Бакалавр
Дипломные и курсовые на заказ

Разработка методических основ определения эффективности реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ в парогазовые путем газотурбинной надстройки

Диссертация: Разработка методических основ определения эффективности реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ в парогазовые путем газотурбинной надстройки
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В четвертой главе выполнен анализ парогазовых ТЭЦ с газотурбинной надстройкой на основе серийно выпускаемых газовых турбин, с использованием вероятностного интегрального критерия эффективности (который по существу является неким показателем рентабельности технологий). При определении интервала (дисперсии) результатов расчетов учитывался только вероятностный перерасход затрат на создание… Читать ещё >

Содержание

  • ГЛАВА 1. ПРЕДПОСЫЖИ РЕКОНСТРУКЦИИ ПЫЛЕУГОЛЬНЫХ ТЭЦ В ПАРОГАЗОВЫЕ ПУТЕМ ГАЗОТУРБИННОЙ НАДСТРОЙКИ
    • 1. 1. Актуальность реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ в парогазовые ТЭЦ
    • 1. 2. Возможные схемы использования ГТУ при реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ в ПГ-ТЭЦ
    • 1. 3. Технологическая готовность ГТУ
    • 1. 4. Состояние парогазовых технологий
    • 1. 5. Анализ выполненных исследований ПГУ
    • 1. 6. Выводы, цели и задачи исследования
  • ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ
    • 2. 1. Показатели эксергетической эффективности ПГ-ТЭЦ
    • 2. 2. Определение системной экономии топлива при приведении вариантов ТЭЦ и ПГ-ТЭЦ к одинаковому эксергетическому эффекту
    • 2. 3. Оптимизация степени повышения давления газотурбинной надстройки ТЭЦ с учетом надежностных и режимных показателей
    • 2. 4. Вероятностный критерий технико-экономической эффективности
    • 2. 5. Методические подходы к схемно-параметрической оптимизации ПГ-ТЭЦ
    • 2. 6. Учет интегральных затрат
    • 2. 7. Выводы
  • ГЛАВА 3. СИСТЕМНЫЙ ЭКСЕРЕГТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПГ-ТЭЦ
    • 3. 1. Системная эксергетическая эффективность реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ в парогазовые путем газотурбинной надстройки
    • 3. 2. Режимные показатели пылеугольной ТЭЦ с газотурбинной надстройкой при качественном регулировании отпуска тепла
    • 3. 3. Эксергетическая оценка оптимальной степени повышения давления ГТН в составе ПГ-ТЭЦ
    • 3. 4. Оптимальные схемно-параметрические решения по парогазовым энергоблокам ПГ-ТЭЦ
    • 3. 5. Анализ показателей эксергетической эффективности ПГ-ТЭЦ
    • 3. 6. Выводы
  • ГЛАВА 4. АНАЛИЗ ПГ-ТЭЦ С НАДСТРОЙКОЙ НА ОСНОВЕ СЕРИЙНО ВЫПУСКАЕМЫХ ГАЗОВЫХ ТУРБИН
    • 4. 1. Оптимизация параметров ПГ-ТЭЦ
    • 4. 2. Устойчивость оптимальных параметров ПГ-ТЭЦ
    • 4. 3. Оценка технико-экономической и коммерческой эффективности при переводе ПТ-ТЭЦ в ПГ-ТЭЦ
    • 4. 4. Выводы

Разработка методических основ определения эффективности реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ в парогазовые путем газотурбинной надстройки (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Развитие мировой энергетики показывает, что радикальное улучшение основных характеристик паротурбинных энергоблоков тепловых электростанций возможно путем их реконструкции по парогазовому циклу с подачей выхлопных газов газовых турбин в топки реконструированных котлов. Модернизация путем надстройки газотурбинной установкой может позволить при относительно низких капитальных затратах с максимальным использованием существующей инфраструктуры получить дополнительную электроэнергию с высоким КПД.

Большинство таких разработок относится к конденсационным энергоблокам на природном газе. Вместе с тем несомненна целесообразность вовлечения в парогазовую технологию пылеугольного топлива, особенно для сибирских угольных регионов, и увеличения доли теплофикационной выработки электроэнергии на пылеугольных паротурбинных ТЭЦ за счет их реконструкции путем использования газотурбинной надстройки. Конечно, при этом должны учитываться:

• степень изношенности оборудования надстраиваемой ТЭЦ, так как остаточный срок его эксплуатации не должен существенно отличаться от ресурса вновь устанавливаемого оборудования;

• наличие места для размещения и монтажа вновь устанавливаемого оборудования на действующей ТЭЦ;

• схемные решения, позволяющие повысить параметры эффективности, надежностные и экологические характеристики, реконструируемой ТЭЦ.

При выборе наивыгоднейшего варианта перевода паротурбинной пыле-угольной ТЭЦ в парогазовую требуется тщательный и детальный анализ оборудования и схемных решений не только с точки зрения совместимости силовых установок по термодинамическим, расходным, конструктивным параметрам, но и с учетом всего комплекса внешних факторов — включения в энергосистему, графикам электрических и тепловых нагрузок, режимным особенно5 стям, инфраструктурным факторам, технико-экономическим и коммерческим показателям.

Так как в настоящее время основные исследования направлены на совершенствование бинарных конденсационных парогазовых энергоблоков, существующая система показателей эффективности не является исчерпывающей для теплофикационных энергоблоков и, таким образом, требуется разработка методических основ определения эффективности реконструкции пылеугольных паротурбинных энергоблоков ТЭЦ в парогазовые теплофикационные энергоблоки путем газотурбинной надстройки при условии схемно-параметрической и режимной оптимизации и исследования показателей функционирования таких парогазовых ТЭЦ.

Цели и задачи работы формулируются следующим образом:

1. Разработка методических основ определения эффективности реконструкции пылеугольных паротурбинных энергоблоков ТЭЦ в ПГ-ТЭЦ с использованием ГТН.

2. Разработка методики технико-экономических расчетов и схемно-параметрической оптимизации ПГ-ТЭЦ с комплексным учетом обеспечения электрических и тепловых нагрузок, заданной надежности энергоснабжения, возможных режимов работы в энергосистеме ТЭК и современных требований к инфраструктуре и экономическим отношениям.

3. Комплексная оптимизация, определение технико-экономической эффективности и оптимального профиля ПГ-ТЭЦ, системные исследования и анализ показателей функционирования ПГ-ТЭЦ.

4. Определение характера и степени взаимного влияния основных параметров газовой и паровой частей на схемно-параметрические и режимные оптимальные решения, оценка энергетической и экономической устойчивости этих решений и разработка рекомендаций по выбору параметров и характеристик оборудования ПГ-ТЭЦ.

В диссертационной работе представлены результаты системных исследований парогазовых ТЭЦ с газотурбинными надстройками. Впервые выполнена 6 комплексная схемно-параметрическая оптимизация, определены технико-экономическая эффективность и оптимальный технологический профиль, характер и степень взаимного влияния основных параметров газовой и паровых частей на схемно-параметрические и режимные оптимальные решения, оценена энергетическая и экономическая устойчивость этих решений при изменении системных факторов и разработаны рекомендации по выбору параметров и характеристик оборудования таких парогазовых ТЭЦ.

Основное содержание работы изложено в четырех главах.

В первой главе изложены предпосылки реконструкции пылеугольных ТЭЦ в парогазовые — путем газотурбинной надстройки. Обоснована актуальность темы диссертации. Рассмотрены возможные схемы использования ГТУ при реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ в парогазовые ТЭЦ, технологическая готовность ГТУ, состояние парогазовых технологий, проанализированы выполненные исследования парогазовых энергоблоков. Сформулированы задачи исследований.

Во второй главе изложена методика исследования парогазовых ТЭЦ с газотурбинной надстройкой. Разработаны и предложены показатели эксергетиче-ской эффективности. Разработана методика и получены формулы для оценки системной экономии топлива при переводе паротурбинной ТЭЦ в парогазовую. Предложена система режимных показателей, поддержание которых на необходимом уровне обеспечивает покрытие теплоэксергетического графика нагрузки. Разработана методика оптимизации схемных параметров парогазовой ТЭЦ с использованием вероятностного интегрального критерия технико-экономической эффективности и дифференциально-эксергетической методологии учета интегральных затрат. Разработанная методика реализована в вычислительном компьютерном комплексе, имитирующем работу парогазовых теплофикационных энергоблоков ТЭЦ с газотурбинной надстройкой.

Третья глава посвящена системному эксергетическому анализу парогазовых ТЭЦ. Исследование проведено для энергоблоков ТЭЦ стандартных типоразмеров в диапазоне мощностей от 50 до 250 МВт (турбины ПТ-50, Т-50, ПТ7.

80, Т-110, ПТ-135, Т-175, Т-180, Т-250). Приведена системная экономия топлива при том, что замещаемыми источниками электроэнергии являются мощности на ФОРЭМ (КЭС), а теплоэксергии — мощности на региональном рынке производителей теплоты (КУ). Рассчитаны для газотурбинной надстройки с учетом надежностных и режимных, энерго-экологических и инфраструктурных системных факторов оптимальные степень повышения давления и начальная температура газов (перед газовой турбиной). Выполнено сравнение с аналогичными параметрами коммерческих газотурбинных установок. Определены оптимальные степени бинарности для парогазовой ТЭЦ различного состава. Найдены оптимальные профили системы регенерации и оптимальные значения коэффициентов теплофикации и эксергетических КПД.

В четвертой главе выполнен анализ парогазовых ТЭЦ с газотурбинной надстройкой на основе серийно выпускаемых газовых турбин, с использованием вероятностного интегрального критерия эффективности (который по существу является неким показателем рентабельности технологий). При определении интервала (дисперсии) результатов расчетов учитывался только вероятностный перерасход затрат на создание и освоение энергоблока. Выполнена проверка устойчивости оптимальных решений. Оценены коммерческие показатели (чистый дисконтированный доход, индекс доходности, срок окупаемости). Исследования выполнены для различных экологических условий, цен на топливо, тарифов, мощностей и состава энергосистем.

В заключении изложены полученные результаты исследования и сформулированы разработанные рекомендации.

Приложение содержит акты о практическом использовании результатов диссертационной работы. 8.

4.4. Выводы.

1. При выборе наивыгоднейшего варианта перевода ПТ-ТЭЦ в ПГ-ТЭЦ требуется тщательный и детальный анализ оборудования и схемных решений не только с точки зрения совместимости силовых установок по термодинамическим, расходным, конструктивным параметрам, но и с учетом всего комплекса внешних факторов — включения в энергосистему, графикам электрических и тепловых нагрузок, режимным особенностям, инфраструктурным факторам, технико-экономическим и коммерческим показателям.

2. Оптимальные температура питательной воды ¿-Пв и коэффициент теплофикации атэц, рассчитанные для ПГ-ТЭЦ на основе серийно выпускаемых отечественных и зарубежных паровых и газовых турбин, хорошо согласуются со значениями, полученными при оптимизации всех параметров ПГ-ТЭЦ. При этом для энергоблоков на базе турбин Т-50, ПТ-50, ПТ-80, Т-110 и Т250 температура питательной воды может быть снижена на 60.70 °С, а для энергоблоков на базе турбин Т-175, Т-180 — на 20.30 °С, а коэффициент теплофикации уменьшается от 0,7 до 0,5 при снижении установленной мощности ПГ-ТЭЦ.

3. Все рассмотренные варианты ПГ-ТЭЦ с ПТ-турбинами конкурентоспособны с ПТ-ТЭЦ, а с Т-турбинами в 1,1. 1,3 раза эффективнее по вероятностному интегральному критерию эффективности х2. Эксергетические КПД по отпуску электроэнергии и теплоты для всех вариантов ПГ-ТЭЦ лежат в пределах 0,40.0,47. Для теплофикационных энергоблоков типа ПТ с ГТН значения КПД превосходят аналогичные показатели традиционного профиля в среднем на 4. .5%, а для энергоблоков типа Т с ГТН — на 6,5. .9,5%.

4. Экономия твердого топлива на паротурбинной части зависит от профиля ПГ-ТЭЦ и может составлять 20.25% и выше при мощности ГТН сопоставимой с мощностью ПТУ.

5. Проверка устойчивости оптимальных параметров на включение ПГ-ТЭЦ в энергосистему, снижение мощности ГТН и переход работы ПГ-ТЭЦ в режим.

105 традиционной ПТ-ТЭЦ и в условиях размещения ПГ-ТЭЦ в ареале с высокими фоновыми загрязнениями показала, что в целом для большинства рассмотренных вариантов параметры меняются незначительно.

6. Индекс доходности для всех вариантов находится уровне — 5. 11, что характеризует высокий инвестиционный потенциал перевода ПТ-ТЭЦ в ПГ-ТЭЦ. В то же время капитальная составляющая затрат обусловливает несколько больший срок окупаемости для блоков меньшей единичной мощности — на уровне 5. .7 лет (против 3. .4 лет для мощных теплофикационных блоков).

7. С ростом стоимости газа и при неизменных тарифах на электроэнергию и теплоту коммерческая эффективность предложенных вариантов снижается и при цене газа на уровне 33.44 $/т.у.т («46.62 $/1000 м3 н. т) все рассмотренные варианты имеют нулевой ЧДД, а при более высокой цене газа все рассмотренные варианты теряют инвестиционную привлекательность, даже при положительном значении чистой прибыли. Вместе с тем ЧДД принимает положительное значение при увеличении тарифных ставок на отпускаемую продукцию на 5.40% (менее, чем в полтора раза) и при цене на газ на уровне 45 $/т.у.т («65 $/1000 м3н. т), что более, чем в 3 раза превышает стоимость газа для внутреннего рынка.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Развитие направления реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ путем использования газотурбинной надстройки — актуально и подготовлено в настоящее время разработкой парогазовых установок. При выборе наивыгоднейшего варианта перевода ПТ-ТЭЦ в ПГ-ТЭЦ требуется тщательный и детальный анализ оборудования и схемных решений не только с точки зрения совместимости силовых установок по термодинамическим, расходным, конструктивным параметрам, но и с учетом всего комплекса внешних факторов — включения в энергосистему, графикам электрических и тепловых нагрузок, режимным особенностям, инфраструктурным факторам, технико-экономическим и коммерческим показателям.

В диссертации предложены показатели эффективности ПГ-ТЭЦ, позволяющие термодинамически строго оценить эксергетическую эффективность отпуска электроэнергии и теплоэксергии. Предложен структурный эксергети-ческий коэффициент как показатель совершенства технологических схем ПГ-ТЭЦ.

Разработана методика и получены формулы для оценки системной экономии топлива при переводе ПТ-ТЭЦ в ПГ-ТЭЦ с ГТН. Предложена система режимных показателей ПГ-ТЭЦ, поддержание которых на необходимом уровне (в соответствии с режимными характеристиками) обеспечивает покрытие теплоэнергетического графика нагрузки. Разработана и предложена методика оптимизации степени повышения давления ГТН с учетом надежностных и режимных показателей исходя из максимизации годовой системной экономии топлива. Предложен вероятностный интегральный критерий технико-экономической эффективности для схемно-параметрической оптимизации энергоблоков ПГ-ТЭЦ при дифференциально-эксергетической методике учета интегральных затрат.

Показано, что наибольшая эффективность ПГ-ТЭЦ, характеризуемая системной экономией топлива, обеспечивается при продолжительных отопитель.

107 ных нагрузках и достигает при относительно высокой степени бинарности и полном покрытии теплового графика нагрузки (для режимов без ПВК) 0,16.0,26 кгу.т./(кВт-ч).

Рассчитанные для ГТН с учетом надежностных, режимных энергоэкологических и инфраструктурных системных факторов оптимальные степени повышения давления (сгг=13.22) и начальная температура газов (Г0=1200. .1400 К) с достаточной степенью точности совпадают с аналогичными параметрами коммерческих газотурбинных установок, использование которых в качестве ГТН в составе ПГ-ТЭЦ может обеспечить максимальную системную экономию топлива.

Оптимальные степени бинарности (£, гтн) ПТУ с Hill различного состава не превышают 0,5. Для ПГУ с Т-турбинами без промперегрева и с промперег-ревом £гтн-0,30.0,45 и 0,25.0,35, соответственно. Для ПГУ с ПТ-турбинами ^гтн=0,25.0,50. При этом рациональная доля газов (ут) ГТН, сбрасываемых в топку котла, — более 0,4.

Оптимальный профиль системы регенерации для ПГУ с Hill зависит от степени бинарности и представляет собой последовательную структуру ПНД-ГВП. При этом котел оборудуется дополнительной конвективной шахтой для ГВП и отключается воздухоподогреватель. Для ПГУ с ?^<0,25 (а для ПТ-135 — с ^гтнОД) характерны схемы практически с полным сбросом газов ГТН в топку котла и полной системой регенерации, без ГВП, с включенным воздухоподогревателем. Структурный эксергетический коэффициент ПГУ с Т-турбинами без промперегерва увеличивается от 0,59 до 0,60.0,63, а с промпе-регревом или ПТ-турбинами — уменьшается от 0,63.0,66 до 0,62.0,64. Оптимальные значения атэц ПГ-ТЭЦ находятся в основном на уровне 0,50. .0,55.

Газотурбинная надстройка паротурбинных энергоблоков позволяет получить эксергетическую эффективность ПГ-ТЭЦ на уровне 0,41.0,43, что по сравнению с исходными паротурбинными энергоблоками выше на 7. 15% по т" 1дг и на 10.20% по г|Т. Показатель отпуска электроэнергии на внешнем тепло.

108 эксергетическом потреблении (со) составляет в основном 3.6, что в 1,5.2 раза выше, чем для ПТ-ТЭЦ. Экономия условного топлива по сравнению с ПТ-ТЭЦ с применением ГТН для энергоблоков без промперегрева составляет в основном 12. .17%, а с промперегревом — почти в два раза меньше.

Оптимальные температура питетальной воды /пв и коэффициент теплофикации атэц, рассчитанные для ПГ-ТЭЦ на основе серийно выпускаемых отечественных и зарубежных паровых и газовых турбин, хорошо согласуются со значениями, полученными при оптимизации всех параметров ПГ-ТЭЦ. При этом для блоков на базе турбин Т-50, ПТ-50, ПТ-80, Т-110 и Т-250 температура питательной воды может быть снижена на 60.70 °С, а для блоков на базе турбин Т-175, Т-180 — на 20.30 °С, а коэффициент теплофикации уменьшается от 0,7 до 0,5 при снижении установленной мощности ПГ-ТЭЦ.

Все рассмотренные варианты ПГ-ТЭЦ с ПТ-турбинами конкурентоспособны с ПТ-ТЭЦ, а ПГ-ТЭЦ с Т-турбинами в 1,1. 1,3 раза эффективнее по вероятностному интегральному критерию эффективности %.

Проверка устойчивости оптимальных параметров на включение ПГ-ТЭЦ в энергосистему, снижение мощности ГТН и переход работы ПГ-ТЭЦ в режим традиционной ПТ-ТЭЦ и в условиях размещения ПГ-ТЭЦ в ареале с высокими фоновыми загрязнениями показала, что в целом для большинства рассмотренных вариантов параметры меняются незначительно.

Индекс доходности для всех вариантов находится уровне — 5. 11, что характеризует высокий инвестиционный потенциал перевода ПТ-ТЭЦ в ПГ-ТЭЦ. В то же время капитальная составляющая затрат обусловливает несколько больший срок окупаемости для блоков меньшей единичной мощности — на уровне 5. .7 лет (против 3. .4 лет для мощных теплофикационных блоков).

С ростом стоимости газа и при неизменных тарифах на электроэнергию и теплоту коммерческая эффективность предложенных вариантов снижается и при цене газа на уровне 33.44 $/т.у.т («46.62 $/1000 м3 н. т) все рассмотренные варианты имеют нулевой ЧДД, а при более высокой цене газа все рассмотренные варианты теряют инвестиционную привлекательность, даже при поло.

109 жительном значении чистой прибыли. Вместе с тем ЧДД принимает положительное значение при увеличении тарифных ставок на отпускаемую продукцию на 5.40% (менее, чем в полтора раза) и при цене на газ на уровне 45 $/т.у.т («65 $/1000 м3н. т), что более, чем в 3 раза превышает стоимость газа для внутреннего рынка.

Совокупность полученных результатов составляет научную новизну диссертации.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Р.З., Борисенков А. Э., Доронин М. С. Эффективность сооружения ПТУ и концепция устойчивого развития. // Материалы конференции «Экология энергетики 2000». — М.: Изд-во МЭИ, 2000. — С.281. .285.
  2. Р.З., Доронин М. С., Борисенков А. Э., Шауфлер Л. Г. О совершенствовании взаимодействия производителей и потребителей энергии при согласовании их интересов. // Теплоэнергетика, 1999. № 4. -С. 31. .35.
  3. А.И. Методы регенерации теплоты в энергоустановках и пути повышения ее эффективности. // Изв. вузов «Энергетика», 1991. -№ 10. С. 3.9.
  4. А.И. Комбинированные системы энергоснабжения. Теплоэнергетика, 1997. — № 5. — С. 2. .6.
  5. А.И. Методика системных термодинамических исследований в теплоэнергетике. Саратов. Изд-во СГТУ, 1996. — 97 с.
  6. А.И. О термодинамической эффективности сложных циклов ГТУ в парогазовых установках. // Теплоэнергетика, 1998. № 3. — С. 68.72.
  7. А.И. Системная эффективность бинарных ПГУ-ТЭЦ. // Теплоэнергетика, 2000. № 12. — С. 11. 16.
  8. А.И. Современные проблемы теплоэнергетики. // Энергетика России в переходный период. Проблемы и научные основы развития и управления. Новосибирск: «Наука», 1986. — С. 296. .300.
  9. А.И. Термодинамические основы комбинирования циклов теплоэнергетических установок. // Теплоэнергетика, 1979. № 1. -С. 51.55.
  10. Андрющенко А. И, Аминов Р. З. Определение оптимальных параметров газовой части парогазовых ТЭЦ с промежуточным охлаждением воздуха сетевой водой. // Изв. вузов «Энергетика», 1964. № 12. — С. 41. .49.1.l
  11. A.M., Дубинин А. Б. Эксергетические основы выбора циклов теплоэнергетических установок. // Теплоэнергетика и теплофизика: Сб. докл. конф., 19 окт. 1998 г.-М.: Изд-во МЭИ, 1998.-С. 95. 105.
  12. А.И., Лапшов В. Н. Парогазовые установки электростанций. М. — Л.: «Энергия», 1965. — 248 с.
  13. А.И., Лапшов В. Н. Рациональные циклы и схемы парогазовых теплофикационных установок. // Теплоэнергетика, 1961. -№ 11.-С. 13.18.
  14. А.И., Лапшов В. Н. Рациональные циклы парогазовых установок. // Теплоэнергетика, 1960. № 9. — С. 60. .62.
  15. А.И., Сапрыкин Г. С., Шестобитов ИВ. Определение экономически наивыгоднейшей степени повышения давления воздуха в бинарных ПТУ. // Изв. вузов «Энергетика», 1966. № 10. — С.37. .45.
  16. Н.Н., Бобырева И. Н., Бычкова Н. В. и др. Системы поддержки принятия решений для исследования и управления энергетикой. / Под ред. А. П. Меренкова. Новосибирск.: Наука. Сиб. Предприятие РАН, 1997.-162 с.
  17. Л.В., Рисс В., Черников В. А. Комбинированные установки с парогазовыми и газовыми турбинами. Санкт-Петербург: Изд-во СПбГТУ, 1996. — 124 с.
  18. Л.В., Тырышкин В. Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982. — 247 с.
  19. Л.В., Ходак Е. А., Ромахова Г. А., Соколов Н. П., Подещук В. Г. Совершенствование комбинированных установок с паровым охлаждением газовой турбины. // Теплоэнергетика, 1993. № 3−4. — С.31. .35.
  20. АСУ ТП Северо-Западной ТЭЦ на базе ПТК TELEPERM ME / Р. И. Костюк, В. А. Биленко, О. А. Радин и др. // Теплоэнергетика, 1997. № 10. -С. 8.15.112
  21. В.П., Голъдштейн АД. О схемах надстройки паротурбинных установок газовыми турбинами. // Теплоэнергетика, 2000. № 5. -С.56.58.
  22. П.А., Васильев М. К., Ольховский Г. Г. Бинарные ПТУ на базе газотурбинной установки средней мощности. // Теплоэнергетика, 1999. -№ 1. С. 15.22.
  23. П.А., Копсов А.Я, Газотурбинная надстройка блоков 300 МВт Костромской ГРЭС. // Электрические станции, 1999. № 7. — С. 64.72.
  24. В.М., Фратшер В., Михалек К. Эксергетический метод и его приложения. М.: Энергоатомиздат, 1988. — 288 с.
  25. В.Д., Зензин A.B., Макаревич В. В. Сравнение воздействия на окружающую среду различных типов КЭС малой мощности. Матер. Кон-фер. «Экология энергетики 2000». — М.: Изд-во МЭИ, 2000. — С.289.293.
  26. В.Д., Конакотин Б. В., Цанев C.B. Особенности применения парогазовой технологии на угольных электростанциях. // Энергосбережение и водоподготовка, 1998. -№ 1.-С.37.43.
  27. Д., Нильсен Г. Обширный выборочный метод делает возможным оптимальный расчет комбинированных электростанций. // Обзор АББ, 1993.-№ 8.-С. 13.23.
  28. Газотурбинные установки: Картотека зарубежных аналогов. -М.:НИИЭИНФОРМЭнергомаш, 1987. карты 1−22.
  29. В.Б., Комисарчик Т. Н. Методика анализа сравнительной экономической эффективности альтернативных инженерных решений при проектировании энергоисточников. // Теплоэнергетика, 2000. № 8. — С. 58.63.
  30. В.Б., Комисарчик Т. Н., Прутковский E.H. Об оптимизации схем и параметров ПГУ с котлом-утилизатором. // Энергетическое стоти-тельство, 1995. -№ 3.~С. 56.63.113
  31. А.Б., Осипов В.H. Анализ термодинамической эффективности утилизационных паровых циклов бинарных ПГУ. //Совершенствование энергетических систем и комплексов: Сб. науч. тр. Саратов: СГТУ, 2000. — С.15.24.
  32. А.Б., Осипов В. Н. Термодинамическая оптимизация основных параметров циклов бинарных ПГУ. // Проблемы развития энергетики России и Поволжья: Материалы межвуз. науч. конф. Самара: СамГТУ, 2000. -С. 37.44.
  33. Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики (обзор). Часть II. Парогазовые энергетические установки. // Промышленная теплотехника, 1994. № 2. -С.72.92.
  34. Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики. Часть I. Энергетические Газотурбинные установки. // Промышленная теплотехника, 1994. № 1. -С.66.83.
  35. В.В. Оптимизация параметров и схем пылеугольной газотурбинной ТЭЦ с технологией внешнего сжигания: Дис.. канд. техн. наук. -Новосибирск, 1999. 17 с.
  36. В.А. Комбинированные парогазовые установки и циклы. М. -JI.: Гос. энергетическое изд-во, 1962. — 186 с.
  37. И.И., Сударев A.B., Резников А. Г. Керамика в высокотемпературных ГТУ. // Промышленная теплотехника, 1988. т.10, № 6. — С.67.87.
  38. A.M., Деканова Н. П., Скрипкин С. К. и др. Математическое моделирование и оптимизация в задачах оперативного управления тепловыми электростанциями. Новосибирск: Наука, 1997. — 120 с.
  39. A.M., Тюрина Э. А. Математическое моделирование и технико-экономические исследования энерготехнологических установок синтеза метанола. Новосибирск: Наука. Сиб. Предприятие РАН, 1998. — 127 с.114
  40. Я.А., Умеркин Г. Х. Перспективы роста теплопотребления в России и возможные варианты размещения производств теплопроводов новых конструкций. Теплоэнергетика, 1998.-№ 4.-С. 13.15.
  41. A.A., Корнеев М. И. Парогазовые установки. Конструкции и расчеты. Л.: Машиностроение, 1974. — 240 с.
  42. .В. Разработка, исследование и оптимизация тепловых схем парогазовых установок сбросного типа с пылеугольными паровыми котлами: Автореф. дис. канд. техн. наук. Москва, 1998. — 16 с.
  43. Р.И. Некоторые особенности организации технологии переходных режимов энергоблока ПГУ-450Т. // Теплоэнергетика, 1999. -№ 4.-С. 60.66.
  44. В. Северо-Западная ТЭЦ первенец нового поколения отечественных электростанций. // Электрические станции, 2001. — № 2. -С.3.7.
  45. В.Н. Расчет оптимальных параметров парогазовых циклов. // Изв. вузов «Энергетика», 1960. № 11. — С. 46.52.
  46. В.Н. Термодинамический анализ некоторых схем регенеративного подогрева питательной воды парогазовых установок. // Изв. вузов «Энергетика», 1965. -№ 12. С. 33.40.
  47. А.Ш. Новые разработки концерна ABB на паротурбинных ТЭС Германии. // Электрические станции, 1999. № 12. — С.57. .61
  48. Э.А., Соснов Ю. В. Разработка высокоэффективных полузамкнутых систем охлаждения газовых турбин ПГУ. // Теплоэнергетика, 1997,-№ 1.-С. 60.64.
  49. В. М. Батенин В.М. и др. Модернизация существующих паротурбинных установок путем газотурбинных надстроек с частичным окислением природного газа. // Теплоэнергетика, 2000. № 3. — С. 39. .46.
  50. В.М., Батенин В. М., Штеренберг В. Я., и др. Модернизация существующих паротурбинных установок путем газотурбинных над115строек с частичным окислением природного газа. // Теплоэнергетика, 2000. -№ 3. С. 39.46.
  51. 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.
  52. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. / А. Г. Шахназаров, Г. Г. Азгальдов, Н. Г. Алешинская и др. М., 1994. — 80 с.
  53. В.А., Пазухин В. В. Влияние дефицита газообразных топлив на эффективность схем парогазовых установок. // Теплоэнергетика, 1986. -№ 10.-С. 11. .16.
  54. Модернизация энергетических блоков путем их надстройки газовыми турбинами. / Г. Г. Ольховский, Н. С. Чернецкий, П. А. Березинец и др. // Электрические станции, 1999. № 7. — С. 9. 18.
  55. Г. В. Эффективность применения в энергетике КАТЭКа экологически перспективных энерготехнологических блоков электростанций с новыми технологиями использования угля. Новосибирск: НЭТИ, 1992.-249 с.
  56. Г. В., Пугач Л. И., Овчинников Ю. А., Ловцов A.A. и др. Новая технология сжигания низкореакционного угля // Теплоэнергетика: Сб. науч. Трудов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. — Вып.2. — С. 56. .67.
  57. Г. В., Томилов В. Г. Зыков В.В. Пугач Ю. Л. Надежность ТЭС. -Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1999. 63 с.
  58. Г. В., Щинников П. А., Ловцов A.A. Показатели энергетической эффективности ПГ-ТЭЦ. // Теплоэнергетика: Сб. науч. тр. Новосибирск: НГТУ, 2001. — С. 255.259.
  59. Г. В., Щинников П. А., Ловцов A.A. Пугач ЛИ. и др. Устройство для получения горячей воды, пара и перегретого пара. Пат. № 2 138 729 RU. — 1999. — Бюл. № 27.116
  60. С.В., Эделъман В. И. Электроэнергетика России в 1998 году. Основные итоги. // Электрические станции. 1999. — № 5. — С. 2. .9.
  61. Ю.В., Пугач Л. И., Ловцов A.A., Школьников С. С. и др. Способ централизованного теплоснабжения. Патент на изобретение № 2 163 327 RU. — 2001. — Бюл.№ 5.
  62. Г. Г. Газовые турбины и парогазовые установки за рубежом. // Теплоэнергетика, 1988. № 11. — С. 70. .75.
  63. Г. Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом. // Теплоэнергетика, 1999. -№ 1.-С.71.81.
  64. Г. Г. Пути развития мировой энергетики. Электрические станции, 1999. -№ 6. — С. 10. 18.
  65. Г. Г. Разработка перспективной ГТУ в Японии. // Теплоэнергетика, 1989. № 10. — С.73 .76.
  66. Г. Г. Разработка перспективных ГТУ в США. // Теплоэнергетика, 1994. № 9. — С.61. .69.
  67. Г. Г. Разработки перспективных энергетических ГТУ. // Теплоэнергетика, 1996. № 4. — С.66. .76.
  68. Г. Г. Энергетические ГТУ за рубежом. // Теплоэнергетика, 1992.-№ 9.-С. 70.74.
  69. Опыт создания теплофикационного парогазового энергоблока ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ / Р. И. Костюк, И. Н. Писковацков, А. Н. Блинов и др. // Теплоэнергетика, 1999. -№ 1.-С.10.15.
  70. В.Н. Газотурбинных двигатель авиационного типа НК-37 для электростанции. // Теплоэнергетика, 1992. № 9. — С.27.31.
  71. В.Н. Термодинамическая оптимизация схем и параметров бинарных парогазовых установок: Автореф. дис. канд. техн. наук. Саратов, 2001.-16 с.
  72. Л.П., Хассан Еид. Экономическая эффективность преобразования солнечной энергии в электрическую. // Энергетика (Изв. ВУЗов и энергетических объединений СНГ). 2000. — № 1. — С. 73. .82.117
  73. В.М., Комарова Г. В. Методологические вопросы эколого-экономической оптимизации атмосферных мероприятий на ТЭС. // Теплоэнергетика. 1995. — № 2. — с.8. 14.
  74. Перспектива применения газовых турбин в энергетике. // Теплоэнергетика, 1993.-С.2−9.
  75. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике (с типовыми примерами). Утв. Приказом РАО «ЕЭС России» № 54. — 325 с.
  76. Проект Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга / В. З. Салов, Э. И. Гольмшток, Р. И. Костюк и др. // Энергетическое строительство, 1994. -№ 11.-С.8.12.
  77. Разработки АО «Рыбинские моторы» для стационарной энергетики / A.C. Новиков, С. А. Мешков, Ю. Р. Миронов и др. // Теплоэнергетика, 1984. -№ 4. С. 20.28
  78. A.A. Удельные капитальные затраты на сооружение ТЭС за рубежом. // Теплоэнергетика, 1997. № 2. — С.76. .79.
  79. Г. С., Шелудько Л. П. Работа парогазовых установок с высокотемпературными охлаждаемыми газовыми турбинами на переменных режимах. // Сб. науч. сообщ. Саратов, 1968. — С. 82. .94.
  80. Н. И. Конакотин Б.В. и др. Энергетические показатели парогазовых установок сбросного типа с пылеугольными паровыми котлами. // Энергосбережение и водоподготовка, 1998. № 2. — С. 3. 10.
  81. И.А., Хрилев Л. С., Белоусенко КВ., Коренное Б. Е. Определение экономической эффективности реконструкции ТЭЦ. // Теплоэнергетика, 1999.-№ 4.-С. 7. 13.
  82. B.C., Степанова Т. Б. Расчет химической энергии и эксергии технических топлив. // Изв. вузов «Энергетика», 1994. № 1. — С. 106. 116.
  83. С.Ф., Кузнецов А. Л., Тихомиров Б. А. Целесообразные направления повышения экономичности ГТУ. // Теплоэнергетика, 1989. -№ 7.-С. 68.70.118
  84. Тарифы на электрическую и тепловую энергию. Прескурант № 09−01. -М.: Прейскурантиздат, 1990.-46 с.
  85. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ / А. Ф. Дьяков, П. А. Березинец, Р. И. Костюк и др. // Электрические станции, 1996. № 7. — С.11. .17.
  86. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга. Статические характеристики / А. Ф. Дьяков, П. А. Березинец, Р. И. Костюк и др. // Электрические станции, 1996. № 12. — С.9. 17.
  87. Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы. Справ. / Под ред. A.B. Клименко и В. М. Зорина. М.: Изд-во МЭИ, 1999. — 3-е изд. — Т.1. -527 с.
  88. В.Ю. Научно-техническое прогнозирование в газотурбино-строении. // Изв. вузов «Энергетика», 1992. № 3. — С. З .11.
  89. В.Ю., Сударев A.B., Орлов А. П. Выбор структуры высокотемпературной газотурбинной установки с керамическими элементами. // Промышленная теплотехника, 1990. т. 12, № 4. — С.77. .89.
  90. 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.З. — С. 3. .38.
  91. В.Г., Щинников П. А., Ноздренко Г. В. и др. Обоснование направлений развития пылеуголных ТЭЦ с новыми ресурсосберегающими технологиями. Новосибирск: Наука. Сибирское предприятие РАН, 2000. -147 с.
  92. 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.
  93. Ю.С., Ловцов A.A., Школьников С. С., Пугач Л. И. и др. Система централизованного теплоснабжения. Патент на изобретение № 2 163 703 RU. — 2001. — Бюл.№ 6.119
  94. В.И. Надежность электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1997.-240 с.
  95. A.A. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Часть 1. Объект и методика проведения исследования. // Теплоэнергетика, 1999. № 1. — С. 27. .32.
  96. A.A. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Часть 2. // Теплоэнергетика, 1999. № 7. — С. 29. .36.
  97. Указания по применению показателей надежности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками. М.: Со-юзтехэнерго, 1985.-51 с.
  98. Ю.А. Комплексная оптимизация схем и параметров газовой части ПГУ с промежуточным охлаждением воздуха: Дис.. канд. техн. наук. Саратов, 1970. — 16 с.
  99. Ю.М. Малозатратная модернизация ТЭЦ. Проблемы повышения эффективности и надежности систем теплоэнергоснабжения: Материалы межвузовской научной конференции. Саратов-Самара, 1999. -1.3 ноября.-С. 20.22.
  100. C.B., Буров В. Д., Копсов А. Я., Дудко АЛ. Методологические основы алгоритма определения энергетических показателей тепловых схем парогазовых теплоэлектроцентралей // Электрические станции. 1999. -№ 8.-С. 7.11.
  101. А.Г. Влияние научно-технического прогресса на повышение эффективности производства электроэнергии и тепла. // Теплоэнергетика, 1993. № 4. — С.6−13.
  102. П. А. Перспективы энергоблоков ТЭЦ в условиях экологических ограничений. // Энергетика (Изв. ВУЗов и энергетических объединений СНГ). -2000. -№ 3. -С.59.65.
  103. П.А. Учет социальных последствий от действия энергоблоков ТЭЦ. // Проблемы энергетики (Изв. ВУЗов). 2000. — № 7−8. — С. 106.109.
  104. П.А., Ноздренко Г. В., Ловцов A.A., Пугач Ю. Я. и др. Предварительная подготовка топлива в ТЦП в рамках реконструкции действующих энергоблоков ТЭЦ // Энергетика (Изв. ВУЗов и энергетических объединений СНГ). 1999. — № 3. — С. 63. .67.
  105. П.А., Овчинников Ю. В., Пугач Л. И. и др. Системные исследования малоинвестиционных технологий в составе ТЭЦ. // Энергетика (Изв. ВУЗов и энергетических объединений СНГ). 2000. — № 2. -С.54.59.121
  106. Эделъман B. K, Говсиевич Е. Р. Определение соотношения стоимости электроэнергии и цен на различные виды топливных ресурсов. // Энергетик, 1998. № 7. — С. 12. 14.111. 31th ASME Gas Turbine Conference. I I Asian Elec. 1986. 4, № 9. — P. 51 -54.
  107. Advanced gas turbine. // New Tech. Japan. 1986. 14, № 6. — p.p. 10. 12. .:
  108. Bammert K. Operating experiences and measurements on turbo sets jf CCGT cogeneration plants in Germany. 11 Trans, ASME: J.Eng. Gas Turbines and Power. 1987. 109,-№ 1.-P.22.31.
  109. Bobbi Mark A. Land and marine gas turbine aftermarket opportunity. // Tur-bomash Int. 1986. 29, № 9. — P.33. .35.
  110. Bontius G.H., Kema N. V., Doelman J. Combined heat and power generation in the Netherlands. // Energy: Needs, Expert, World Energy Conf. 13th Congr. Cannes, Oct. 1986. Tech. Pap. Div.4. Sess. 4.1.
  111. Ceramic gas turbines advance. I I Mod. Power Syst. 1993. 13, № 11. — P. 3.
  112. Cohn Arthur, Hay George A., Hollenbacher Ralph H. The collaborative advanced gas turbine program. // Mod. Power Syst. 1994. 14, № 5. — P.57. .63.
  113. Gas Turbine Conference Report on ASME 1986. // Middle East Elec. 1986. 10,-№ 8.-p.p. 50.54.
  114. Gas turbine power plants.//Power. 1994. 138, № 6.-P.17−31.
  115. Neuhoff Heinz, Thoren Kjell GT24 and GT26 gas turbines sequential combustion the key to high efficiencies. // ABB Rev. 1994, — № 2. — P.4. .7.
  116. Seibba E., Kelnhafer W., Esmail H. Second low analysis of combined gas turbine cycle power-plant. // «2nd Law Aspects Therm. Des. 22nd Nat. Heat Transfer Conf. and Exhib., Niagara Falls, N.Y., 5−8 Aug. 1984.», New York, 1984.-p.p. 55.68.
  117. Siemens/KWU stellt neue Gasturbinen familie vor. I I Erdol und Kohle-Ergas-Petrochem. 1995. 48,-№ 3.-p.p. 122.123.
  118. Smith Douglas J. Advanced gas turbines yield high efficiency, low emissions. // Power Eng. Int. 1994. 2, № 3. — P.27. .31.
  119. Todd D.M., Chase D.h. Peoples Republic takes to combined cycle, // Mod. Power Syst. 1986. 6, № 8. — P.30. .32.123
  120. Зам. зав. Проблемной лаборатории теплоэнергетикид.т.н., проф. Овчинников Ю.В.
  121. Декан факультета энергетики, к.т.н., проф. Сидоркин Ю.М.1271. УТВЕРЖДАЮ1. Проректорпо учебной работе НГТУа: atKLrwZ&K лж '31 паи1. ШШШШ 2002 г. 1. МАфанасьев1. АКТо внедрении НИР в учебный процесс университета
  122. Зав. кафедрой ТЭС, д.т.н., проф. Ноздренко Г. В.
  123. Председатель методической комиссии ФЭн к.т.н., доц. Лыкин А. Е
Заполнить форму текущей работой

Сдать сессию!