Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Эффективность применения парогазовых установок в условиях топливно-энергетического баланса региона

Диссертация: Эффективность применения парогазовых установок в условиях топливно-энергетического баланса региона
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Получена оценка эффективности применения ПГУ в условиях топливно-энергетического баланса региона. Рациональная доля ПГУ всех типов в перспективной структуре генерации может составлять не менее 30 — 40% от всех мощностей ТЭС. С увеличением доли газа в топливно-энергетическом балансе до 30 — 40%, доля ПГУ возрастает до 70 — 80% в структуре генерации. При этом применение бинарных ПГУ на газе следует… Читать ещё >

Содержание

  • ГЛАВА 1. АКТУАЛЬНОСТЬ ВВОДА ПГУ В ЭНЕРГЕТИКУ РЕГИОНА В УСЛОВИЯХ ЕГО ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО БАЛАНСА
    • 1. 1. Состояние генерирующих мощностей ТЭС
    • 1. 2. Структура генерирующих мощностей
    • 1. 3. Определение потенциальной возможности топливно-ресурсной базы региона на примере Сибири
    • 1. 4. Технологическая готовность ПГУ
    • 1. 5. Выводы и задачи исследования
  • ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ
    • 2. 1. Оценка генерирующих мощностей ПГУ, вводимых в региональную энергетику в условиях топливно-энергетического баланса и системных ограничений
    • 2. 2. Методические предпосылки комплексного эксергетического анализа
    • 2. 3. Сущность подхода к комплексному эксергетическому анализу
    • 2. 4. Выбор и обоснование критерия технико-экономической эффективности
    • 2. 5. Определяющие принципы сравниваемых вариантов
    • 2. 6. Определение составляющих критерия эффективности
    • 2. 7. Принципы и алгоритмы вычислительного комплекса для проведения расчетов по эксергетическому анализу энергоблоков
    • 2. 8. Выводы
  • ГЛАВА 3. ЭКСЕРГЕТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПГУ
    • 3. 1. Технологические профили теплофикационных ПГУ
    • 3. 2. Анализ показателей эксергетической эффективности ПГУ
    • 3. 3. Технико-экономическая эффективность ПГУ
    • 3. 4. Выводы
  • ГЛАВА 4. АНАЛИЗ РАЗВИТИЯ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ СФО С
  • ПРИЕМНЕНИЕМ ПТУ
    • 4. 1. Исходные предпосылки
    • 4. 2. Ограничения по вводу генерирующих мощностей
    • 4. 4. Перспективная структура генерации СФО
    • 4. 4. Оценка себестоимости продукции и устойчивость решений при изменении цен на топливо
    • 4. 5. Выводы

Эффективность применения парогазовых установок в условиях топливно-энергетического баланса региона (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Результаты работы использованы в проектных организациях ОАО «НоТЭП», в научной организации ООО «Институт передовых исследований», в учебном процессе — в НГТУ при подготовке инженеров по специальности 140 101 — «Тепловые электрические станции».

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

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

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

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

4.5. Выводы.

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

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

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

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Показать весь текст

Список литературы

  1. , А. И. Комбинирование теплофикационных систем — способ повышения экономичности и надежности теплоснабжения / А. И. Андрющенко // Энергетика. Изв. Вузов СНГ. — 1995. — № 1 — 3. — С. 12 — 14.
  2. , А. И. Комбинированные системы энергоснабжения / А. И. Андрющенко // Теплоэнергетика. — 1997. — № 5. — С. 2 — 6.
  3. , А. И. Новые высокоэффективные системы теплоснабжения / А. И. Андрющенко // Материалы межвузовского научного семинара по проблемам теплоэнергетики: сб. науч. тр. Саратов: СГТУ. — 1996. — С. 19 -21.
  4. , А. И. Проблемы развития энергетики России / А. И. Андрющенко // Проблемы повышения эффективности и надежности систем тепло-энергоснабжения: сб. науч. тр. Саратов — Самара: СГТУ. — 1999.—С.З — 6.
  5. , А. И. Термодинамические расчеты оптимальных параметров тепловых электростанций / А. И. Андрющенко. — М.: ВШ, 1963. — 230 с.
  6. , А. И. Экономия топлива от применения теплонасосных установок в системах теплоснабжения / А. И. Андрющенко // Вопросы совершенствования региональных энергетических систем и комплексов: сб. науч. тр. Саратов.: СГТУ. — 1999. — С. 4 — 9.
  7. , А. В. К вопросу развития энергетики России: потребность в специалистах-энергетиках / А. В. Аникеев // Энергетическая политика. — 2003. -Вып. 1.-С. 79−85.
  8. , В. И. Перспективы и проблемы сооружения энергетических ПГУ на твердом топливе / В. И. Бабий // Теплообмен в парогенераторах: сб. конф. Новосибирск, 1998. — С. 10 — 35.
  9. , П. П. Атлас ветров России / П. П. Безруких, JI. Ландберг, А. Н. Старков // Электрические станции. 2001. — № 6. — С. 51 — 54.
  10. , В. Д. О путях стабилизации финансового положения в топливно-энергетическом комплексе / Белов В. Д., Сляднев С. JI. // Энергетик. — 1997. — № 3. С. 4 — 6.
  11. , О. В. Исследование эффективности бинарных парогазовых установок / О. В. Боруш // Наука. Технологии. Инновации. Материалы докладов всероссийской научной конференции молодых ученых в 7-и частях, часть 3. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. С. 50 — 51
  12. , О. В. ПГУ с преимущественным использованием твердого топлива / О. В. Боруш, П. А. Щинников, Г. В. Ноздренко, И. В. Бородихин // Известия высшех учебных заведений. Проблемы энергетики: Казань, 2007.-№ 3−4.-С. 13−21.
  13. , О. В. Применение ГТУ при реконструкции НТЭЦ-4 / О. В. Боруш // Наука. Технологии. Инновации. Материалы докладов всероссийской научной конференции молодых ученых в 6-и частях, часть 3. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2004. С. 46 — 47.
  14. , О. В. Развитие региональной энергетики с применением парогазовых установок / О. В. Боруш, Ю. И. Шаров, П. А. Щинников // Научный вестник НГТУ. — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2008. — № 1. — С. 177−180.
  15. , Ю. Н. Очистка дымовых газов от диоксида серы магнезитовым методом / Ю. Н. Бродский, P. JI. Шкляр // Электрические станции. — 1993.-№ 4.-С. 32−37.
  16. , В. М. Эксергетический метод термодинамического анализа / В. М. Бродянский. — М.: Энергия, 1973. 296 с.
  17. , Ю. В. Очистка дымовых газов на тепловых электростанциях США / Ю. В. Вихрев // Энергетика за рубежом приложение к журналу «Энергетик». 2005.- № 1.- С. 20 — 24.
  18. Водоугольные суспензии в теплоэнергетике / А. П. Бурдуков и др. // Теплофизика и теплоэнергетика: сб. науч. тр. Новосибирск: ИТФ СО РАН, 2000.-С. 111−124.
  19. , Д. Б. Основные тенденции в развитии энергетики мира / Д. Б. Вольберг // Теплоэнергетика. 1995. — № 9. — С. 5 — 12.
  20. , Д. Б. Проблемы управления функционировнаием ГЭС Сибири в новых экономических условиях / Д. Б. Гвоздев, А. П. Курбатов // Электрические станции. 2004. — № 3. — С. 62 — 68.
  21. , Д. Б. Разработка модели конкурентного рынка ОЭС Сибири / Д. Б. Гвоздев // Электрические станции. 2004. — № 11. — С. 9 — 14.
  22. , Л. Д. Энергетический бизнес: учеб. пособие / JI. Д. Гитель-ман, Б. Е. Ратников. — М.: Изд-во «Дело», 2006. — 600 с.
  23. Децентрализованное комбинированное производство тепла и электроэнергии в Дании // SAVE Copenhagen, nov., 1993. — 56 с.
  24. , В. И. Эффективность использования в теплофикации газотурбинных и парогазовых технологий / В. И. Длугосельский, А. С. Земцов // Теплоэнергетика. — 2000.— № 12. — С. 3 — 6.
  25. , В. И. Энергосбережение — важнейшее направление новой энергетической политики России / В. И. Доброхотов // Теплоэнергетика.- 1993.-№ 4.-С. 2−5.
  26. , Е. П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики. Часть I. Энергетические газотурбинные установки / Е. П. Дыбан // Промышленная теплотехника. — 1994. -№ 1.-С. 66−83.
  27. , А. Ф. Перспективы использования угля в энергетике России / А. Ф. Дьяков // Энергетик. 1997. -№ 3. — С. 2 — 4.
  28. , К. Е. Совершенствование сероочистки дымовых газов на ТЭС за рубежом / К. Е. Зегер // Энергохозяйство за рубежом. 1992. — № 4. -С. 12- 17.
  29. , П. А. Эксперимент, теория, практика / П. А. Капица. — Статьи, выступления. Издание 3, дополненное. М.: Наука, 1981. — 495 с.
  30. Киотский протокол: политика и практика // Бизнес. Международный журнал: специальный выпуск, 2003. — 96 с.
  31. Климатические изменения: взгляд из России / Под ред. В. И. Данилов-Данильян. М.: ТЕИС, 2003. — 416 с.
  32. , Я. А. Перспективы роста теплопотребления в России и возможные варианты размещения производств теплопроводов новых конструкций / Я. А. Ковылянский, Г. X. Умеркин // Теплоэнергетика. — 1998.4. — С. 13−15.
  33. , А. О. Изменение климата и Киотский протокол — реалии и практические возможности / А. О. Кокорин, И. Г. Грицевич, Г. В. Сафонов. — М.: 2004.-64 с.
  34. Композитное топливо как один из способов эффективного использования низкосортных топлив / Ю. В. Овчинников и др. // Экологически перспективные системы и технологии. Ресурсосбережение. — Новосибирск: НГТУ, 2000. Вып. 4. — С. 22 — 26.
  35. , Ю. Д. Зависимость рационального экспорта российского газа от конъюнктуры на мировых энергетических рынках / Ю. Д. Кононов // Энергетическая политика. 2003. — Вып. 1. — С. 23 — 26.
  36. , Ю. И. Камо грядеши, энергетика / Ю. И. Корякин // Энергия. — 1999.-№ 6.-С. 3−8.
  37. , Р. И. Разработка теплофикационных бинарных парогазовых установок и исследование технологии их эксплуатации (на примере ПГУ-450Т Северно-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге): автореф. дис.. канд. техн. наук / Р. И. Костюк М., 1998. — 63 с.
  38. , В. Р. Перспективные разработки использования угля в энергетике США / В. Р. Котлер // Энергетика за рубежом приложение к журналу «Энергетик». 2000. — Спец. выпуск. — С. 47 — 53.
  39. , В. Р. Уголь и его роль в мировой электроэнергетике / В. Р. Котлер // Электрические станции. 1999. — № 4. — С. 67 — 70.
  40. , В. Р. Экологически чистое использование угля на электростанциях (опыт энергетиков США) / В. Р. Котлер // Энергетика за рубежом приложение к журналу «Энергетик». — 2001. № 3. — С. 21 — 34.
  41. , Г. Н. К вопросу о перспективе плазменной газификации низкосортных топлив / Г. Н. Кружилин, Г. Н. Худяков, П. А. Целищев // Химия твердого топлива, 1983. — № 2. — С. 88 — 90.
  42. , Г. Н. Плазменная газификация углей / Г. Н. Кружилин // Вестник АН СССР, 1980. № 12. — С. 69 — 79.
  43. , В. Северо-Западная ТЭЦ — первенец нового поколения отечественных электростанций / В. Кузнецов // Электрические станции. — 2001.-№ 2.-С. 3−6.
  44. , В. И. Объединенная энергетическая система Сибири — этапы и проблемы развития в новых экономических условиях / В. И. Лапин, Д. Б. Гвоздев, А. П. Курбатов // Электрические станции. — 2004. — № 11. -С.3−9.
  45. , А. А. Методы исследования и оптимизации энергетического хозяйства / А. А. Макаров, JI. А. Мелентьев. — Новосибирск, 1973. — 274 с.
  46. , В. М. Концепция энергетической стратегии Новосибирской области на период до 2010 года / В. М. Макаров, Т. А. Шибаева. — Новосибирск: Сибэнергопроект, 1998. — 115 с.
  47. , Л. А. Системные исследования в энергетике / JI. А. Мелентьев. — М.: Наука, 1983. — 455 с.
  48. , Л. А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики / JL А. Мелентьев. — М.: Высшая школа, 1976. — 336 с.
  49. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (Вторая редакция) / Под ред. В. В. Коссов, В. Н. Лившиц, А. Г. Шахназаров — М.: Экономика, 2000. — 422 с.
  50. Методы повышения эффективности и обеспечение надежности систем теплоэнергоснабжения / А. Ф. Печников и др. // Проблемы повышения эффективности и надежности систем теплоэнергоснабжения: сб. науч. тр. Саратов.: СГТУ, 1999. — С. 89 — 91.
  51. Минимизация выбросов окислов азота комбинированными энергетическими установками на базе ГТУ малой мощности / П. В. Росляков и др. // Теплоэнергетика. 1993. — № 7. — С. 49 — 54.
  52. Мировая энергетика и переход к устойчивому развитию / Л. С. Беляев и др. Новосибирск: Наука, 2000. — 269 с.
  53. Мировой опыт и перспективы внедрения парогазовых и газотурбинных технологий в теплоэнергетику России на основе возможностей отечественного машиностроения / О. Н. Фаворский и др. // Теплоэнергетика. -2007.-№ 9.-С. 46−51.
  54. , С. Д. Электроэнергетика мира в 90-х годах / С. Д. Молодцов // Электрические станции. 1999. — № 5. — С. 58 — 67.
  55. , Т. И. Анализ схемы использования сбросной теплоты ТЭС методом сравнения потерь эксергии / Т. И. Монакова // Теплоэнергетика. 1984.-№ 9.-С. 35−37.
  56. Надежность ТЭС / Г. В. Ноздренко и др. — Новосибирск: НГТУ, 1999. -63 с.
  57. В. Е. О проекте реструктуризации российской энергетики /
  58. B. Е. Накоряков //Энергетическая политика. 2003. — Вып. 1. — С.54 — 60.
  59. Некоторые особенности режимов эксплуатации головного энергоблока ПГУ-450Т / Р. И. Костюк и др. // Теплоэнергетика. 2002. — № 9.1. C.6−11.
  60. Нетрадиционная энергетика — возобновляемые источники, использование биомассы, термохимическая подготовка, экологическая безопасность: уч. пособие / JI. И. Пугач, Ф. А. Серант, Д. Ф. Серант. — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006. 347 с.
  61. , Ю.Е. Эффективность различныхисточников энергоснабжения для покрытия малых тепловых нагрузок / Ю. Е. Николаев // Проблемы повышения эффективности и надежности систем теплоэнергоснабжения: сб. науч. тр. Саратов.: СГТУ, 1999. — С. 35 — 38.
  62. Новая энергетическая политика России. М.: Энергоатомиздат, 1995. — 125 с.
  63. , Г. В. Экологически перспективные энергоблоки электростанций / Г. В. Ноздренко, В. В. Зыков // Новосибирск: НГТУ, 1996. 85 с.
  64. , Г. В. Эффективность применения в энергетике КАТЭКа экологически перспективных энерготехнологических блоков электростанций с новыми технологиями использования угля / Г. В. Ноздренко. — Новосибирск: НЭТИ, 1992. 249 с.
  65. , А. С. Природоохранные технологии на ТЭС и АЭС. Ч. 1. Защита атмосферы от вредных выбросов ТЭС и АЭС: уч. пособие / А. С. Носков, 3. П. Пай, В. В. Саломатов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. — 203 с.
  66. О совершенствовании взаимодействия производителей и потребителей энергии при согласовании их интересов / Р. 3. Аминов и др. // Теплоэнергетика. 1999. — № 4. — С. 32 — 35.
  67. Обзор загрязнения природной среды в Российской федерации за 2002 г. — М.: Росгидромет, 2003. 295 с.
  68. Обзор современных методов очистки дымовых газов от окислов серы и утилизации образующихся отходов. — М.: ОРГРЭС, 1993. — 71 с.
  69. , С. В. Электроэнергетика России в 1998 году. Основные итоги / С. В. Образцов, В. И. Эдельман // Электрические станции. — 1999. — № 5. С. 2 — 9.
  70. , JI.A. Обоснование направлений развития низкотемпературных энергосберегающих технологий: автореф. дис. докт. техн. наук / JI. А. Огуречников. Новосибирск, 1999. — 36 с.
  71. , Г. Г. Пути развития мировой энергетики / Г. Г. Ольховский // Электрические станции. — 1999. № 6. — С. 10−18.
  72. , Г. Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1999 — № 1. — С. 71 — 80.
  73. , Г. Г. Масштабы и особенности применения газотурбинных и парогазовых установок за рубежом / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2002. — № 9. — С. 72 — 77.
  74. , Г. Г. Перспективные технологии для техперевооружения ТЭС / Г. Г. Ольховский. — Москва. 47 с.
  75. , Г. Г. Разработка перспективных ГТУ в США / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1996. — № 6. — С. 23 — 28.
  76. , Г. Г. Совершенствование технологий комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ России / Г. Г. Ольховский // Энергетик. 2004 — № 8. — С. 2 — 4.
  77. Определение экономической эффективности реконструкции ТЭЦ / И. А. Смирнов и др. // Теплоэнергетика. — 1999. № 4. — С. 7 — 13.
  78. Опыт создания теплофикационного парогазового энергоблока ПГУ— 450 Т Северо-Западной ТЭЦ / Р. И. Костюк и др. // Теплоэнергетика. -1999.-№ 1.-С. 10−14.
  79. Основные направления стратегии топливообеспечения тепловых электростанций различными видами топливных ресурсов / Ю. Е. Долин и др. // Энергетическая политика. 2003. — Вып. 1. — С. 67 — 79.
  80. , Е. Биомасса источник топлива и энергетики / Е. Панцхава,
  81. B. Пожарнов, Н. Кошкин // Энергия. 2002. — № 9. — С. 21 — 25.
  82. Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики / В. Н. Масленников и др. / Под ред.
  83. C. А. Христиановича. — М., 1983. — 264 с.
  84. Перспектива применения газовых турбин в энергетике // Теплоэнергетика. 1993. — С. 2 — 9.
  85. Перспективные технологии теплоснабжения / В. Г. Томилов и др. // Экологически перспективные системы и технологии. Ресурсосбережение: сб. науч. тр. Новосибирск: НГТУ, 2000. — Вып. 4. — С. 17 — 21.
  86. Перспективы использования угля в электроэнергетике России // Электрические станции. — 2004. № 12. — С. 2 — 19.
  87. Перспективы развития электроэнергетики России в XXI веке и выбросы парниковых газов / Б. Г. Санеев // Энергетическая политика. — 2003. -Вып.1. — С. 5 12.
  88. , Ю. М Тепловые насосы / Ю. М. Петин, В. Е. Накоряков // Проблемы энергосбережения и рационального использования энергоресурсов в сибирском регионе: сб. науч. докл. — Новосибирск, 1999. — С. 54−64.
  89. , А. В. Эффективность комбинированных систем теплоснабжения: автореф. дис.. канд. техн. наук / А. В. Петрушкин, — Саратов, 1998.-18 с.
  90. , А. Ф. Методики расчета экономии топлива в комбинированных системах теплоснабжения / А. Ф. Печников, Е. А. Ларин // Вопросы совершенствования региональных энергетических систем и комплексов: сб. науч. тр. Саратов.: СГТУ, 1999. — С. 103 — 110.
  91. Пилотная установка газификации угля в кипящем слое ТФР-300. Описание и экспериментальные возможности / В. М. Батенин и др. // Теплоэнергетика. 1995. — № 5. — С. 39 — 45.
  92. , Ю. А. Закономерности развития мировой энергетики и их влияние на энергетику России / Ю. А. Плакиткин. — М.: «ИАЦ Энергия», 2006. 56 с.
  93. Повышение экологической эффективности ТЭС при поэтапном совершенствовании ПГУ с газификацией угля / Е. Н. Прутковский и др. // Теплоэнергетика. — 1997. — № 9. С. 50 — 56.
  94. , JI. С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок / JI. С. Попырин — М.: Энергия, 1978. — 416 с.
  95. , Е. М. Внутренние водные пути СССР. Справочник / Е. М. По-рочкин, А. Ю. Зарбаилов. М.: Транспорт, 1975. — 432 с.
  96. Проблемы газификации и развития энергетики в восточных регионах России и Китая / А. М. Карасевич и др. // Энергетическая политика. — 2003.-Вып. 1.-С. 12−23.
  97. Прогнозирование массостоимостных показателей паровых турбин на предпроектных исследованиях и ранних стадиях проектирования / Н. Г. Буланов и др. // Энергомашиностроение. 1980. — № 3.-С.36 — 38.
  98. , С. JI. Экономика энергетики СССР / С. JI. Прузнер, А. Н. Зла-топольский, А. М. Некрасов. М.: Высшая школа, 1978. — 471 с.
  99. , Л. И. Проблемы рационального использования канско-ачинских углей на ТЭС / JI. И. Пугач Новосибирск: НЭТИ, 1992. — 215 с.
  100. , Л. И. Развитие теплофикации в рыночных условиях / JI. И. Пугач, Г. В. Ноздренко // Экологически перспективные системы и технологии: сб. науч. тр. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1999. — Вып. 3. — С. 44 — 48.
  101. , Л. И. Энергетика и экология / JI. И. Пугач. — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. 504 с.
  102. Разработка и экспериментальная проверка новой технологии и оборудования экологически чистой ТЭС на канско-ачинских углях / М. С. Пронин и др. // Теплоэнергетика. 1995. — № 2. — С. 13 — 16.
  103. Репродуктивное здоровье как объективный показатель медико-экологического мониторинга. Охрана атмосферного воздуха / Н. И. Лат-шиевская и др. СПб.-М.: НИИатмосферы, 1999. — С. 62 — 65.
  104. Россия и Киотский протокол: проблемы и возможности / Под ред. А. Корппоо, Ж. Карас, М. Граб М.: WWF России, 2006 — 176 с.
  105. , В. Я. Тепловые электрические станции / В. Я. Рыжкин. — М.: Энергия, 1983. 446 с.
  106. , А. А. Удельные капитальные затраты на сооружение ТЭС за рубежом / А. А. Саламов // Теплоэнергетика. — 1997. № 2. — С. 76 — 79.
  107. , А. А. Энергетическая мозаика / А. А. Саламов // Энергетика за рубежом приложение к журналу «Энергетик». — 2005. — № 1 — С. 49 56.
  108. Санитарная очистка и уборка населенных мест: Справочник / А. Н. Мирный и др. / Под ред. А. Н. Мирного. 2-е изд. — М.: Стройиздат, 1990.-413 с.
  109. В. С. Анализ энергетического совершенства технологических процессов / В. С. Степанов. Новосибирск, 1984. — 273 с.
  110. Структурные сценарии развития электроэнергетики Российской Федерации на перспективу до 2007 года. Москва: Институт стратегического развития ТЭК. — 2003. — 48 с.
  111. Таймырский экорегион / Серия «Климатические паспорта экорегионов». Вып. 4 — М., 2003. — 25 с.
  112. Теплогидравлический расчет котла. ТРАКТ 1.1. Подольск: Ко-3 ЗИО «Союзтехэнерго». — Сибтехэнерго, 1994. — 43 с.
  113. Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы. Справочник / Под общей ред. В. А. Гргорьева и В. М. Зорина. М.: Энергеия, 1980. — 528 с.
  114. Технико-экономические основы выбора параметров конденсационных электрических станций / С. Я. Белинский, В. Я. Гиршфельд, А. М. Князев / Под ред. JI. С. Стремана. М., 1970. — 280 с.
  115. Топливно-энергетические ресурсы России и сценарии выхода страны из экономического кризиса / Н. П. Лаверов и др. — Москва: ИНЭС, 2000. — 28 с.
  116. , М. Термоэкономическое проектирование при условии переменной структуры стоимости / М. Трайбус, Р. Эванс // Эксергетический метод и его приложения: сб. тр. — М., 1967. — С. 202 — 232.
  117. , А. В. Технико-экономические особенности развития теплоснабжающих систем в небольших городах Сибири / А. В. Федяев, О. Н. Фе-дяева, 3. А. Илькевич // Теплоэнергетика. — 1999. — № 4. — С. 19 — 24.
  118. , М. И. Выбор рациональной стратегии развития автономных энергосистем: автореф. дис.. кан. техн. наук / М. И. Франк. Иркутск, 1999.-23 с.
  119. , Ю. М. Пути повышения экономичности и конкурентоспособности паротурбинных ТЭЦ / Ю. М. Хлебалин // Вестник СГТУ. Саратов: СГТУ, 2004. — С. 115 — 120.
  120. Е. Энерготехнологическое использование угля / Е. Хоффман. — М.: Энергоатомиздат, 1983. 328 С.
  121. , JI. С. Основные направления и эффективность развития теплофикации / JL С. Хрилев // Теплоэнергетика. 1998. — № 4. — С. 2 — 12.
  122. , Е. Г. Проблемы обеспечения энергобезопасности Новосибирской области с учетом состояния и перспектив развития ТЭК территории и Сибири / Е. Г. Хромов, Т. А. Шибаева. — Новосибирск, Сибэнергопро-ект. 2000. — 27 с.
  123. , Я. Эксергия / Я. Шаргуг, Р. Петела. М., 1968. — 279 с.
  124. , П. А. Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями / П. А. Щинников и др. — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. — 528 с.
  125. , П. А. Некоторые экологические проблемы, возникающие при работе ТЭС, и возможные пути их решения: уч. пособие / П. А. Щинников. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006. — 48 с.
  126. В. И. Определение соотношения стоимости электроэнергии и цен на различные виды топливных ресурсов / В. И. Эдельман, Е. Р. Гов-сиевич // Энергетик. 1998. — № 7. — С. 12 — 14.
  127. Электроэнергия из органических топлив / В. И. Горин и др. // Теплоэнергетика. 1993. — № 6. — С. 12 — 22.
  128. Энергетика России. Стратегия развития. (Научное обоснование энергетической политики). М.: ГУ ИЭС Минэнерго России, 2003. — 800 с.
  129. Энергетика XXI века: системы энергетики и управления ими. / С. В. Подковальников и др. / Отв. ред. Н. И. Воропай. Новосибирск: Наука, 2004.-364 с.
  130. Энергетика XXI века: условия развития, технологии, прогнозы / JI. С. Беляев и др. / Отв. ред. Н. И. Воропай. Новосибирск: Наука, 2004. -386 с.
  131. Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. (Основные положения). М.: ГУ ИЭС Минэнерго России, 2003. — 30 с.
  132. Энергетическое топливо СССР: (ископаемые угли, горючие сланцы, торф, мазут и горючий газ). Справочник / Н. И. Матвеева и др. — М.: Энергия, 1979. 128 с.
  133. Энергосберегающие и нетрадиционные технологии производства электроэнергии / А. И. Леонтьев и др. // Теплоэнергетика. 1999. — № 4. — С. 2−6.
  134. Adlhoch, W. Das Rheinbraun HTW — Kohlevergasungsverfahren / W. Adl-hoch, J. Keller, P. Herbert // Kohlevergas. Vortr. VGB-konf. Dortmunt, 1991.-S. 61−76.
  135. Aizawa, Z. Optimization of an Advanced Combined Cycle and it s Application to the Yokohama Thermal Power Station № 7 and № 8 Groups / Z. Aizawa, W. Carberg // ASME Paper. 92 GT — 3 51.
  136. Balling, L. Innovative combined cycling duty and mid merit operation / L. Balling, J. Bruckner, M. Frannkle. Power generation, April, 2003. — 14 p.
  137. Bergmann, D. Buggenum. Kohlegas-Kraftwerk Buggenum Technische Be-sonderheiten des Turbosatzes / D. Bergmann, B. Schetter // VGB Kraftwerk-sechn, 1994. Vol. 74, — № 6. — S. 532 — 536.
  138. Borrill, P. A. Coal gasification — clean energy for the future / P. A. Borrill, K. R. Wild // Gasification Engineering and Managers. 1986. — Vol. 27. — № 1. -P.6−11.
  139. Busschen, I. A. Integrated coal gasification combined cycle (ICGCC) demonstration project Buggenum / I. A. Busschen, I. H. Winter // Kohlevergasung. Vortr. VGB-konf. Dortmund, 1991. — S. 268 — 284.
  140. Clean coal backs advanced PCFB at Culvert City // Mod. Power Syst. 1993. -Vol. 13.-№ 11.-P. 33−36.
  141. Clean Coal Technologies Seminar // Energy Rept. 1995. — Vol. 22. — № 6. -P. 9.
  142. Cohn, A. L. The integrated gasification combined cycle power plant — power from coal with minimum environmental problems an American view / A. L. Cohn // Energy world. 1986. — № 142. — P. 5 — 12.
  143. Development of a pressurized fluidized bed gasifier for use in an advanced coal-fired power generation system / J. J. Gale at al. // Kohlevergas. Vortr. VGB-konf. Dortmund, 1991. — S. 223 — 234.
  144. Gerstbrein, E. O. Commercial implementation of the proven Texaco gasification process for power generation / E. O. Gerstbrein, W. R. Guenther // Koh-levergasung. Vortr. VGB-konf. Dortmund, 1991. — S. 120 — 135.
  145. Gerstbrien, E. O. Latest developments and performance of texaco coal gasification process for electric power plants / E. O. Gerstbrein // Intern. Heat. — 1986.-Vol. 53.-№ 11.-p. 40−43.
  146. Grosmann, U. Thermodynamisce und wirtschaftliche Bewertung bivalenter Heizsysteme / U. Grosmann. — Hannover, Univ., 1985. — 155 P.
  147. GSR-Flugstromvergasung: Entwicklungsstand, Betriebserfahrungen und An-wendungsmoglichkeiten / M. Schingnitz at al. // Kohlevergas. Vortr. VGB-konf. Dortmund, 1991. — S. 77 — 91.
  148. Heizgas aus Braunkohle — Kohle Vergasungsaulage offiziell in Betrieb // Saint und Heizungstechn. — 1986. — Vol. 51. — No 11. — S. 614 — 615.
  149. Holt, N. Coal gasification power plants. The road to future coal fired generation / N. Holt, M. Epstein I I Kohlevergasung. Vortr. VGB-konf. — Dortmund, 1991. -S. 50−60.
  150. Horvath, A. The development of a simplified U-gas based IGCC process / A. Horvath, W. Mojtahedi, K. Salo // Kohlevergas.Vortr. VGB-konf. Dortmund, 1991. -S. 283−295.
  151. Integrated Gasification Combined Cycle Technology in the UK. I IA Study of a 300 MWe Power Plant. / Contractor Report Coal R005, march. 1992. -12 p.
  152. Kohledruckvergasung. Kerstuck eines neuen Kraftwerk-typs // Techn. Rdsch. -1987.-Vol. 79.-№ 13.-S. 90−91.
  153. Kohlevergasung im Aufwind. // Energie. 1994. — Vol. 46. — No 6. — S. 40 -43.
  154. Lescrauwaet, Y. Turbines at cycles thermodynamic. Theme C: Cycles combines / Y. Lescrauwaet I I Proc. 9 International Conference Modify Power Station, 1985.-Liege.-P. 305−344.
  155. Marqueen, T. Coal gasification combined cycle systems — technical horizonts / T. Marqueen, D. Carbone, J. Ligammari // Proc. American Power Conference. Chicago, 1986. — Vol. 48. — P. 235 — 241.
  156. Menapace, W. Combined-cycle power plant concepts meeting the dermand for operational flexibility / W. Menapace, M. Frannkle, B. Rukes // Power Generation. — April, 2003. — 17 p.
  157. Miiller, R. Kohlevergasungsverfahren. Ahwendung in Kombinierten Gas- und Dampfturbinen Prozessen / R. Miiller // Energiewirt Tagesfragen. — 1987. — № 3. — S. 238−244.
  158. Miiller, R. Kombi-Kraftwerk mit Kohlevergasung/Baubarkeitsstudie fur eine Prototypanlage / R. Miiller, U. Schiffers, G. Baumgartel // Kohlevergasung. Vortr. VGB-konf. Dortmund, 1991. — S. 148 — 167.
  159. Olkhovskiy, G.G. Combined cycle plants a way to efficient power generation / G.G. Olkhovskiy // 15th Congr. World Energy Couns. — Madrid, 1992. -Div. 3.2.1. — P. 121−140.
  160. Plumley, D. R. Integrated coal gasification combined cycles / D. R. Plumley, В. H. Thompson, H. E. Vierrath // 9 Intern. Conf. Mod. Power Station, 1985. — 40.-Pt. l.-P. 1−8.
  161. Prenflo-Demonstrationsanlage in Furstenhausen offiziell in Betrieb fenom-men // TIZ-Fachber. 1987. — Vol. 111. — № 1. — S. 5.
  162. Proc. 31th ASME Gas Turbine Conference // Asian Elec. 1986. — Vol. 4. -№ 9.-P. 51−54.
  163. Santini, D. J. Destruct heating and cooling utilizing temperature differences of Chicago waters / D. J. Santini // Energy Use Manag Int. Conf. Fucson Aris, 1977. Vol. 2. — P. 425 — 430.
  164. Schippers, К. Planung der 300-MW-Demonstrationsanlage auf dem Standart Goldenberg-Werk / K. Schippers, R. Wischnewski // Kohlevergas. Vortr. VGB-konf. Dortmunt, 1991. — S. 257 — 267.
  165. Shields, C. Keadby the first 9 °F combined cycle power plant / C. Shields, N. Thomson II Mod. Power Syst. — Sept., 1993. — P. 41 — 47.
  166. Stambler I. International gasification programs maintain operational momentum /1. Stambler // Gas Turbine World. 1994. — Vol. 24. — № 3. — P. 34- 44.
  167. Svedinger, B. Effiktivare energisystem med ny metod for dimensionering av varmelager / B. Svedinger, B. Simonsson // WS och energy. 1986. — Vol. 57.-№ 12.-P. 48−52.
  168. Tampa electric process with IGCC project // Intern. Bulk. — 1993. — Vol. 13. — № 2.-P. 73−75.
  169. Topping Development // Power Int. 1993. — Vol. 39. — № 6. — P. 6.
  170. Trondt, M. Gasification of coal and coal liquid fraction residues in the Rac. / Reh coal gasification plant at Oberhausen-Holten / M. Trondt at al. // Intern. Gas Res. Conf. Washington, 1985. — Rockville, Md. — P. 367 — 375.
  171. The high-temperature Winkler (HTW) process and the hydrogasification process as Rheinbraun’s advanced coal befitting process / H. Taggera at al. // Intern. Gas Res. Conf. Washington: Rockville, 1985. — P. 426 — 438.
  172. Utility taps waste heat // Eng. News. Rec. 1981 — № 11. — p. 15.
  173. Wiengner, K. D. Clean power from the Shell coal gasification process / K. D. Wiengner, P. J. Tijm, F. A. Schrijvers // Kohlevergasung. Vortr. VGB-konf. -Dortmund, 1991 S. 109 — 119.
  174. Zweig, R. W. Hydrogen energy progress: VII Proc / R.W. Zweig I I 7-th World hydrogen energy conf. N.Y. etc., Pergamon Press. — 1988. — V.l. — P. 23 -31.
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!