автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Оптимизация параметров и схем ТЭЦ с новой котельной технологией газификации угля в расплаве шлака

На правах рукописи

ВИХМАН Олег Александрович

ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ И СХЕМ ТЭЦ С НОВОЙ КОТЕЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИЕЙ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ В РАСПЛАВЕ ШЛАКА

с

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Новосибирск-2003

Работа выполнена в Новосибирском государственном техническом университете.

Научный руководитель: Доктор технических наук, профессор

Г.В. Ноздренко

Официальные оппоненты: Доктор технических наук, профессор

A.И. Алиферов

Доктор технических наук, профессор

B.C. Степанов

Ведущая организация: ОАО «Научно-исследовательский институт

экологических проблем энергетики»

Защита диссертации состоится «¿^2003 года в «/<?» часов на заседании диссертационного совета Д 212.173.02 в Новосибирском государственном техническом университете по адресу: 630092, Новосибирск, пр. К. Маркса, 20, корп. 1. конференц. зал.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Новосибирского государственного технического университета.

Автореферат разослан « ¿<?» а^^^&^ти, 2003 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент

Ю.И. Шаров

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Концептуальный пересмотр роли твердого топлива в топливно-энергетическом балансе, обусловливающий его высокую конкурентоспособность на долгую перспективу, осуществляется на основе внедрения в электроэнергетике новых нетрадиционных угольных технологий многоцелевого назначения. Особое место среди экологически перспективных угольных котельных технологий занимает новая котельная технология газификации угля в расплаве шлака ( I I Р). Внедрение такой технологии на ТЭЦ обеспечит возможность многоцелевого использования угля любого качества при высоких экологических показателях.

экологических проблем энергетики (г. Ростов-на-Дону), НПО «Алгон» («Стальпроект», г. Москва), «Красный котельщик» (ТКЗ, г. Таганрог), «Гипрокислород» (г. Москва), «Гипрогазоочистка» (г. Москва), НПП «ЮгОРГРЭС» (г. Краснодар), «Ростовтеплоэлектропроект».

Опытно-промышленный котел с ТГР паропроизводительностью 220 т/ч введен в эксплуатацию на Несветай ГРЭС в 1999 г.

Исследования, выполненные в НИИЭПЭ, НПО «Алгон», ОАО «Красный котельщик» и другими организациями посвящены экспериментальному и теоретическому изучению технологии газификации угля в расплаве шлака, созданию опытно-промышленных установок.

Оптимизации параметров, выбору рациональных схем ТЭЦ с ТГР, определению экономической эффективности, технико-экономическому сравнению различных видов схем с комплексным учетом расходов в инфраструктуру (экологическую, социальную, производственную), расходов по обеспечению надежности энергоснабжения и режимов работы в энергосистеме не было уделено достаточною внимания. В данной работе сделана попытка в некоторой степени ликвидировать этот пробел.

Работа выполнена в рамках научного направления Проблемной научно-

г

Котел с ТГР был разработан научно-исследовательским институтом

исследовательской лаборатории

исследования пылеугольных ТЭЦ с новыми экологичными и энергосберегающими технологиями использования топлива».

Цель работы заключается в оптимизации параметров и схем ТЭЦ с новой котельной технологией газификации угля в расплаве шлака.

Объект исследования: ТЭЦ с новой котельной технологией газификации угля в расплаве шлака.

Основные задачи исследования:

1. Разработка методики схемно-параметрической оптимизации энергоблоков ТЭЦ с новой технологией газификации угля в расплаве шлака с комплексным учетом обеспечения графиков электрической и тепловой нагрузок, надежности энергоснабжения, возможных режимов работы в энергосистеме и системе теплоснабжения, современных требований к инфраструктуре (экологической, социальной, производственной) при неопределенности исходной информации.

2. Комплексная вероятностная оптимизация, определение технико-экономической эффективности и оптимального профиля ТЭЦ с ТГР, системные исследования и анализ показателей ТЭЦ с ТГР.

3. Оценка энергетической и экономической устойчивости оптимальных решений и разработка рекомендаций по выбору параметров, схем и характеристик оборудования ТЭЦ с ТГР.

Методы исследования: материальных и энергетических балансов, дифференциально-эксергетический, математического и компьютерного моделирования, теории вероятности и надежности, нелинейной оптимизации при неопределенности исходной информации, системного технико-экономического анализа.

Научная новизна работы и результаты исследования, выносимые на защшу, сформулированы в заключении.

Практическая значимость. Результаты экономико-эксергетических системных исследований ТЭЦ с ТГР комплексно определяют: - взаимосвязь технологических, режимных, экономических, надежностных, экологических и инфраструктурных факторов при производстве и отпуске

электрической и тепловой энергии в реальных условиях работы ТЭЦ с ТГР в энергосистеме и системе теплоснабжения; - научно-методическую основу формирования исходной информации по определению рациональных путей создания и совершенствования ТЭЦ с ТГР.

Получены оптимальные характеристики энергооборудования ТЭЦ с новой котельной технологией газификации угля в расплаве шлака. Разработаны рекомендации по выбору параметров, схем и профилю энергооборудования. Обобщены с позиций информационного обеспечения системного анализа, результаты экспериментальных и опытно-промышленных установок.

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснована использованием методики системных исследований в энергетике, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, теплопередачи, теории надежности и эксергетического подхода, многовариантностью расчетов и сравнением рассчитанных и реальных параметров и характеристик. Математическое и компьютерное моделирование функционирования ТЭЦ с ТГР базируются на методах, апробированных и хорошо себя зарекомендовавших на решении ряда других задач подобного класса.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на международных и всероссийских симпозиумах и конференциях: Новосибирск, 2000, 2002 г., Дрезден 2000 г., Казань, 2001 г., Красноярск, 2000 г., Улан-Уде, 2000 г., Москва, 2000 г., Тамбов, 2001 г., Тирасполь, 2001 г., на семинарах НГТУ, ОАО «Сибтехэнерго», ИТ СО РАН.

Публикации. Основные положения и результаты диссертационной работы опубликованы в 14 печатных изданиях.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (133 наименования, из них 40 иностранных) и приложения (акты об использовании результатов работы). Основной текст изложен на 110 страницах, содержит 41 рисунок и 5 таблиц.

Личный вклад заключается во всех разработках и результатах, изложенных в основном тексте диссертации, без ссылок на другие источники.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследования, отмечена научная новизна результатов.

В первой главе изложены предпосылки использования технологии газификации угля в расплаве шлака в составе тепловых электрических станций. Приводятся общие сведения и направления развития данной технологии. Обсуждается и анализируется готовность к использованию. Проводится оценка режимных и экологических параметров ТГР, а также описывается и приводится технологическая схема ТЭЦ с ТГР.

Сформулированы задачи исследования.

Во второй главе изложена методика исследования ТЭЦ с ТГР. Разработаны и предложены показатели эксергетической эффективности. Разработана методика и получены формулы для оценки системной экономии топлива и расхода топлива на котел с ТГР. Предложена система режимных показателей, поддержание которых на необходимом уровне обеспечивает покрытие теплоэксергетического графика нагрузки. Разработана методика оптимизации схем и параметров ТЭЦ с ТГР с использованием вероятностного интегрального критерия технико-экономической эффективности и дифференциально-эксергетической методологии учета интегральных затрат. Такой подход применительно к ТЭЦ с новыми технологиями разрабатывался на ТЭС НГТУ. Развитию эксергетической методологии способствовали основополагающие работы Я. Шаргута, А.И. Андрющенко, В.М.

Бродянского, М. Трайбуса, Р. Эванса. В работе предлагается дальнейшее развитие дифференциально-эксергетической методики применительно к анализу ТЭЦ с ТГР.

При таком анализе схема теплофикационного энергоблока с ТГР (рис. 1), разделяется на несколько взаимосвязанных функционирующих частей.

Рис. 1. Схема теплофикационного энергоблока с ТГР: Ы, <2Т - потребители электро- и теплоэнергии Например, котел с ТГР и техническими системами представляет собой первую часть. По каждой связи устанавливается поток эксергии. Эксергии, производимой каждой функционирующей частью, ставятся в соответствие затраты топлива, включающие в себя не только затраты собственно функционирующей части, но и переносимые с подводимой эксергией ^ Е^ .

кчУ(1)

Если эксергия ^ Е* с затратами топлива В, «продается» г'-й функционирующей частью, то эксергия ^ с соответствующими

кеУ(1)

затратами «покупается» 1-й частью.

Термодинамическая эффективность функционирующей части определяется как

Еу

(1)

а эксергетическая эффективность отпуска электроэнергии и теплоэксергии:

\

(2) (3)

где структурный эксергетический коэффициент и эксергетический коэффициент внутрициклового возврата турбогенераторных потерь теплоты

Эксергетический коэффициент турбогенераторных потерь теплоты

Ех

= V. ——

V £У

внутрициклового

ТЭЦ с ТГР

-1 ^м

N

ТЭЦ кэс КУ

Рис. 2. Схема энергоснабжения потребителей

(5)

возврата

(6)

Чем ближе к единице, тем эксергетически

совершеннее технологическая схема ТЭЦ с ТГР.

Системная экономия (или перерасход) топлива при энергоснабжении потребителей от угольной ТЭЦ с ТГР определяется по сравнению с

энергоснабжением потребителей (рис. 2) от традиционной пылеугольной ТЭЦ (со стандартной технологической схемой). Это сравнение проводится при условиях одинакового эксергетического и экологического эффектов. При приведении вариантов к одинаковому эффекту, замещаемыми источниками электроэнергии являются мощности на ФОРЭМ (КЭС), а тегоюэксергии -мощности на региональном рынке производителей теплоты (КУ).

Системная экономия (перерасход) топлива кг у.т./(кВт-ч), определяется за

счет:

• учета различий затрат электроэнергии на кислородную станцию, систему подготовки угля и тягодутьевую установку

М = М1ИГ8Д 3^оЛк17о|.ггэм^(огпнд +10"3 (<рд +9^)-<PnZO2\ (7) V V 1J

I кэс lex

• различной энергоснабжения

эффективности при одинаковой надежности

Д62 = —

0,123

У,

(Л

У

к /

учета различного аварийного резерва

(8)

АЬ3 =0,123

1-

ГО

Är У

Ум

+1-

V

A4

-+

К у*

i-

к,

<Pso 9s )

го

■Е г

\

Уяк

(9)

различной эмиссии вредных веществ ' _<Л

А Ь4 =

0,123

Уа

Тз +

1-7,

\

у* yj

liL+J*.

У«

Ук J

(10)

В этих выражениях: 7/к, Г]к, Г1Ы, 7/эм, т/ег - КПД: котла с ТГР, пылеугольного котла, внутренний относительный низкопотенциальной части

турбины, электромеханический, эксергетический энергоблока соответственно; Т}юс- КПД замещаемой КЭС ФОРЭМ; У)™ - эксергетические КПД

резервного энергоблока и резервной котельной; (ра% - доля тепловой нагрузки котла, характеризующая утилизируемое тепло системы охлаждения ТГР; (рь, -удельный расход электроэнергии, кВтч/кг 02; <рв~ удельный расход электроэнергии на пылеприготовление; ртд - удельный расход электроэнергии на тяго-дутьевую установку; С*1ШД - относительный расход питательной воды в системе ПНД; N + ЕТ - номинальный эксергетический отпуск ТЭЦ; Кп К", К^ - коэффициент Карно и интегральные коэффициенты готовности энергоблока; £0г - относительный расход кислорода в ТГР; £тд -коэффициент, характеризующий экономию электроэнергии на ТЭЦ с ТГР по сравнению с пылеугольной ТЭЦ; - режимные коэффициенты

(соответственно электрическая и теплоэксергетическая доли отпуска эксергии от ТЭЦ); 7Э- коэффициент, характеризующий относительную эмиссию вредных веществ в экологическую инфраструктуру из условия обеспечения предельно допустимых выбросов функционирующих в данном ареале ТЭЦ с ТГР по сравнению с традиционной ТЭЦ.

Анализ технико-экономической эффективности решений проводится путем сопоставления доходов и расходов, связанных с их реализацией. В работе предлагается и используется вероятностный интегральный критерий технико экономической эффективности

случайной функции; (? - множество внешних связей и исходных данных с известными законами распределения случайных компонент; V - коэффициент,

характеризующий расчетный уровень достоверности определения г\7.

(П)

математическое ожидание и дисперсия

¿(5Г-Зт)(1 + £Г

¿Зт(1 + £ГГ

где 5 и 3 - интегральный эффект от деятельности объекта и интегральные затраты в год т.

Схемно-параметрической детерминированной оптимизации энергоблоков ТЭС посвящены работы ИСЭМ СО РАН, СГТУ, МЭИ, ВТИ.

В диссертации задача схемно-параметрической оптимизации формулируется как задача минимизации обратной величины вероятностного интегрального критерия технико-экономической эффективности

.1, _(г- л

где многомерное вещественное пространство Я" включает множество оптимизируемых параметров X и множество зависимых параметров У. На пространство Я" действуют ограничения

а условия протекания вероятностных технико-экономических и физико-химических процессов, физико-технические и системные ограничения, имитирующие функционирование энергоблоков ТЭЦ, представлены следующими системами равенств и неравенств.

Наряду с У]2 применяются так же коммерческие критерии: чистый дисконтированный доход; индекс доходности; простой и дисконтированный срок окупаемости.

Применение ТГР на ТЭЦ позволяет получить экологическую составляяющую системной экономии топлива в течение отопительного периода на уровне 0,1...0,2 кг у.т./(кВт-ч), что создает значительный экологический резерв в ареале функционирования ТЭЦ с ТГР (рис. 3).

(13)

* *»

X <х<х , 0<у<со,

(14)

АЬ2, Д^З

кг у. т. кВт-ч

0,03

дь, * ДЬ . - - •

Д62 ■ Дй4 \

\

..... ••

АЬЛ,АЬ кг у.т. кВт-ч

0,1

0,02

20 10 0 -10 -20 -30 *.Р, "С Рис. 3. Удельная системная экономия топлива

Третья глава посвящена системному эксергетическому анализу ТЭЦ с

ТГР. Исследование проводилось для энергоблоков ТЭЦ стандартных типоразмеров в диапазоне мощности от 50 до 250 МВт.

Для плотных графиков нагрузки (9^=0,7...0,8)

применение ТГР-технологии приводит (рис. 4) к экономии топлива 0,2...0,37 кг у.т./(кВт-ч).

Покрытие

теплоэксергетического графика нагрузки при качественном регулировании отпуска теплоты обусловливает характерные изменения ££ (рис. 5).

' А В,

АЬ3,АЬ кг у.т.

кВт-ч 0.2 0.1 о АЬ N

Л А, 4

0,65 0,70 0,75 /71

У 5

Рис. 4. Системная экономия топлива в зависимости от вероятности стационарного

20 10+8 0 -10 -20 -30 /.*, °С

Рис. 5. Теплофикационный режимный показатель и годовая системная экономия топлива

Режимы с полным покрытием теплофикационной нагрузки за счет отборов турбины характеризуются нелинейным ростом . Для режимов с включенным, ПВК возрастает на 36 %.

В сравнении с пылеугольными котлами оптимальный эксергетический КПД т)ка котлов с ТГР для ПТ-энергоблоков выше на З...6%, дня Т-

энергоблоков без

0,66

0,63

ч 1

„Д --- --- У 4\

✓ / / А Г

1

100

150

IV,, МВт

Рис. 6. Оптимальный эксергетический КПД котлов с ТГР в сравнении с пылеугольными котлами: 1,2- ПТ-и Т-энергоблоки ТЭЦ с ТГР; 3,4 - то же для

промперегрева - на 3...5 %, а с промперегревом - почти на 2 % (рис. 6). Это обусловлено меньшими эксергетическими потерями: с уходящими газами, химическим и механическим недожогом котлов с ТГР; от неравновесного процесса теплообмена, из-за более высоких (до 270 °С) оптимальных температур питательной воды по сравнению с пылеугольными энергоблоками.

На рис. 7 показаны найденные оптимальные начальные температуры (острого пара) энергоблоков с ТГР в сравнении с пара) энергоблоков с ТГР в сравнении с пылеугольными пылеугольными энергоблоками.

100 150 ЛГ„у,МВт

Рис. 7. Оптимальная начальная температура (острого

энергоблоками: обозначения - на рис. 6

Видно, что применение котла с ТГР для энергоблоков без промперегрева приводит к повышению (а в среднем на 5 %. Вместе с тем при мощности энергоблоков 50. ..60 МВт 10 ниже, чем для пылеугольных энергоблоков.

Понижение температуры острого пара компенсируется применением более развитой системы регенерации и повышенной температурой питательной воды.

Исследованы и проанализированы изменения оптимальных начальных параметров при разуплотнении электрического графика нагрузки, при изменении цены топлива, при изменении фоновой концентрации вредных веществ в ареале функционирования ТЭЦ, при вводе ТЭЦ с ТГР в энергосистемы различной мощности.

Определены эксергетические показатели эффективности (рис. 8).

100

150

А^пху,МВт

* пту'100 [50 ^пту> МВт

Рис.8. Оптимальный эксергетический КПД по отпуску электроэнергии и теплоэксергии:

УКА^

0,41

0,38

100

---- 1— --- ---

* - - - « 1

1Г 1

/2

/ : — 4

У /

обозначения - на рис. 6

Эффективность тепловой схемы энергоблока с ТГР оценивается по эксергетическому структур-

ному коэффициенту

150

Л/™, МВт

Рис. 9. Структурная эффективность У]кл65 в зависимости от мощности энергоблоков: обозначения -на рис. 6

Необходимо отметить, что ввод котла с ТГР структурно не улучшает тепловую схему энергоблока с ТГР по сравнению с пылеугольным

энергоблоком. Вместе с тем структурная эффективность парогенирирующей части тепловой схемы, определяемая как (рис. 9), увеличивается в

среднем на 5 % по сравнению с аналогичной частью схемы пылеугольного котла, что способствует увеличению эксергетической эффективности энергоблока в целом.

В четвертой главе выполнен анализ технико-экономической эффективности теплофикационных энергоблоков с ТГР с использованием

вероятностного интегрального критерия (рис. 10) и других коммерческих критериев (рис. 11).

Выполнен анализ

технико-экономической эффективности при

100

150

7/пту,МВт изменениии

системных

Рис. 10. Технико-экономическая эффективность энергоблоков с ТГР по сравнению с пылеугольными энергоблоками: обозначения - на рис. 6

факторов: цены топлива,

разуплотнения графика

электрической и тепловой

нагрузок, фоновой

« ег

сг

\

20 30 40 50 -40 -20 0 20 40

Стоимость топлива, $/т у т Изменение тарифа, %

Рис. 11. Зависимость ЧД Д от стоимости топлива и тарифа на электроэнергию и теплоэксергию (при стоимости топлива 32 $/т у.т.):

Т-50 - ♦ , Т-110 - С , Т-175 - ■, Т-180 - • , Т-250 - А ,

ПТ-50- *,П'Г-80- ПТ-135 - ®

концентрации вредных веществ и мощности энергосистемы. Эффективность теплофикационных ГГТ- и Т-энергоблоков с ТГР во всем диапазоне характерных мощностей обусловлена рядом факторов. Во-первых, существенной системной экономией топлива. Во-вторых, меньшими (почти на 40 %) затратами в экологическую инфраструктуру. В-третьих, меньшими на 65 % затратами на удаление от потребителей и вытеснение энергоблоков в ареал с обеспеченными ПДК при более, чем в 2 раза меньшей зоне функционирования.

Для оценки капиталовложений в котел с ТГР разработаны схемы газовоздушного и пароводяного трактов (рис. 12) Е- и Пп-котлов, в соответствии с которыми выполнены расчеты при использовании программно-вычислительного комплекса ТРАКТ (теплогидравлического расчета котла).

РЕЦ

Рис. 12. Схема газо-воздушного тракта Е-котла с ТГР: ТДЖ - топка доигания; ГХ - газоход; ШПП - ширмовый пароперегреватель; КПП -конвективный пароперегреватель; ЭК - экономайзер; ТВП - трубчатый воздухоподгеватель; ПК - поворотная камера; ПС - присосы; ПР - перетоки; РЕЦ - рециркуляция; ПРГ - перетоки в газовый тракт; КЛ - калорифер

Таблица 1.

Основные расходно-термические параметры котлов с ТГР

Типы энергоблока, котла А,, т/ч 'о, °С Ро, бар ^ Пв 9 °с 1т 5 °С Я V , кВт Чк Вк: т.нм3

м3 ч

Е-300+Т-50-125 300 530 125 270 1000 132 94,3 55,1

Пп-750 + Т-180-235 750 545 235 270 950 156 94,7 158,4

Таблица 2.

Основные конструктивно-компоновочные параметры £-300 + Т-50-125

й/ V

Поверхности Марка /д' А' Р, вк, Уг,

стали мм мм м- кг м3

мм мм

КППЗ 12Х1МФ 32/4,5 100/4О 314 9530 1512

КПП4 12Х1МФ 32/4,5 100/46 290 8800

КПП1 12Х1МФ 32/4 180/50 616 16920

ЭК2 СТ.20 32/5 120/46 2178 72130

ТВП2 СТ.20 40/1,5 60/40 5692 64510

ЭК1 СТ.20 32/5 100/46 1522 50400

ТВП1 СТ.20 40/1,5 60/40 17870 202530

Таблица 3.

Основные конструктивно-компоновочные параметры Пп-750 + Т-180-235

Поверхности Марка стали <*/ /8' мм мм V А' мм мм Р, м2 <?к, кг У-г, м3

КПП Х18Н12Т 32/6 122/80 1320 50500

ПРОМ2 Х18Н12Т 42/4 112/60 2900 82400

ПРОМ 1 12Х1МФ 42/4 112/60 2900 82400

ЭК СТ.20 42/6,5 113/60 5670 244500

ппто СТ.20 32/4 - 830 22800 3690

РВПг СТ.20 - 0,55/ 0,33 54800 438800

РВПх СТ.20 - 0,55/ 0,33 19200 153700

В табл. 1-3, в качестве примера для двух котлов с ТГР приведены

основные расходно-термические и конструктивно-компоновочные параметры.

В этой таблице обозначены: Д,- расход пара, 10, р0 - температура и давление пара, taв - температура питательной воды, ty - температура в конце топки, - теплонапряженность топки, тепловой КПД котла, Вк - расход газа из ТГР, с1/5 - диаметр и толщина стенки труб поверхностей нагрева, 5, /Я2 -поперечный и продольный шаги труб, Р - поверхности нагрева, Ок - масса поверхностей нагрева, Ут - объем топки дожигания. Остальные обозначения -на рис. 12.

Программа ТРАКТ была дополнена двумя программными модулями: формирования исходных данных в соответствии с оптимальными расходно-термическими параметрами, найденными при оптимизации энергоблоков с ТГР, и определения капиталовложений в котел согласно зависимости:

С с- V

ЦаЛЛЛп,

> цщ (¡т дт дт

1

V

7850

(15)

Капиталовложения в котлы с ТГР в сравнении с пылеугольными котлами приведено на рис. 13.

К рс .

млн

долл

20

/ 4

/2

1

— — 5

100

150

N,

, М В т

Рис. 13. Капиталовложения в котлы с ТГР в сравнении с пылеугольными котлами: обозначения - на рис. 6 В этом выражении: Ццт - стоимость # - ой поверхности нагрева из т - '

го материала, $/кг; Л - коэффициент расхода т - го материала,

учитывающий потери при изготовлении, транспортировке и монтаже д - и

поверхности; 7850 - удельная плотность металла, кг/мЗ; у - коэффициент, учитывающий соответствующие затраты (отнесенные к котлу) в главный корпус, строительно-монтажные работы и инфраструктуру котельной. Расчеты выполнены при: Цдт 2,5 $/кг для ст. 20, 3,8 $/кг для 12Х1МФ; Л« =1>4; У =4,0.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В диссертации разработана методика схемно-параметрической оптимизации энергоблоков ТЭЦ с новой технологией газификации угля в расплаве шлака (ТГР) с комплексным учетом обеспечения графиков электрической и тепловой нагрузок, надежности энергоснабжения, режимов работы, требований к инфраструктуре (экологической, социальной, производственной) при неопределенности исходной информации.

2. Разработана методика определения системной экономии (перерасхода) топлива при работе ТЭЦ с ТГР по сравнению с традиционной пылеугольной ТЭЦ.

3. Предложен методический подход для учета влияния режимов ТЭЦ на коэффициент готовности.

4. Сформулированы показатели эффективности ТЭЦ, позволяющие термодинамически строго оценить эксергетическую эффективность отпуска электроэнергии и теплоэксергии.

5. Использован вероятностный интегральный критерий технико-экономической эффективности для схемно-параметрической оптимизации энергоблоков ТЭЦ наряду с известными коммерческими критериями при комплексном системном анализе ТЭЦ. Разработаны методические подходы к системно-параметрической оптимизации ТЭЦ.

6. Проведены комплексная вероятностная оптимизация, определена технико-экономическая эффективность и оптимальный профиль ТЭЦ с ТГР.

7. Удельная системная экономия условного топлива за отопительный период может составить 0,002...0,2 кг у.т./(кВт ч) отпущенной эксергии. При

увеличении вероятности стационарного режима энергоблока с ТГР в 1,25 раза системная экономия топлива возрастает в 3,5 раза. Годовая системная экономия условного топлива при работе энергоблока на различных длительных режимах составляет 100...400 кг у.т./(кВтгод).

8. Анализ результатов расчетов позволил рекомендовать для энергоблоков ТЭЦ с ТГР следующие параметры: температура питательной воды - 270 °С, температура острого пара для энергоблоков с ТГР без промперегрева при мощности 50...100 МВт принимается на уровне 530...570 °С, а при мощности 110...175 МВт - 575...600 °С, для энергоблоков с промперегревом - практически на уровне стандартной температуры, для дешевого топлива температура острого пара может выбираться на уровне 530...540 °С, энергоблоков без промперегрева, коэффициент теплофикации для ПТ-энергоблоков принимается на уровне 0,5, а для Т-энергоблоков - 0,7.

9. При этом эксергетический КПД котла с ТГР в среднем выше на 3...5 % КПД пылеугольных котлов. Эксергетические КПД энергоблоков с ТГР составляют 0,34...0,42 (по отпуску электроэнергии) и 0,29...0,41 (по отпуску теплоэксергии), что выше КПД пылеугольных энергоблоков в среднем на 4 %.

10. Затраты в экологическую инфраструктуру на 40 % меньше для энергоблоков с ТГР по сравнению с пылеугольными энергоблоками.

11. Изменение внешних факторов: ЭС, цены топлива, экологической обстановки в ареале показало достаточно высокую устойчивость оптим альных параметров и показателей. В то же время энергоблоки ТЭЦ с ТГР рекомендуются для плотных графиков теплофикационной нагрузки (более 5000 ч/год).

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах:

1. Вихман O.A. Анализ показателей эксергетической эффективности ТЭЦ с ТГР И Теплоэнергетика: Сб. науч. трудов. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003.-№7.-С. 60-65.

Вихман O.A. Компьютерная модель для определения системной экономии(перерасхода) топлива при энергоснабжении потребителей от угольной ТЭЦ с технологией газификации угля в расплаве шлака // Компьютерное и математическое моделирование в естественных и технических науках: Мат. II Всерос. научной internet-конф. - Тамбов: Изд-во ТГУ, 2001. - Вып. № 8. - С. 9-10.

Вихман O.A. Необходимость нового подхода к реализации компьютерных моделей энергетических установок на примере процесса газификации угля в расплаве шлака // Сб. науч. тр. НГТУ, 2000. - № 2(19). - С. 126-130. Вихман O.A. Системная экономия (перерасход) топлива при энергоснабжении потребителей от угольной ТЭЦ с ТГР // Российский национальный симпозиум по энергетике - Казань, 2001. - С. 113-117. Вихман O.A. Эксергетические и экономические характеристики энергоблока ТЭЦ с технологией сжигания твердого топлива в шлаковом расплаве // Сб. науч. тр. НГТУ, 2002. №1(27). С. 67-73. Вихман O.A., Ноздренко Г.В. Котел на КАУ с газификацией в расплаве // Проблемы использования канско-ачинских углей на электростанциях: Мат. Всерос. научно-практ. конф.: Красноярск, 2000. - С. 269-271. Вихман O.A., Ноздренко Г.В. Расчет параметров газификации Канско-Ачинского угля в расплаве шлака // Плазменно-энергетические процессы и технологии: Мат. III междунар. научно-техн. конф.: Улан-Удэ: Изд-во ВСГТУ, 2000. - С. 67-70.

Вихман O.A., Щинников П.А. Математическое моделирование экологически перспективного котельного процесса сжигания и газификации угля в расплаве шлака // Экология энергетики 2000: Мат. междунар. научно-практ. конф. - Москва, 2000. - С. 70-72.

Вихман O.A.. Программные аспекты реализации математической модели котлов с технологией газификации угля в расплаве шлака. // Математическое моделирование в образовании, науке и производстве: Мат. междунар. научно-практ. конф.: Тирасполь, 2001. - С. 93-95.

10. Вихман. O.A. Проблемы применения программы «Тракт 2.1» в энергетических системных исследованиях и пути их решения // Сб. науч. трудов НГТУ, 2000. -№4(21). - С. 157-159.

11. Ноздренко Г.В., Вихман O.A. Расчет параметров газификации угля в расплаве // Теплоэнергетика: Сб. науч. трудов. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2000. - № 4. - С. 48-57.

12. Ноздренко Г.В., Вихман O.A. Технико-экономическая эффективность теплофикационных энергоблоков // Теплоэнергетика: Сб. науч. трудов. -Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. - № 7. - С. 66-72.

13. Vikhman О. A. Exergical characteristic TES with TGM-new technology of coal use // Proc. the 6th Korea-Russia Intern. Symp. on Science and Technology. KORUS 2002: Russia, 2002. -.p. 237.

14. Vikhman O. A. Nutzung schwieriger Brennstoffe in Kraftwerken // XXXII. Kraftwerkstechnisches kolloquium: Dresden , 2000.

Подписано в печать £¿.^03 г. Формат 84x60x1/16 Бумага офсетная. Тираж 100 экз. Печ. л. 1,5. Заказ № УМ

Отпечатано в типографии

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

i I

í

I

I

\ I

11*19 8

'^TJTfF

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ПРИМЕНЕНИЯ НА ТЭЦ НОВОЙ КОТЕЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ГАЗИФИКАЦИИ УГЛЯ В РАСПЛАВЕ ШЛАКА.

1.1. Предпосылки использования технологий газификации угля в составе тепловых электростанций.

1.2. Технологическая схема ТЭЦ с ТГР в составе ТЭЦ.

1.3. Режимные и экологические параметры ТГР.

1.4. Выводы и задачи исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Системный эксергетический подход.

2.2. Определение системной экономии топлива при приведении вариантов ТЭЦ к одинаковому эксергетическому эффекту.

2.3. Учет надежностных и режимных показателей.

2.4. Вероятностный критерий технико-экономической эффективности.

2.5. Определение расхода топлива на котел с ТГР.

2.5. Выводы.

ГЛАВА 3. СИСТЕМНЫЙ ЭКСЕРГЕТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ТЭЦ С ТГР.

3.1. Эксергетическая эффективность ТЭЦ с ТГР.

3.2. Режимные показатели.

3.3. Схемно-параметрические решения по энергоблокам ТЭЦ с ТГР.

3.4. Анализ показателей эксергетической эффективности ТЭЦ С ТГР.

3.5. Выводы.

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЭЦ С ТГР.

4.1. Технико-экономическая эффективность теплофикационных энергоблоков с ТГР.

4.2. Влияние системных факторов на эффективность ТЭЦ с ТГР.

4.3. Оценка коммерческой эффективности энергоблоков с ТГР.

4.4. Выводы.

Доля угля в топливном балансе электроэнергетики России очень велика. Стратегией развития энергетики страны предусмотрено к 2010 году довести долю угля в балансе топливоиспользования электростанций до 27 %, мазута - до 5 % и ввести новые энергетические мощности: на канско-ачинском угле - 7,5, на кузнецком - 3,5, на дальневосточных - 2,2, на восточно-сибирских - 2,5 ГВт. Установлено, что использование кузнецких и канско-ачинских углей на большей части территории страны эффективно как в настоящее время, так и в перспективе [28].

Нормативные складские запасы угля на ТЭЦ делают их менее зависимыми от социально-экономической, транспортной или иной конъюнктуры в отопительный период. Кроме того, стратегически уголь стабилизирует и повышает долговременную надежность топливного баланса ТЭЦ. Огромные запасы угля в России как базового стратегического топлива позволяют строить на нем долговременную концепцию развития угольной электроэнергетики.

Концептуальный пересмотр роли твердого топлива в топливно-энергетическом балансе, обусловливающий его высокую конкурентоспособность на долгую перспективу, осуществлен с учетом внедрения в электроэнергетику новых нетрадиционных угольных технологий. Особое место среди них занимает экологически чистая угольная технология, выполняемая по программе «Экологически чистая энергетика», по газификации и сжиганию угля в аэрошлаковом расплаве, барботируемом парокислородным дутьем [63 - 66, 87].

Эта технология газификации и сжигания угля в отличие от традиционного пылеугольного сжигания позволяет:

- использовать угли различных марок и качества;

- обеспечивать высокие экологические параметры технологическим способом;

- уменьшить в два раза габариты газового тракта котла;

- исключить из котельных систем пылеприготовление и пылеподачу.

Цель работы заключается в оптимизации параметров и схем ТЭЦ при использовании новой котельной технологии газификации угля в расплаве шлака. В соответствии с поставленной целью основными задачами настоящего исследования являются:

1. Разработка методики схемно-параметрической оптимизации энергоблоков ТЭЦ с новой технологией газификации угля в расплаве шлака (ТГР) с комплексным учетом обеспечения графиков электрической и тепловой нагрузок, надежности энергоснабжения, возможных режимов работы в энергосистеме и систем теплоснабжения, современных требований к инфраструктуре (экологической, социальной, производственной) при неопределенности исходной информации.

2. Комплексная вероятностная оптимизация, определение технико-экономической эффективности и оптимального профиля ТЭЦ с ТГР, системные исследования и анализ показателей ТЭЦ с ТГР.

3. Оценка энергетической и экономической устойчивости оптимальных решений и разработка рекомендаций по выбору параметров, схем и характеристик оборудования ТЭЦ с ТГР.

В первой главе изложены предпосылки использования на ТЭЦ технологий газификации угля в расплаве шлака как котельных технологий. Описаны технологические схемы ТЭЦ с ТГР. Проведена оценка режимных и экологических параметров ТГР. Сформулированы задачи исследований.

Вторая глава посвящена методике исследования. Определена системная экономия топлива при приведении вариантов ТЭЦ к одинаковому эксергетиче-скому эффекту, учтены надежностные и режимные показатели, вероятностный критерий технико-экономической эффективности, определен расход топлива на котел с ТГР.

В третьей главе проведен системный эксергетический анализ функционирования ТЭЦ с ТГР, определена ее эксергетическая эффективность, режимные показатели, схемно-параметрические решения, а также осуществлен анализ показателей эксергетической эффективности.

В четвертой главе проведены исследования технико-экономических показателей ТЭЦ с ТГР, оценены технико-экономическая эффективность, влияние системных факторов и коммерческая эффективность энергоблоков с ТГР.

В Заключении приведены полученные результаты исследования и сформулированы рекомендации по выбору схем, параметров и характеристик оборудования ТЭЦ с ТГР.

В приложении приведены акты об использовании результатов работы.

Личный вклад заключается во всех разработках и результатах, изложенных в основном тексте диссертации без ссылок на другие источники.

4.4. Выводы

1. Теплофикационные ПТ- и Т-энергоблоки с ТГР во всем диапазоне характерных мощностей технико-экономически эффективнее на 60 % традиционных пылеугольных энергоблоков. Технико-экономическая эффективность ПТ-энергоблоков выше на 40%, чем Т-энергоблоков.

2. Затраты в экологическую инфраструктуру на 40 % меньше для энергоблоков с ТГР по сравнению с пылеугольными энергоблоками.

3. Интегральные затраты в парогазогенерирующую часть при использовании котлов с ТГР меньше в 1,7 раза по сравнению с использованием пылеугольных котлов.

4. Удельные капиталовложения в энергоблоки с ТГР на 15.20 % выше, чем в пылеугольные энергоблоки. Капиталовложения в собственно котел с ТГР меньше на 40.45%, чем в пылеугольный котел.

5. При увеличении цены топлива в 2 раза технико-экономическая эффективность энергоблоков с ТГР уменьшается в 1,5 раза.

6. Разуплотнение графика нагрузки (в 1,2 раза) снижает технико-экономическую эффективность энергоблоков с ТГР в 1,7 раза.

7. Увеличение на 0,1 ПДК фоновой концентрации вредных веществ приводит к увеличению на 10 % затрат в экологическую инфраструктуру и к уменьшению эффективности на 20 %.

8. Энергоблоки с ТГР технико-экономически эффективны для энергосис-любой (2,5. 12,5 ГВт) мощности.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертации разработана методика схемно-параметрической оптимизации энергоблоков ТЭЦ с новой технологией газификации угля в расплаве шлака (ТГР) с комплексным учетом обеспечения графиков электрической и тепловой нагрузок, надежности энергоснабжения, возможных режимов работы в энергосистеме и систем теплоснабжения, современных требований к инфраструктуре (экологической, социальной, производственной) при неопределенности исходной информации. Предложена методика приведения вариантов угольной ТЭЦ с ТГР и традиционной пылеугольной ТЭЦ к сопоставимому виду при системном анализе с использованием замещающих установок. Разработана методика определения системной экономии (перерасхода) условного топлива при энергоснабжении потребителей от угольной ТЭЦ с ТГР по сравнению с традиционной пылеугольной ТЭЦ. Предложен методический подход к системному анализу, учитывающий влияние вероятностей режимов ТЭЦ на интегральные коэффициенты готовности при работе ТЭЦ в ЭС и в системе теплоснабжения. Создан принципиальный алгоритм расчета расхода топлива на котел с ТГР. Сформулированы показатели эффективности ТЭЦ, позволяющие термодинамически строго оценить эксергетическую эффективность отпуска электроэнергии и теплоэксергии. Предложен вероятностный интегральный критерий технико-экономической эффективности для схемно-параметрической оптимизации энергоблоков ТЭЦ наряду с известными коммерческими критериями при комплексном системном анализе ТЭЦ. Разработаны методические подходы к системно-параметрической оптимизации ТЭЦ с использованием вероятностного интегрального критерия технико-экономической эффективности и эксергетической методологии учета интегральных затрат.

Проведены комплексная вероятностная оптимизация, определение технико-экономической эффективности и оптимального профиля ТЭЦ с ТГР, системные исследования и анализ показателей ТЭЦ с ТГР. Удельная системная экономия условного топлива в течение отопительного периода за счет эксерге-тической эффективности лучших надежностных, и экологических показателей энергоблоков с ТГР может составить 0,002.0,2 кг у.т./(кВт ч) номинального эксергетического отпуска. При увеличении вероятности стационарного режима энергоблока с ТГР в 1,25 раза системная экономия топлива возрастает в 3,5 раза. Годовая системная экономия условного топлива при работе энергоблока на различных длительных режимах составляет 100.400 кг у.т./(кВт год). Теплофикационный режимный показатель энергоблока с ТГР в течение отопительного периода изменяется в пределах 0,15.0,40. Эксергетический КПД котла с ТГР составляет 0,64.0,67, что в среднем выше на 3.5 % КПД пылеугольных котлов. Для теплофикационных энергоблоков с ТГР во всем диапазоне характерных мощностей температура питательной воды принимается на уровне 270 °С. Коэффициент регенерации - 1,3. 1,4. Температура острого пара для теплофикационных энергоблоков с ТГР и без промперегрева при мощности 50. 100 МВт принимается на уровне 530.570 °С, а при мощности 110. 175 МВт - 575.600 °С, для энергоблоков с промперегревом -практически на уровне стандартной температуры. Разуплотнение графика электрической нагрузки приводит к снижению температуры острого пара на 5 °С на каждые 100 ч/год уменьшения числа часов использования установленной мощности энергоблока. Для дешевого топлива температура острого пара может выбираться на уровне 530.540 °С, энергоблоков без промперегрева. При уменьшении мощности энергосистемы в 2 раза температура острого пара снижается на 10 °С. В ареале с относительно высокой фоновой концентрацией вредных веществ температура острого пара принимается на уровне 590.600 °С. Начальное давление пара для всех теплофикационных энергоблоков с ТГР (кроме Т-180) принимается на стандартном уровне. Для энергоблоков типа Т-180 начальное давление составляет 23,5 МПа. Для всех ПТ-энергоблоков с ТГР коэффициент теплофикации принимается на уровне 0,5, для Т-энергоблоков - 0,7. Эксергетические КПД энергоблоков с ТГР составляют 0,34.0,42 (по отпуску электроэнергии) и 0,29.0,41 (по отпуску теплоэксергии), что выше КПД пылеугольных энергоблоков в среднем на 4 %. Структурная эффективность парогенерирующей части энергоблока с котлом с ТГР выше на 5 % по сравнению с энергоблоком с пылеугольным котлом.

Теплофикационные ПТ- и Т-энергоблоки с ТГР во всем диапазоне характерных мощностей технико-экономически эффективнее на 60 % традиционных пылеугольных энергоблоков. Технико-экономическая эффективность ПТ-энергоблоков выше на 40 %, чем Т-энергоблоков. Затраты в экологическую инфраструктуру на 40 % меньше для энергоблоков с ТГР по сравнению с пылеугольными энергоблоками. Интегральные затраты в парогазогенерирую-щую часть при использовании котлов с ТГР меньше в 1,7 раза по сравнению с использованием пылеугольных котлов. Удельные капиталовложения в энергоблоки с ТГР на 15.20 % выше, чем в пылеугольный котел. При увеличении цены топлива в 2 раза технико-экономическая эффективность энергоблоков с ТГР уменышцается в 1,5 раза. Разуплотнение графика нагрузки (в 1,2 раза) снижает технико-экономическую эффективность энергоблоков с ТГР в 1,7 раза. Увеличение на 0,1 ПДК фоновой концентрации вредных веществ приводит к увеличению на 10 % затрат в экологическую инфраструктуру и к уменьшению эффективности на 20 %. Энергоблоки с ТГР технико-экономически эффективны для энергосистем любой (2,5. 12,5 ГВт) мощности.

1. Андрющенко А. И. Методика системных термодинамических исследований в теплоэнергетике. - Саратов: Изд-во СГТУ, 1996. - 97 с.

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

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

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

5. Бабий В. И. Перспективы и проблемы сооружения энергетических ПТУ на твердом топливе // Теплообмен в парогенераторах. Сб. конф. Новосибирск, 1998.-С. 10-35.

6. Батенин В.М., Шпильрайн Э.Э., Выскубенко Ю.А. и др. Пилотная установка газификации угля в кипящем слое ТФР-300. Описание и экспериментальные возможности // Теплоэнергетика, 1995. №5. - С. 3945.

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

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

9. Бродянский В.М., Фратшер В., Михалек К. Эксергетический метод и его приложение. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 288 с.

10. Буров В.Д., Зензин А.В., Макаревич В.В. Сравнение воздействия на окружающую среду различных типов КЭС малой мощности // Экология энергетики 2000: Мат. конф. М.: Изд-во МЭИ, 2000. - С. 289-293.

11. Ванюков А.В., Федоров А.Н., Васкевич А.Д. и др. Исследование характера перемешивания ванны расплава в печи плавки в жидкой ванны // Комплексное использование минерального сырья, 1984. № 5. - С. 14-18.

12. Вихман О.А. Необходимость нового подхода к реализации компьютерных моделей энергетических установок на примере процесса газификации угля в расплаве шлака // Сб. науч. тр. НГТУ, 2000. № 2(19). - С. 126-130.

13. Вихман О.А. Системная экономия (перерасход) топлива при энергоснабжении потребителей от угольной ТЭЦ с ТГР // Российский национальный симпозиум по энергетике: Казань, 2001. С. 113-117.

14. Вихман О.А. Эксергетические и экономические характеристики энергоблока ТЭЦ с технологией сжигания твердого топлива в шлаковом расплаве // Сб. науч. тр. НГТУ, 2002. №1(27). С. 67-73.

15. Вьосман О.А., Ноздренко Г.В. Котел на КАУ с газификацией в расплаве // Проблемы использования канско-ачинских углей на электростанциях: Мат. Всерос. научно-практ. конф.: Красноярск, 2000. С. 269-271.

16. Вихман О.А., Ноздренко Г.В. Расчет параметров газификации Канско-Ачинского угля в расплаве шлака // Плазменно-энергетические процессы и технологии: Мат. III междунар. научно-техн. конф.: Улан-Удэ: Изд-во ВСГТУ, 2000. С. 67-70.

17. Вихман О.А., Щинников П.А. Математическое моделирование экологически перспективного котельного процесса сжигания и газификации угля в расплаве шлака // Экология энергетики 2000: Мат. междунар. научно-практ. конф. Москва, 2000. - С. 70-72.

18. Вихман. О.А. Проблемы применения программы «Тракт 2.1» в энергетических системных исследованиях и пути их решения // Сб. науч. трудов НГТУ, 2000.-№4(21).-С. 157-159.

19. Глинков М.А., Гречко А.В., Неведомская И.Н. и др. Исследование роли гидродинамических факторов в работе фьюминг-печей // Цвет, металлы, 1971. № 7. - С. 15-18.

20. Горин В.И., Дьяков А.Ф., Нечаев В.В., Ольховский Г.Г. Электроэнергия из органических топлив // Теплоэнергетика, 1993. № 6. - С. 12-22.

21. Гречко А.В. Отопительно-дутьевые устройства на барботажных пироме-таллургических агрегатах (обзор) // Промышл. теплотехника, 1995. № 6. -С. 32-39.

22. Гречко А.В. Перемешивание ванны расплава в барботажных пирометаллур-гических агрегатах // Изв. РАН. Металлы, 1992. №6. - С. 7-13.

23. Гречко А.В. Подъем ванны расплава при барботаже // Цветные металлы, 1992.-№9.-С. 16-18.

24. Гречко А.В., Нестеренко Р.Д., Кудинов Ю.А. Практика физического моделирования на металлургическом заводе. М.: Металлургия, 1984. - 224 с.

25. Гречко А.В., Чижов Д.И. Конструктивные особенности отопительно-дутьевых устройств барботажных агрегатов // Цветная металлургия, 1995. -№9-10. -С. 14-20.

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

27. Дьяков А.Ф., Мадоян А.А., Доброхотов В.И. и др. Нетрадиционные технологии основной путь обеспечения экологической надежности и ресурсосбережения // Энергетик, 1997. - № 11. - С. 2-4.

28. Дьяков А.Ф., Мадоян А.А., Доброхотов В.И. и др. Новые подходы к технологии использования твердого топлива в электроэнергетике // Теплоэнергетика, 1998. № 2. - С. 14-19.

29. Ермаков А.Б., Демихов В.Н., Гречко А.В. Исследование гидродинамики ванны горизонтального конвертора на модели натуральной величины // Изв. вузов. Цвет, металлургия, 1987. -№ 6. С. 76-81.

30. Иванов В.В., Демихов В.Н. и др. Способы интенсификации технологических процессов в барботируемой ванне расплава плавильных агрегатов // Цветная металлургия, 1994. № 4-5. - С. 7-9.

31. Иванов В.В., Демихов В.Н., Гречко А.В. и др. Гидродинамика барботируемой ванны в продольном сечении плавильной печи // Цветная металлургия, 1993.-№4.-С. 4-8.

32. Иванов В.В., Демихов В.Н., Гречко А.В. и др. Исследование гидродинамики барботируемой ванны с изменяющимся профилем поперечного сечения // Цветные металлы, 1993. № 9. - С. 19-21.

33. Иванов В.В., Демихов В.Н., Дьяков А.Ф. и др. Пути повышения удельной производительности печей с барботируемой ванной расплава // Цветная металлургия, 1994.-№ 1.-С. 17-19.

34. Иванов В.В., Ледяев B.C., Мечев В.В. и др. Исследование брызгоуноса в установке сжигания твердого топлива в расплаве // Цветная металлургия, 1991.-№ 10.-С. 35-37.

35. Карпенко Е.И. Плазменно-энергетические технологии комплексного использования твердых топлив // Дис. д.т.н. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1995.-85 с.

36. Клер A.M., Деканова Н.П., Щеголева Т.П. и др. Методы оптимизации сложных теплоэнергетических установок. Новосибирск: Наука, 1993. - 116 с.

37. Комков А.А. Модель перемешивания расплава в барботажных агрегатах типа печей Ванюкова // Цвет, металлы, 1992. № 8. - С. 5-7.

38. Крушилин Г.И. Плазменная газификация углей // Вестник АН СССР, 1980. -№12.-С. 69-79.

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

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

41. Левченко Г.И., Балтян В.Н., Христич Л.М. Энергетический котел с утилизацией минеральной части твердого топлива // Теплоэнергетика, 1999. № И.-С. 9-13.

42. Мадоян А.А. Особенно экологически чистый высокоэкономичный способ использования твердого топлива для производства электроэнергии // Вестник МЭИ, 1994. -№ 1.-С. 7-11.

43. Мадоян А.А., Галкин А.К., Берсенев А.П. и др. Маневренность и экологич-ность котлов с газификацией угля в шлаковом расплаве // Теплоэнергетика, 1999. -№ 11.-С. 26-30.

44. Мадоян А.А., Кушнарев Ф.А. Комплексное использование угля основа экологически чистых и безотходных технологий в энергетике // Теплоэнергетика, 1999. - № 11. - С. 6-8.

45. Марков Б.Л., Кирсанов А.А. Физическое моделирование в металлургии. -М.: Металлургия, 1984. 120 с.

46. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (Вторая редакция) / Под ред. В.В. Коссова, В.Н. Лившица, А.Г. Шахназарова. М.: Экономика, 2000. - 422 с.

47. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования / Под ред. А.Г. Шахназарова, Г.Г. Азгальдова, Н.Г. Алешинской и др. М., 1994. - 80 с.

48. Мечев В.В., Иванов В.В., Ермаков А.Б. и др. Новые направления в создании экологически чистых ТЭЦ на основе разработок цветной металлургии // Цветная металлургия, 1995. № 7-8. - С. 14-17.

49. Ноздренко Г.В. Эффективность применения в энергетике КАТЭКа экологически перспективных энерготехнологических блоков электростанций с новыми технологиями использования угля. Новосибирск: Изд-во НЭТИ, 1992.-261 с.

50. Ноздренко Г.В., Вихман О.А. Расчет параметров газификации угля в расплаве // Теплоэнергетика, 2000. № 4. - С. 48-57.

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

52. Ноздренко Г.В., Томилов В.Г. и др. Надежность ТЭС. Новосибирск: НГТУ, 1999. - 63 с.

53. Ноздренко Г.В., Шаров Ю.И., Овчинников Ю.В. и др. Принципиальные направления в разработке угольных газотурбинных энергохимических комплексов // Экологически перспективные системы и технологии. Сб. науч. тр. НГТУ. Новосибирск, 1997. - № 1. - С. 37-46.

54. Образцов С.В., Эдельман В.И. Электроэнергетика России в 1998 году. Основные итоги // Электр. Станции, 1999. № 5. - С. 2-9.

55. Овчинников Ю.В., Пугач Л.И., Томилов В.Г. m др. Эффективность применения на функционирующих ТЭЦ эколого-обеспечивающих технологий: Методический аспект. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. - 21 с.

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

57. Основные положения по составу затрат, включаемых в себестоимость продукции (работ, услуг) на предприятиях. М., 1990. - 17 с.

58. Померанцев В.В., Шестаков С.М. и др. Проблемы разработки теории горения твердого топлива // Горение органического топлива: Сб. тр. конф. Новосибирск: ИТФ СО РАН, 1985. Ч. 1. - С. 22-32.

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

60. Патент 2031310 (Россия). Топка для сжигания твердого топлива в расплаве. / В.В. Иванов, В.И. Демихов, В.М. Иванников и др., МКИ6 F23 С 11/00, F 23 G 1/08 №4936617/06. Заявл. 16.5.91. Опубл. 20.3.95. Бюл. №8.

61. Патент 2049291 (Россия). Способ сжигания твердого топлива. / В В. Иванов, В.Н. Демихов, ВВ. Менее и др., МКИ6 F23 С 11/00, F 23 D 1/00 -№5016712/06. Заявл. 16.10.91. Опубл.27.11.95. Бюл. №33.

62. Патент 2049958 (Россия). Способ сжигания твердого топлива. / В.В. Иванов, В С. Ледяев, А.Ф. Дьяков и др., МКИ6 F23 С 11/00 №5042063/06. Заявл. 14.5.92. Опубл. 10.12.95. Бюл. №34.

63. Патент 2049959 (Россия). Способ сжигания твердого топлива. / В.В. Иванов, B.C. Ледяев, А.Ф. Дьяков и др., МКИ6 F23 С 11/00 №5042063/06. Заявл. 14.5.92. Опубл. 10.12.95. Бюл. №34.

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

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

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

67. Программный комплекс для моделирования химических и фазовых равновесий при высоких температурах Астра // МГТУ им. Н.Э. Баумана: Каф. ПО ЭВМ ИИТ, 1996.

68. Пруткоеский Е.Н., Сафонов Л.П., Варварский B.C., Боровский В.М. Повышение экологической эффективности ТЭС при поэтапном совершенствовании ПТУ с газификацией угля // Теплоэнергетика, 1997. -№9. С. 50-56.

69. Саламов А.А. Удельные капитальные затраты на сооружение ТЭС зарубе-жом // Теплоэнергетика, 1997. № 2. - С. 76-79.

70. Смирнов И.А., Хрипев Л.С., Белоусенко КВ., Коренное Б.Е. Определение экономической эффективности реконструкции ТЭЦ // Теплоэнергетика, 1999.-№4.-С. 7-13.

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

72. Тепловой расчет котельных агрегатов / Под ред. Н.В. Кузнецова. М., 1973.-296 с.

73. Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы: Справ. / Под ред. А.В. Клименко и В.М. Зорина. М.: Изд-во МЭИ, 1999. 3-е изд. - Т. 1. - 527 с.

74. Томилов В.Г., Пугач Ю.Л., Щинников П.А. и др. Системные исследования малозатратных технологий в энергетике // Теплоэнергетика: Сб. науч. трудов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1999. - Вып. 3. - С. 3-38.

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

76. Томилов В.Г., Щинников П.А., Овчинников Ю.В. и др. Системные исследования малоинвестиционных экологообеспечивающих технологий в составе ТЭЦ. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. - 56 с.

77. Трубицин В.И. Надежность электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1997. -240 с.

78. Хлебалин ЮМ. Малозатратная модернизация ТЭЦ. Проблемы повышения эффективности и надежности систем теплоэнергоснабжения // Мат. меж-вуз. науч. конф. Саратов, 1999. - С. 20-22.

79. Хоффман Е. Энерготехнологическое использование угля // М.: Энерго-атомиздат, 1983. 328 С.

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

81. Шафорост Д.А., Мадоян А.А. Математическое моделирование барботажных процессов, протекающих при газификации угля в расплаве шлака // Теплоэнергетика, 1999. № 4. - С. 66-69.

82. Шахназаров А.Г. и др. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М., 1994. - 80 с.

83. Шестаков С.М., Парамонов А.П., Любое В.К. Исследование воспламенения крупной частицы натурального топлива, поданной в топочную камеру // Теплообмен в парогенераторах: Сб. тр. конф. Новосибирск: ИТФ СО РАН, 1988.-С. 3-9.

84. Шилов А.А., Дьяченко В.Ф., Ломоносов Е.А. Модернизация Несветай ГРЭС с использованием газификации угля в шлаковом расплаве // Теплоэнергетика, 1999. № 11. - С. 23-25.

85. Щинников П.А. Перспективы энергоблоков ТЭЦ в условиях экологических ограничений // Изв. вузов и энергетических объединений СНГ. Энергетика, 2000.-№3.-С. 59-65.

86. Щинников П.А. Учет затрат по «здравоохранению» и их влияние на оптимальные параметры теплофикационных энергоблоков // Проблемы повышения эффективности и надежности систем теплоэнергоснабжения // Мат. межвуз. науч. конф.: СГТУ, 1999. С. 26-27.

87. Щинников П.А. Учет социальных последствий от действия энергоблоков ТЭЦ // Изв. вузов. Проблемы энергетики, 2000. № 7-8. - С. 106- 109.

88. Adlhoch W., Keller J., Herbert P. Das Rheinbraun HTW Kohlevergasungsver-fahren // Kohlevergas. Vortr. VGB-konf. - Dortmunt, 1991. - S. 61-76.

89. Bergmann D., Schetter B. Buggenum. Kohlegas-Kraftwerk Buggenum Tech-nische Besonderheiten des Turbosatzes // VGB Kraftwerksechn, 1994. Vol. 74, -No 6.-S. 532-536.

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

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

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

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

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

95. Gale J.J., Steel J.G., Laughlin K.M., Reed G.P. Development of a pressurized fluidized bed gasifier for use in an advanced coal-fired power generation system // Kohlevergas.Vortr. VGB-konf. Dortmund, 1991. - S. 223-234.

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

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

98. Heizgas aus Braunkohle Kohle - Vergasungsaulage offiziell in Betrieb // Saint und Heizungstechn, 1986.-Vol. 51.-No ll.-S. 614-615.

99. Herlitz E.G. Plasma technology developed by SKF Steel. Hofors, Sweden. SKF Steel Eng. AB., 1984. - 89 p.

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

101. Horvath A., Mojtahedi W., Salo K. The development of a simplified U-gas based IGCC process // Kohlevergas.Vortr. VGB-konf. Dortmund, 1991. - S. 283295.

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

103. Kohlevergasung im Aufwind. // Energie, 1994. Vol. 46. - No 6. - S. 40-43.1 \2. Lescrauwaet Y Turbines at cycles thermodynamic. Theme C: Cycles combines // Proc. 9 International Conference Modify Power Station, 1985. Liege. - P. 305-344.

104. Marqueen Т., Carbone D., Ligammari J. Coal gasification combined cycle systems technical horizonts // Proc. American Power Conference. - Chicago, 1986. Vol. 48.-P. 235-241.114 .Mtiller R. Kohlevergasungsverfahren. Ahwendung in Kombinierten Gas- und

105. Prenflo-Demonstrationsanlage in Fiirstenhausen offiziell in Betrieb fenommen // TIZ-Fachber, 1987.-Vol. 111.-No 1. S. 5.

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

107. Shuburg E.M., Peters W.A., Howards J.B. Produkt composition and kinetic of lignite pyrolisis // Ind. Eng. Chem. Proceses. Des. Dev., 1987. Vol. 17. - No 1. -p. 37-46.

108. Solomon P.R. at al. Coal thermal decomposition in an entrained flow reactor: experiments and theory // Coal 19-th Symp. Combustion, 1982, p. 1139-1149.

109. Taggera H., Lambertz J., ScharfH at al. The high-temperature Winkler (HTW) process and the hydrogasification process as Rheinbraun's advanced coal befitting process // Intern. Gas Res. Conf., Washington: Rockville, 1985. - P. 426438.

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

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

112. Vikhman O. A. Exergical characteristic TES with TGM-new technology of coal use // Proc. the 6th Korea-Russia Intern. Symp. on Science and Technology. KORUS 2002: Russia, 2002. -.p. 237.

113. Vikhman O. A. Nutzung schwieriger Brennstoffe in Kraftwerken // XXXII. Krafitwerkstechnisches kolloquium: Dresden , 2000.

114. Vikhman O.A. Mathematical model operation of process coal gasification in a melt of slag // Proc. First Graduate School Inter-Univ. Sci. Conf., 2000. P. 7071.

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