетический баланс угля для производства энергии. Необходимо расширение и нетопливного использования органической и минеральной части угля, а именно - создание индустрии глубокой комплексной его переработки в ценные продукты.

Газификация угля в поточных газификаторах в составе ПТУ позволяет используя уголь повысить технико-экономическую эффективность и экологические показатели ТЭС.

В работе впервые предложена технологическая схема ПТУ ТЭЦ с трубчатым газификатором угля и производством электро-, теплоэнергии, водорода и синтез-газа (решение о выдаче патентной заявки №2009120185/22(027819). Определены эффективность и расходно-термодинамические и конструктивно-компоновочные параметры ПГУ энергоблоков ТЭЦ, их энергетических систем и агрегатов.

Основными результатами и рекомендациями, выработанными в рамках диссертации, являются следующие положения:

1. Разработан методический подход, метод расчета и исследования технико-экономических показателей и эффективности пылеугольных ПГУ ТЭЦ с поточными газификаторами при комбинированном производстве электро-и теплоэнергии, синтез-газа и водорода.

2. Разработана методика расчета поточных газификаторов угля с определением конструктивно-компоновочных и расходно-термодинамических параметров и на её основе математическая модель функционирования ПГУ ТЭЦ с поточными газификаторами при комбинированном производстве электро-и теплоэнергии, синтез-газа и водорода при комплексном учете обеспечения графиков нагрузки, надежности энергоснабжения, возможных режимов работы, инфраструктуры (экологической, социальной, производственной) при неопределенности исходной информации.

3. Выполнены расчеты технологического профиля, основных конструктивно-компоновочных и расходно-термодинамических параметров поточных газификаторов (трубчатый аллотермический, газификатор КЖТ типа Тек-сако и кипящего слоя типа Винклера) различной газопроизводительности.

4. Рассчитаны условия включения поточных газификаторов в тепловую схему ПГУ ТЭЦ. Показано, что входящие в состав поточных газификаторов экономайзеры (охладители синтез-газа) могут быть включены в систему подогрева питательной воды. При этом полностью вытесняется система регенерации паровой турбины.

5. Газификатор типа Тексако позволяет производить наиболее калорийный синтез-газ с высоким объемным содержанием водорода. Близкий по составу и теплотворной способности синтез-газ продуцируется трубчатым аллотермическим газификатором. Производимый в газификаторе кипящего слоя (Винклера) синтез-газ имеет в 2 раза более низкое объемное содержание водорода и меньшую теплоту сгорания.

6. Выполнена оценка капиталовложений в поточные газификаторы в составе ПГУ ТЭЦ. Показано, что наименьших капиталовложений требует газификатор Винклера, наибольших - трубчатый газификатор.

7. Выполнены комплексные исследования ПГУ ТЭЦ с ГФ с Т- турбинами мощностью 50.250 МВт. ПГУ ТЭЦ с поточными газификаторами и комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода имеют в 1,1-г 1,47 большую технико-экономическую эффективность при сравнении с пылеугольными ТЭЦ реконструированными путем газотурбинной надстройки. При этом наиболее эффективной оказывается схема с трубчатым аллотермическим газификатором, наименее эффективной - с газификатором кипящего слоя.

8. Для схем с трубчатым газификатором и газификатором Тексако вариант с производством водорода оказывается с экономической точки зрения более эффективным, а для схем с газификатором Винклера - эффективнее оказывается производство синтез-газа

9. При высоких требованиях к чистоте синтез-газа оптимально применение трубчатого аллотермического газификатора; если на ТЭЦ производится или поставляется по трубопроводу КЖТ - целесообразно применение газификатора Тексако, при этом возможно производить незабаластирован-ный синтез-газ и водород; в случае если нет потребности в водороде, потребность потребителя в синтез-газе мала, возможно применение газификатора Винклера (низкая производительность, но и наименьшие капиталовложения).

10. Вложение инвестиций в ПГУ ТЭЦ с ГФ является эффективным. ЧДЦ составляет около 50.400 млн. долл., срок окупаемости ПГУ ТЭЦ с ГФ на базе Т-турбин - около 6. 11 лет, внутренняя норма доходности -25. .65%, индекс доходности - 53. .78.

1. Алътшулер B.C. Новые процессы газификации твердого топлива. -М.,"Недра", 1976.-280 с.

2. Аманов Р.З. Основные принципы приведения вариантов к равному энергетическому эффекту // Изв. вузов. Энергетика. 1981. - №8. - С. 38-41

3. Андрющенко А.И. Термодинамические расчеты оптимальных параметров тепловых электростанций. М.: ВШ, 1963. - 230 с.

4. Андрющенко А.И., Аминов Р.З.Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций. М., 1983. - 255 с.

5. Андрющенко А.И., Дубинин А.Б. Эксергетические основы выбора циклов теплоэнергетических установок // Теплоэнергетика.- 1960. №9. -С.60-62.

6. Андрющенко А.И., Попов А.И. Основы проектирования энерготехнологических установок электростанций. М., 1980. - 240 с.

7. Андрющенко А.И., Попов А.И. Учет инфраструктуры при сравнении вариантов проектируемых энергетических объектов // Изв. вузов. Энергетика. 1987. - №8. - С. 3-5

8. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. СПб.: Изд-во СПбГТУ, 1997. 295 с.

9. Безлепкин В.П. Теплофикационные установки электростанций. СПб.: Изд-во СПб Политехи, ун-та, 2005. 279 с.

10. Березинец //.^.Газотурбинная надстройка блоков 300 Мвт Костромской ГРЭС / П.А. Березинец,, А.Я. Копсов // Электр. Станции. 1999.- №7. С. 64-72.

11. Благутина В.В. Палладий: http://www.wsyachina.narod.ru/chemistry/palladium.html.

12. Бродянский В.М. Эксергетический метод термодинамического анализа. -М., 1973.-296 с.

13. Бродянский В.М., Верхивкер Г.П., Карчеев Я.Я. и др. Эксергетические расчеты технических систем. Киев: Наукова Думка, 1991. - 360 с.

14. Бродянский В.М., Фратшер В., МихалекК. Эксергетический метод и его приложение. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 288 с.

15. БулатовГ.Г. Подземное хранение водорода: Автореф. дис. . канд. техн. наук. М., 1979. - 22 с.

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

17. Введение в водородную энергетику / Э.Э.Шпильрайн, С.П. Малышен-ко, Г.Г. Кулешов; Под ред. В.А. Легасова М.:Энергоатомиздат, 1984.- 264 с.

18. Введение в топливные элементы и водородную технологию / Брайан Кук-Канада, 2001.

19. Водород будущее авиации: http://www.avantix.ru/info/news/airnews /2005/11/15/333/., 15.11.2005.

20. Водород -топливо будущего. Подгорный А.Н., Варшавский И.Л.,-К.,"Наук. думка", 1977. 136 с.

21. Водород. Свойства, получение, хранение, транспортировка, применение: Справ. Изд./ Д.Ю. Гамбург, В.П. Семенов, Н.Ф. Дубовкин, JI.H. Смирнова; Под ред. Д.Ю. Гамбурга, Н.Ф. Дубовкина.- М.:Химия, 1989. 672 с.

22. Вольдберг Д.Б. О перспективах расширения использования угля на электростанциях капиталистических стран // Теплоэнергетика. 1980. - №1. -С.69-72

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

24. Высокочистый водород процессы получения и использования. Информационные материалы. Свердловск: УрО АН СССР, 1989.

25. Глебова Е. Рывок в водородное будущее: http://www.wsyachina.narod.ru/technology/fueliteml.html.

26. Длугоселъский В.И., Земцов A.C. Эффективность использования в теплофикации газотурбинных и парогазовых технологий // Теплоэнергетика.- 2000.- № 12. С. 3 - 6.

27. Использование керамических мембран для выделения водорода из газовых смесей. Chem. Eng.(USA). 2003. 110, № 8, с. 15-16. Англ.: http://www.chem.msu.su/rus/journals/membranes/26/ref0204.html.

28. Исследования в области комплексного энерготехнологического использования топлив. Межвузовский научный сборник. Саратов, 1993. - 117 с.

29. Карпенко Е.И. Плазменно — энергетические технологии комплексного использования твердых топлив. Дисс. д.т.н., науч. докл. — Новосибирск, НГТУ, 1995. 85с.

30. Каширский В.Г. Экспериментальные основы комплексного энерготехнологического использования топлив. Саратов:Изд-во Сарат. ун-та, 1981. - 144 с.

31. Каширский В.Г., Васильев Ю.А. Бурые угли и основы их энерготехнологического использовани. Саратов:Изд-во Сарат. ун-та, 1984. - 68 с.

32. Каширский В.Г., Печенегов Ю.Я. О трансформации теплоты внешнего источника при пиролизе твердого топлива // Изв. вузов СССР. Энергетика. - 1985. - №6. - С.91-94

33. Кириллов И.И., Сударев A.B., Резников А.Г. Керамика в высокотемпературных ГТУ // Промышленная теплотехника. 1988. - Т. 10. - №6. -С.67-87.

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

35. Конакотин Б.В. Разработка, исследование и оптимизация тепловых схем парогазовых установок сбросного типа с пылеугольными паровыми котлами: автореф. Дис. . канд. техн. наук/ Б.В. Конакотин. -М., 1998 -16 с.

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

37. Костюк Р.И., Писковацков И.Н., Блинов А.Н., Колесник В.И. Опыт создания теплофикационного парогазового энергоблока ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ // Теплоэнергетика 1999 - №1- С.10 - 14.

38. Костюк Р.И., Писковацков И.Н., Чугин A.B. и др. Некоторые особенности режимов эксплуатации головного энергоблока ПГУ-450Т // Теплоэнергетика- 2002.- №9. С. 6 - 11.

39. Криоген: техника и технологии XXI века. Горгома О / Еженедельник Снабженец, 2003: http://snab.ru/arhiv/2003/index.html?n=8&s=l.

40. Кузнецов В. Северо-Западная ТЭЦ первенец нового поколения отечественных электростанций // Электр, станции - 2001. - №2. - С.З - 6.

41. Кузьмин А.Г. Комплексные технико-экономические исследования поточных газификаторов ПГУ // Наука. Технологии. Инновации. Материалы всероссийской научной конференции молодых ученых в 7-ми частях. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2008. Часть 3 С 120-122.

42. Кузьмин А.Г. Комбинированное производство водорода и электроэнергии в составе энергоблоков ТЭС // Наука. Технологии. Инновации. Материалы всероссийской научной конференции молодых ученых в 7-ми частях. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006. Часть 3 С 150-152.

43. Кузьмин А.Г. Комбинированное производство водорода на ТЭС // Наука. Технологии. Инновации. Материалы всероссийской научной конференции молодых ученых в 7-ми частях. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007. Часть 3 С 167-170.

44. Кузьмин А.Г., Ноздренко Г.В. Параметры угольных поточных газификаторов ТЭЦ // Энергетика и теплотехника: сб. науч. трудов / под. ред. акад. РАН В.Е. Накорякова. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2008. -Вып. 12. - С.67-76.

45. Лавров Н.В. Шурыган А.П. Введение в теорию горения и газификации твердого топлива. М.Изд-во академии наук СССР, 1962. 217 с.

46. Ларионов B.C. Технико-экономические расчеты и обоснование в электроэнергетике. Новосибирск.: Изд-во НГТУ, 1996. - 30с.

47. Ларионов B.C., Ноздренко Г.В., ГЦинников П.А., Зыков В.В. Технико-экономическая эффективность энергоблоков ТЭС: Учеб. пособие. -Новосибирск.: Изд-во НГТУ, 1998. 31с.

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

49. Математическое моделирование и технико-экономические исследования энерготехнологических установок синтеза метанола / Клер А.М., Тюрина Э.А. Новосибирск: Наука. Сиб. Предприятие РАН, 1998. -127 с.

50. Мелентъев JI.A. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики. М., 1976. - 336 с.

51. Мелентъев Я.А. Системные исследования в энергетике. Элементы теории, направления развития. М., 1983. -455 с.

52. Меренков А.П. О развитии математического моделирования в системных энергетических исследованиях // Изв. АН. Энергетика и транспорт.- 1985.- № 6. С. 58 - 64.

53. Месяц Г. А., Прохоров М. Д. / Водородная энергетика и топливные элементы. Вестник российской академии наук, том 74, № 7, с. 579-597 (2004):http://vivovoco.nns.ruA^V/JOURNALA^RAN/2004/0407/HYDRO.HTM.

54. Месяц Г. АПрохоров М. Д. Водородная энергетика и топливные элементы // Вестник РАН. 2004. Т.74, № 7, с. 579-597.

55. Месяг} Г.А. Обгонять, не догоняя: http://www.poisknews.ru/., 04.06.2005.

56. 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.

57. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов // Под ред. В.В. Косова, В.Н. Лившица, А.Г. Шахназарова. М.:Экономика, 2000. - 422 с.

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

59. Модернизация и реконструкция ТЭС для работы по парогазовому циклу. Учебные мат-лы. Санкт-петербург: ГОУ ДПО "МИПК СПбГПУ" , 2006.

60. Накоряков В.Е., Ноздренко Г.В., Кузьмин А.Г. Исследования угольных ПГУ ТЭЦ с комбинированным производством электро-, теплоэнергии, синтез-газа и водорода. Теплофизика и аэромеханика. - 2009. - том16. №4. - С.545 - 551.

61. Накоряков В.Е., Ноздренко Г.В., Кузьмин А.Г. Технико-экономические показатели ПГУ ТЭЦ с газификацией угля. Научный вестник НГТУ. - 2009. - № 4(37). - С.155 - 162.

62. Нгуен Ван Лок. Разработка и оптимизация процесса внутрицикловой экологически чистой пирогазификации твердого топлива на ТЭС: Ав-тореф. дис. . канд. техн. наук. М., 1994. - 20 с.

63. Новые научно-технические разработки ГУП НПО "Гидротрубопровод" // http://www.eprussia.ru/epr/45/3046.htm

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

65. Ноздренко Г.В. Эффективность применения в энергетике КАТЭКа экологически перспективных энерготехнологических блоков электростанций с новыми технологиями использования угля: Учеб. пособие / Новосиб. электротехн. ин-т. Новосибирск, 1992. - 249 с.

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

67. Ноздренко Г.В., Зыков В.В. Надежность теплооборудования ТЭС: Учеб. пособие. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996. - 72 с.

68. Ноздренко Г.В., Овчинников Ю.В., Щинников П.А., Бородихин И.В., Кузьмин А.Г. Комбинированного производства водорода на ТЭС// Экология производства. Энергетика. М., 2006. - Вып. 4(5). -С.13-14

69. Ноздренко Г.В., Овчинников Ю.В., Щинников П.А., Бородихин И.В., Кузьмин А.Г. Комбинированное производство водорода на ТЭС // Экология производства. Энергетика. 2006.-№4.- С. 13-14

70. Ноздренко Г.В., Щинников П.А. Комплексный эксергетический анализ энергоблоков ТЭС с новыми технологиями : монография / Г.В. Ноздренко, П.А. Щинников. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2009. - 190 с.

71. Обоснование направлений развития пылеугольных ТЭЦ с новыми ресурсосберегающими технологиями / В.Г. Томилов, П.А. Щинников, Г.В. Ноздренко и др. Новосибирск: Наука, 2000. - 152 с.

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

73. Ольховский Г.Г. Разработка перспективных ГТУ в США // Теплоэнергетика. 1994. - №9. - С.61-69

74. Ольховский ГГ. Разработка перспективных ГТУ в США // Теплоэнергетика.- 1996.- №6. С. 23 - 28.

75. Ольховский Г.Г. Энергетические ГТУ за рубежом//Теплоэнергетика. 1992. - №9. - С.70-74

76. Ольховский Г.Г. Энергетические ГТУ за рубежом / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика.- 1992.- №9. С. 70 - 74.

77. Ольховский Г.Г., Тумановский А.Г. Перспективы развития теплоэнергетика: http://www.promrezerv.ru/article/spo/gl2.doc., 17.06.2005.

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

79. Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики. Масленников В.М., Выскубенко Ю.А., Штеренберг В.Я. и др.- М.:Наука, 1983. 264 с.

80. Перспективы применения газовых турбин в энергетике// Теплоэнергетика. 1993. - С.2-9

81. Перспективы развития топливно-энергетического комплекса. 2005, Министерство промышленности и энергетики РФ: http://www.minprom.gov.ru.

82. Печенегов Ю.Я. Исследование теплообмена к потоку газовзвеси с инертной и разлагающейся твердыми фазами: Автореф. дис. . канд. техн. наук. Саратов, 1973. - 30 с.

83. Печенегов Ю.Я. Моделирование и расчет теплообмена одно- и двухфазных систем в трубчатых аппаратах (применительно к процессам термической переработки измельченного твердого топлива): Дис. . д-ра техн.наук. Саратов: СПИ, 1988. - 584 с.

84. Печенегов Ю.Я. Теплообмен и теплоносители в процессах термической обработки измельченного твердого топлива. Саратов:Изд-во Сарат. ун-та, 1983. - 116 с.

85. Печенегов Ю.Я. Энергетические характеристики высокоскоростного пиролиза бурых углей // Химия тв. топлива. 1985. - №3. - С.77-79.

86. Подгорный А.И., Варшавский И.Л., Приймак А.К. Водород и энергетика-К.,"Наук. думка", 1984. 145 с.

87. Попырин JI.C. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок.- М.: Энергия, 1978. 416 с.

88. Попырин JI.C. Оптимизация параметров оборудования энергетических установок // Изв. АН. Энергетика и транспорт.- 1985 №5. - С. 60 -71

89. Попырин Л.С., Моисеев Г.И. Перспективы развития теплоэнергетических установок на органическом топливе // Изв. вузов СССР. Энергетика. - 1986. - №6. - С.3-10

90. Потапенко И.О. Перспективы производства экологически чистого топлива для электростанций на основе газификации углей. Химия твердого топлива, №6.- М., 2003. С.85-91

91. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (с типовыми примерами). Утв. Приказом ОАО «ЕЭС России» №54. - М., 1999. - 325 с.

92. Производство водорода, синтез-газа и энергетического газа. Сб. науч. трудов.-М.:ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ, 1981. 165 с.

93. Промышленное получение водорода. Рахматуллина A.A. и др.-Уфа.,Изд. Уфим.нефт.ин-та, 1988. 100 с.

94. Растригин JI.A. Случайный поиск в задачах оптимизации многопараметрических систем. Рига, 1965. - 190 с.

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

96. Рубан В.А., Цикарев Д.А. Горение и газификация низкосортного твердого топлива.-М.:Недра, 1993. 157 с.

97. Светлое водородное будущее. Ваганов А. /Независимая Газета. -24.12.2003 http://eco-pravda.km.ru/alt/ng24d3.htm.

98. Семенов В.А. О росте доли угля в мировой энергетике. // Энергетика, 2006, № 4. С. 24-25.

99. Степанов A.B. Получение водорода и водородосодержащих газов.,-К.,"Наук, думка", 1982. 312 с.

100. Степанов B.C. Анализ энергетического совершенства технологических процессов. Новосибирск, 1984. - 273 с.

101. Стерман, Л. С. Тепловые и атомные электростанции: Учебник для вузов / JI. С. Стерман, С. А. Тевлин, А. Т. Шарков; Под ред.

102. JI. С. Стермана. 2-е изд., испр. и доп. - М.: Энергоиздат, 1982. - 456 с.

103. Сценарные условия развития электроэнергетики на 2008-2011 гг. с перспективой до 2015 г. утвержденные приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 05.07.07 № 444.112.113.114.115.116.117,118,119120121122123124125

104. Теплогидравлический расет котла. ТРАКТ 1.1. Подольск: Ко-3 ЗИО Союзтехэнерго. - Союзтехэнерго, 1994. - 43 с.

105. Теплосиловые системы: Оптимизационные исследования / A.M. Клер, Н.П. Деканова, Э.А. Тюрина и др.- Новосибирск: Наука, 2005. 236 с.

106. Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы: Справочник / Под ред. A.B. Клименко, В.М. Зорина. М.: Изд-во МЭИ, 1999. - 528 с.

107. Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы: Справочник, Под. общ. ред. чл.-корр. РАН A.B. Клименко и проф. В.М.Зорина. пере-раб. - М.: Изд-во МЭИ, 1999 - 528 с.

108. Технико-экономические основы выбора конденсационных электрических станций / С.Я. Белинский, В.Я. Гиршфельд, A.M. Князев; Под ред. Л.С. Стремана. -М.:1970. 280 с.

109. Типовой алгоритм расчета технико-экономических показателей мощных отопительных ТЭЦ М., 1983. - Т. 2. - 167 с

110. Томилов В.Г., Пугач Ю.Л. и др. Эффективность пылеугольных ТЭЦ с новыми экологообеспечивающими технологиями.- Новосибирск: Наука, 1999.-97 с.

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

112. Физические проблемы водородной энергетики. Программа и тезисы докладов Российской конференции. Санкт-петербург, 2004.

113. Филатов А. Водородная авиация: http://www.sciteclibrary.ru/rus/catalog/pages/3830.html.

114. Хлебалин Ю.М., Николаев Ю.Е. Оптимальный профиль теплофикационного блока для промышленных ТЭЦ Сибири // Изв. вузов СССР. -Энергетика. 1987. - № 5. - С.66-70

115. Хоффман Е. Энерготехнологическое использование угля. М.: «Энер-гоатомиздат», 1983. - 328 с.

116. Хранение водорода в подземных емкостях, сооружаемых в месторождениях каменной соли /Федоров Б.Н., Владимиров А.Е., Жиленко Е.А. и др. Вопросы атомной науки и техники. Сер. Атомно-водородная энергетика, 1979, вып 1(5), с.97-102

117. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов / Под ред. С.В. Цанева. М.: Изд-во МЭИ, 2002. - 584 с.

118. Шаргут Я., Петела Р. Эксергия. М.: Энергия, 1968. - 279 с.

119. Шаргут Я.Я. Распределение затрат на производство тепла и электроэнергии на ТЭЦ. // Теплоэнергетика.- 1994 №12. - С. 62 - 66

120. ШейндлинА.Е. Размышления о некоторых проблемах энергетики: http://www.wsyachina.narod.ru/technology/energetics2.htmll

121. Шляхин П.Н., Бершадский M.JI. Краткий справочник по паротурбинным установкам. М.: Энергия, 1970. - 216 с.

122. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Коваленко П.Ю. и др. Новые технологии в составе энергоблоков ТЭС // Вестн. Саратов. ГТУ. 2004. -N3(4). - С. 139-149.

123. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Ловцов А.А. Эффективность реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ в парогазовые путем газотурбинной надстройки и исследование показателей их функционирования. Новосибирск: Наука, 2002. - 96 с.

124. Эксергетические расчеты технических систем / Справочное пособие. -Бродянский В.М., Верхивкер Г.П., Карчев Я.Я. и др.: Под ред. Долин-ского А.А., Бродянского В.М. -Киев: Наукова Думка, 1991. 360 с.

125. Энергетика XXI века, Системы энергетики и управления ими / С.В.Подковальников,С.М.Сендеров, В.А.Стенников под.ред. Н.И.Воропай. Новосибирск: Наука, 2004. 364 с.

126. Энергетика XXI века, Условия развития, Технологии, Прогнозы / Л.С.Беляев, А.В.Лагерев, В.В.Посекалин под.ред. Н.И.Воропай. Ново-сибирск:Наука, 2004. -386с.

127. A National Vision of America's Transition to a Hydrogen Economy To 2030 и Beyond. U.S.Department od Energy. Office of Fossil Energy. February, 2002

128. Ahmad A.L., Othman M.R., Mukhtar H. H2 separation from binary gas mixture using coated alumina-titania membrane by sol-gel technique at hight-temperature region / Int. Journal of Hydrogen Energy 29 (2004). c. 817828.

129. Aizawa Z, Carberg W. Optimization of an Advanced Combined Cycle and its Application to the Yokohama Thermal Power Station №7 and №8 Groups // ASME Paper. 92 GT - 351.

130. Allam R. Air products, Walton-on-Thames, Surrey, UK,

131. An Overview of Coal based Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) Technology/ Massachusetts Institute of Technology. Laboratory for Energy и the Environment; Cambridge; 2005

132. Anon. ABB brings GT24 with once-through boiler to New England Merchant Plant. Turbomach Int 1998; 39(1): p 29-32.

133. Bachu S, Gunter WD. In: Baines SJ, Gale J, Worden RH, editors. Acid gas injection in the Alberta basin, Canada: a C02 storage experience, to be published in a Geological Society.

134. Bammert K. Operating experiences and measurements on turbo sets in CCGT cogenerations plants in Germany / K. Bammert // Trans, ASME: J.Eng. Gas Turbines and Power. -1987. - №1. - P.22-31

135. Benemann, John R., Consultant, Process Analysis h Economics of Biopho-tolysis of Water, IEA Report, March 1998

136. Biederman N., Darrow K., Konopka A. Utilisation of off-peak Power to Produce Industrial Hydrogen. Res. Project 320-1, EPRI. Final Report, Palo Alto, Calif., 1975.

137. Bucklin RW, Schendel RL. Comparison of fluor solvent and selexol processes. Energy Progress 1984;4(3): 137-42.

138. Carden P.O., Paterson L. Physical, Chemical h Energy Aspects of Underground Hydrogen Storage / Int. Journal of Hydrogen Energy 4 (1979), №6. c. 559-569.

139. CCPP in Spain // Modern Power Systems, 2005, № 5.

140. Chase DL, Kehoe PT. GE combined-cycle product line and performance. GE Power System report GER-3574G, October 2000.

141. Chiesa P, Consonni S. Shift reactors and physical absorption for I0W-C02 emission lGCCs. J Eng Gas Turb Power 1999; 121:295-305.

142. Chiesa P, Lozza G. Using hydrogen as a gas turbine fuel. Paper GT2003-38205, Proceedings of the ASME Turbo Expo 2003, Atlanta, GA, June 1619, 2003.

143. Clean Coal Technology Programs: Completed projects 2003. As of May 2003. U.S.Department od Energy. Assistant Secretary for Fossil Energy. Washington, DC. December, 2003

144. Coal Gasification. Players, Projects, Prospects / Power Engineering. The magazine of Power Generation. July 2006

145. Condorelli P, Smelser SC, McCJeary GJ. Engineering and economic evaluation of C02 removal from fossil-fuel-fired power plants, vol. 2: Coal gasification-combined cycle power plants. EPRI Report IR-7365, 1991.

146. Diehl G.F., Malvezzi F.J. Low cost high pressure hydrogen supply for industrial processes via liquid hydrogen pump system/ Int. Hydrogen Energy Progress IV, Ed. T.N. Veziroglu et. al. Pergamon Press, 1982, vol 3. c. 1371-1381.

147. Doctor RD, Molburg JC, Chess KL, Brockmeier NF, Thimmapuram PR. Hydrogen production and C02 recovery, transport and use from a KRW oxygen-blown gasification combined-cycle system. Argonne National Laboratory draft report, May 1999.

148. Dybkjaer I, Madsen SW. Advanced reforming technologies for hydrogen production. Int J Hydrocarb Eng 1997/1998.

149. Evans R., Grellin G., Tribus M. Thermoeconomic Consideration of Sea Water Demineralization // Ch. I. Principles of Desalination. Academ. Press., 1966.-76 c.

150. Everitt E., Integrated Gasification Combined Cycle. Gasification and IGCC: Status and Readiness. Wyoming Coal Gasification Symposium Casper, Wyoming February 28, 2007.

151. Foster Wheeler. Decarbonisation of Fossil Fuels. IEA Greenhouse Gas R&D Programme Report PH2/2.

152. FutureGen. Integrated Hydrogen, Electric Power Production и Carbon Sequestration Research Initiative. U.S.Department od Energy. Office of Fossil Energy. March, 2004

153. Gambini M, Vellini M. Comparative analysis of H2/02 cycle power plants based on different hydrogen production systems from fossil fuels/ Int. Journal of Hydrogen Energy 30 (2005). c. 593-604.

154. GEimagination at work. Россия и СНГ Электронный ресурс. Режим доступа: www.ge.com/ru. - Загл. с экрана.

155. Glatzmaier, Greg (Peak Design), Blake, Dan (National Renewable Energy Laboratory), & Showalter, Steve (Sida National Laboratory), Assessment of Methods for Hydrogen Production Using Concentrated Solar Energy, January 1998

156. Haldor Topsoe. Topsoe catalyst programme. Company Publication. Haldor Topsoe A/S, Lyngby. Denmark, 2002.168.169.170.171.172.173.174,175.176177178179180181

157. Higman С. Carbon monoxide shift conversion. Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry. 5th ed. vol. A12, ch. 5.1, 1989.

158. Holt N. IGCC Power Plants EPRI Design and Cost Studies. Proceedings of EPRI/GTC Gasification Technologies Conference, San Francisco, CA: 1998.

159. Hydrogen from Coal Program. Research, Development и Demonstration Plan for the Period 2004 throught 2015/ U.S.Department od Energy. Office of Fossil Energy. External Draft for Review. September 26, 2005

160. Hydrogen from Coal, Mitretek Technical Paper MTR 2002-31, July 2002 Hydrogen from Natural Gas и Coal: The road to a Sustainable Energy Future / Office of Fossil Energy Hydrogen Program Plan. U.S.Department of Energy.

161. Hydrogen Production Costs with Alternative Technologies, Robert H. Williams, Princeton Environmental Institute, Presentation, Washington, D.C. July 17, 2002

162. Hydrogen Production Facilities Plant Performance и Cost Comparisons, Parsons Infrastructure и Technology Group, Final Report, March 2002

163. Jacobs. Fuel cell grade hydrogen production with carbon dioxide capture. Phase 1 Report. Study prepared for BP by Jacobs Consultancy UK Ltd, Croydon, Surrey, UK, 2001.

164. Jasinnowski W.J., Pangborn J.b., johnson D.G. Gas distribution equipment in Hydrogen service/ Int. J Hydrogen Energy 5 (1980), №3- c. 323-336

165. Johnson MS. Prediction of gas turbine on- and off-design performance when firing coal-derived syngas. J Eng Gas Turbines Power 1992; 114:3805.

166. Kelley J.H., Hagler R. Jr. Storage. Transmission и Distribution of Hydrogen / Int. J Hydrogen Energy 5 (1980), №1- c. 35-54.

167. Klett MG, White JS, SchoffRL, Buchanan TL. Hydrogen production facilities. Plant performance and cost comparisons. Prepared for US DOE/NETL under subcontract 990700362, Task 50802 by Parsons Infrastructure and Technology Group Inc, 2002.

168. Marco P. Hekkert, Jan-Frens van Giessel, Menno Ros, Martin Wietschel, Marius Т.Н. Meeus.The evolution of hydrogen research: Is Germany heading for early lock-in? / Int. Journal of Hydrogen Energy 30 (2005). c. 1045-1052.

169. Matchcik ТА, Rao AD, Ramanathan V, Sander MT. Cost and performance for commercial application of gasification-combined-cycle plants. EPRI Report AP-3486, April 1984.

170. McLellan В., Shoko E., Dicks A.L., Diniz da Costa J.C. Hydrogen production и utilization opportunities for Australia / Tnt. Journal of Hydrogen Energy 30 (2005). c. 669-679.

171. Moore R. Air Products and Chemicals (retired). 2003, personel communication.

172. National Hydrogen Energy Roadmap. Production. Delivery. Storage. Conversion. Application. Public Education и Outreach. U.S.Department od Energy. November 2002.

173. Ogden, Joan, M & Williams, Robert. H., Solar Hydrogen, Moving Beyond Fossil Fuels, World Resourses Institute Report, October 1989

174. Opportunities for Petroleum Coke Gasification under Tighter Sulfur Limits for Transportation Fuels, Mitrerek Paper MP 200-61, December 2000

175. Panek J. M., Grasser J. Practical Experience Gained During the First Twenty Years of Operation of the Great Plains Gasification Plant and Implications for Future Projects/ U.S.Department of Energy. Office of Fossil Energy. April 2006

176. Paolo Chiesa, Stefano Consonni, Thomas Kreutz, Robert Williams. Coproduction of hydrogen, electricity и CO2 from coal with commercially ready technology. Part A: Performance и emissions/ Int. Journal of Hydrogen Energy 30 (2005). c. 747-767

177. Pardo, C.E.G. & Putche, V., National Renewable Energy Laboratory, Survey of the Economics of Hydrogen Technologies, Technical Report, September 1999191. personal communication, 2003.

178. Power system Headquarters Электронный ресурс. Режим доступа: http://www.mhi.co.jp/en/power/index.html. - Загл. с экрана.

179. Schouten J .A., Jansenn-van Rosmalen, Michels J.P.J. Condensation in gas transmission pipelines. Phase behavior of mixtures of hydrogen with natural gas / Int. Journal of Hydrogen Energy 30 (2005). c. 661-668.

180. Schultz, Ken, General Atomics, Economic Production of Hydrogen from Nuclear Energy, Presentation to DOE, September 2002

181. Shelton WW, Lyons JL. Texaco Gasifier IGCC Base Cases, DOE/NETL Process Engineering Division, PED-IGCC-98-001, 2000.

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

183. Siemens / KWU stellt neue Gasturbinen familie vor // Erdol und Kohle-Ergas-Petrochem. 1995. - №3. - P. 122-123

184. Smith Douglas J. Advanced gas turbines yield high efficiency, low emissions / J. Smith. Douglas // Power Eng. Int. 1994. - №3. - P.27-31

185. Solomon P.R., 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. 1139. 1149.

186. Spath PL, Amos WA. Incorporating C02 sequestration and coalbed methane recovery into hydrogen production from coal—economic and environmental aspects. 220th ACS National Meeting, Washington D.C., August 20-24, 2000.

187. Stiegel G.J., Gasification -Versatile Solutions. DOE's Gasification Program Overview. National Energy Technology Laboratory, US Department of Energy, October 10, 2007

188. Stiegel G.J., Gasification -Versatile Solutions. Overview of Coal Gasification Technologies National Energy Technology Laboratory, US Department of Energy. Pittsburgh, PA, October 27, 2006

189. Storgaard L. Haldor Topsoe, Lyngby, Denmark, personal communication, 1997.

190. Siiuburg E.M., Peters W.A., Howard J.B. Produkt composition and kinetic of lignite pyrollisis// Ind.Eng.Chem.Proceses. Des., Dev., 1987, vol.17, №1, p.37.46.

191. Tampa Electric Integrated Gasification Combined-Cycle Project. A DOE Assessment. Clean Coal Technology / U.S.Department of Energy. Office of Fossil Energy. National Energy Technology Laboratory. External Draft for Review. September 26, 2005

192. Tampa Electric Integrated Gasification Combined-Cycle Project. An Update. Clean Coal Technology / U.S.Department of Energy h Tampa Electric Company. Topical Report Number 19, July, 2000

193. Tampa Electric Integrated Gasification Combined-Cycle Project. Project Performance Summary Clean Coal Technology Demonstration program. Tampa Electric Company, June, 2004

194. Technico-Economic Study of Distribution Hydrogen for Automotive Vehicles. Breelle Y., Gelin P., Meyer C., Petit G/ Int. Journal of Hydrogen Energy 4 (1979), №4. c. 297-314

195. The Department of Energy Strategic Plan. Protecting National, Energy, h Economic Security with Advanced Science h Technology h Ensuring Environmental Cleanup / U.S.Department of Energy. September 30, 2003

196. The Hydrogen Economy: The Creation of the world-wide energy web h the redistribution of power on earth / Jeremy Rifkin.- New York, 2002. 295 c.

197. The Tampa Electric Integrated Gasification Combined-Cycle Project. An Update. Clean Coal Technology / U.S.Department of Energy h Tampa Electric Company. Topical Report Number 8, October, 1996w f)

198. The Wabash River Coal Gasification Repowering Project. An Update. Clean Coal Technology / U.S.Department of Energy. Topical Report Number 20, September, 2000

199. Thomas Kreutz, Robert Williams, Stefano Consonni, Paolo Chiesa. Coproduction of hydrogen, electricity h CO2 from coal with commercially ready technology. Part B: Economic analysys/ Int. Journal of Hydrogen Energy 30 (2005). c. 769-784

200. Thompson A. W. Structural materials us in a Hydrogen energy economy/ Int. Journal of Hydrogen Energy 2 (1977), №3. c. 299-307

201. Tsatsaronis G, Winhold M, Stojanojf CG. Thermoeconomic analysis of a gasification-combined-cycle power plant. EPRI Report AP-4734, August 1986.

202. Wichert E. Acid gas compression and injection. Course notes handed out in Edmonton, Canada. July 24. 2002. Sogapro Eng., Calgary, Alberta. Canada.

203. Worldwide Gasification Database. U.S.Department of Energy: http://seca.doe.gov/coal/gasification/models/dtbs(excel).pdf.