Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат технических наук Квривишвили, Арсений Робертович

• Квривишвили, Арсений Робертович
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Квривишвили, Арсений Робертович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СХЕМЫ, ПАРАМЕТРЫ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ГОТОВНОСТЬ ВЫСОКОЭФФЕКТИВНЫХ ДВУХКОНТУРНЫХ УГОЛЬНЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ ТЭС.

1.1. Исходные предпосылки.

1.2. ПГУ с внутрицикловой газификацией угля.

1.3.ПГУ сКСД.

1.4. ПГУ с воздушным котлом.

1.5. Паропаровой энергоблок.

1.5.1. Схема и параметры.

1.5.2. Технологическая готовность паропаровых энергоблоков.

1.6. Выводы и задачи исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Выбор тепловой схемы.

2.2. Расчет агрегатов высокотемпературного контура.

2.2.1. Общие положения.

2.2.2. Тепловой расчет и определение конструктивно-компоновочных параметров пылеугольного котла. Особенности расчета.

2.2.2.1. Тепловой баланс котла.

2.2.2.2. Тепловые балансы по поверхностям нагрева.

2.2.2.3. Расчет топки.

2.2.2.4. Расчет конвективных поверхностей нагрева.

2.2.2.5. Методика гидравлического расчета.

2.2.3. Методика теплового расчета и особенности определения конструктивно-компоновочных параметров высокотемпературной паровой турбины.

2.2.3.1 Методика теплового расчета.

2.2.3.2. Расчет на прочность рабочих лопаток.

2.2.4. Тепловой расчет и определение конструктивно-компоновочных параметров парового компрессора.

2.3. Выводы.

ГЛАВА 3. РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО ИССЛЕДОВАНИЯ

3.1. Выбор схемы ЭНН для термодинамического исследования.

3.2. Влияние параметров цикла на КПД ЭНН.

3.3. Анализ тепловой экономичности ЭПП.

3.4. Выводы.

ГЛАВА 4. КОНСТРУКТИВНО-КОМПОНОВОЧНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ АГРЕГАТОВ ЭПП И ИХ АНАЛИЗ.

4.1. Исходные данные.

4.2. Конструктивно-компоновочные показатели пылеугольного котла и их анализ.

4.3. Анализ конструктивно-компоновочных показателей высокотемпературной паровой турбины.

4.4. Конструктивно-компоновочные показатели парового компрессора.

4.5. Компоновка ЭПП.

4.6. Выводы.

ГЛАВА 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЭПП.

5.1. Капиталовложения в высокотемпературное оборудование ЭПП.

5.2. Оценка капиталовложений в котел-утилизатор.

5.3. Оценка капиталовложений в технические системы и сопутствующее оборудование.

5.4. Результаты расчета капиталовложений в агрегаты и ЭПП в целом.

5.5. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Эффективность и параметры паропаровых энергоблоков ТЭС»

На обозримую перспективу уголь сохранит и укрепит позиции основного источника производства электроэнергии [13, 65, 86, 95]. Мировые запасы угля позволяют обеспечить потребности человечества в энергии на протяжении, по крайней мере, 250 лет. Запасы газа оцениваются на 35.60 лет, нефти — на 25.50 лет [16, 51, 85]. В соответствии с данными EIA International Energy Outlook (1998 г.) среди всех источников производства электроэнергии в мире уголь составляет 36 %, являясь во многих странах основой крупной энергетики [65], при этом ведется работа по повышению эффективности угольных ТЭС и снижению их воздействия на окружающую среду.

В России, как и во всем мире, наметилась тенденция в энергетике по перераспределению топливного баланса в пользу угля относительно нефти и газа. В соответствии с энергетической стратегией на период до 2020 г. производство и потребление энергетических ресурсов в России, несмотря на намечаемые меры в сфере энергосбережения, будут возрастать. При общем росте энергопотребления на 13. 35 %, потребление угля увеличится на21.54%[13].В настоящее время правительством РФ поставлена задача удвоения ВВП до 2030 г., что обусловливает удвоение генерирующих мощностей.

Задача усложняется тем, что в России в 2000 г. выработан парковый ресурс 36,4 млн. кВт (17 %) мощности электростанций России. К 2015 г. выработают свой парковый ресурс 112.128 млн. кВт, что составляет 60.70 % действующих энергогенерирующих мощностей [10, 57, 77, 86].

В такой ситуации кардинальным решением должно являться полномасштабное техническое перевооружение энергетики, основанное на замещении оборудования, выработавшего свой ресурс, оборудованием нового поколения (преимущественно отечественного производства). Данное направление требует больших первоначальных инвестиций, значительных средств на создание и освоение головных образцов, с более длительным сроком окупаемости, однако радикально повысит технико-экономический уровень электроэнергетики [78].

Одним из эффективных методов повышения КПД угольных энергоблоков до 50 % является переход от традиционных одноконтурных схем к новым высокотемпературным низконапорным двухконтурным (парогазовым или па-ропаровым) схемам.

Развитие двухконтурных угольных энергоблоков в развитых странах производится в рамках национальных программ [15, 52] (Advanced Turbine Systems в США, THERMIE в Европе и др.) по следующим направлениям:

• ПГУ с внутрицикловой газификацией угля (полученный из угля синтез-газ сжигается в камере сгорания высокотемпературной ГТУ); '

• ПГУ с кипящим слоем под давлением (камера сгорания ГТУ замещается топочным устройством с кипящим слоем, работающем под давлением сжатого в компрессоре воздуха и в котором расположены котельные поверхности нагрева паротурбинного контура);

• ПГУ с непрямым (внешним) сжиганием угля (вместо камеры сгорания ГТУ в такой схеме устанавливается воздушный котел, в трубах поверхностей нагрева которого нагревается воздух для последующей его подачи на газовую турбину).

Дальнейшим развитием двухконтурных схем является создание по типу ПГУ пылеугольных низконапорных высокотемпературных паротурбинных энергоблоков, работающих по комбинированному циклу Фильда-Барановского (на перегретом водяном паре в высокотемпературной области) и Ренкина (в утилизационной части). Такой энергоблок предлагается по аналогии с парогазовым называть паропаровым (ЭПП).

Целью диссертации является разработка методических подходов, математических моделей, методов расчета и исследования показателей тепловой экономичности, расходно-термодинамических, конструктивно-компоновочных параметров и профилей технологически новых высокотемпературных низконапорных пылеугольных паропаровых энергоблоков ТЭС и разработка рекомендаций по выбору схем, параметров и мощностей.

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

1. Разработанные методики термодинамического исследования, анализа показателей тепловой экономичности, расчетов конструктивно-компоновочных и технико-экономических параметров высокотемпературных низконапорных агрегатов ЭГТП (пылеугольного парового котла, паровых осевых турбины и компрессора) с учетом теплофизических свойств высокотемпературного перегретого пара, ограничений, отражающих технологичность и условия протекания физико-технических процессов.

2. Разработанные математические модели функционирования агрегатов и в целом ЭПП.

3. Разработанные на основе выполненных исследований профили и конструктивно-компоновочные параметры высокотемпературных низконапорных агрегатов ЭПП и новая схема, защищенная Патентом РФ.

4. Рекомендации по выбору рациональных схем, расходно-термодинамических и конструктивно-компоновочных параметров, профилей высокотемпературных агрегатов и в целом энергоблоков для различных их единичных мощностей, определение путей дальнейшего повышения эффективности ЭПП.

Методы исследования: методы термодинамического и энергетического анализа, расходного и энергетического балансов, расчета паровых котлов и турбомашин, гидрогазодинамики, математического и компьютерного моделирования.

Практическая значимость и использование результатов работы.

Разработанная методика, методический подход, математическая модель и алгоритмы позволяют получать на основе тепловых расчетов профили высокотемпературных агрегатов и конструктивно-компоновочные параметры оборудования ЭПП, определять влияние параметров цикла на эффективность, устанавливать рациональный диапазон мощностей энергоблока. Рассчитанные показатели паропаровых энергоблоков могут служить информационной базой для дальнейших исследования и проработки пилотных установок.

Результаты работы использованы в проектных организациях ОАО «НоТЭП», ЗАО «СибКОТЭС» для перспективного проектирования ТЭС, в Проблемной лаборатории теплоэнергетики при факультете Энергетики НГТУ, в учебном процессе — в НГТУ при подготовке инженеров по специальности 140101 - «Тепловые электрические станции» и магистров по направлению 140100 - «Теплоэнергетика».

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обосновывается использованием разработанных методик (основанных на нормативных методах) расчета котлов и турбомашин, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, гидрогазодинамики, теплопередачи, сопротивления материалов. Математические модели и компьютерное моделирование ЭГТГТ 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); международном коллоквиуме XXXVII Kraftwerk-stechnisches Kolloquium (Германия, г. Дрезден, 2005 г.); международной научно-практической конференции «ИННОВАЦИОННАЯ ЭНЕРГЕТИКА» (г. Новосибирск, ИТ СО РАН, 2005 г.); одиннадцатой Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: экология, надежность, безопасность» (г. Томск, ТПУ, 2005 г.); пятой Российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» (г. Ульяновск, 2006 г.); Всероссийской конференции - конкурсе инновационных проектов студентов и аспирантов по приоритетному направлению Программы «Энергетика и энергосбережение» (г. Томск, ТПУ, 2006 г.); на втором международном форуме стратегических технологий «IFOST - 2007» (Монголия, г. Улан-Батор), на третьем международном форуме стратегических технологий «IFOST - 2008» (г. Новосибирск, НГТУ); третей молодежной Международной научной конференции «Тинчуринские чтения» (г. Казань, КГЭУ, 2008 г.); межвузовской научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения» (г. Саратов, СГТУ, 2008 г.); Всероссийских научных конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Наука. Технологии. Инновации.» НТИ-2005, НТИ-2006, НТИ-2007 (г. Новосибирск, НГТУ); в рамках научных сессий НГТУ и расширенного семинара кафедры ТЭС НГТУ.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 17 печатных работ, из них: 1 статья в журнале, входящем в перечень изданий, рекомендованных ВАК РФ, 1 - патент РФ, 4 - в сборниках научных трудов, 11 — в сборниках трудов конференций.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка используемых источников и приложений. Основной текст изложен на 177 страницах и содержит 48 рисунков, 24 таблицы, список литературы из 104 наименований. Общий объем —253 страницы.

Заключение диссертации по теме «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты», Квривишвили, Арсений Робертович

5.5. Выводы

1. Капиталовложения в паропаровой энергоблок (не во всю станцию, без учета изыскательных и проектных работ) при мощностях 58,9. 136,5 МВт находятся на уровне таковых в новые угольные технологии и составляют 1323. 1625 долл/кВт, а при мощностях 163,5. 180 МВт -1200. 1222 долл/кВт, что сопоставимо со стоимостью традиционных угольных энергоблоков.

2. Удельная стоимость высокотемпературной турбокомпрессорной группы существенно зависит от мощности ЭПП и составляет 232.557 долл/кВт, что в значительной доле обусловливает капиталовложения в энергоблок.

3. Удельные капиталовложения в пылеугольный котел мало зависят от мощности ЭПП и находятся на уровне 230.250 долл/кВт, при этом доля керамических поверхностей нагрева котла составляет 6.7 % от массы всех поверхностей нагрева.

4. Стоимость котла-утилизатора составляет около 60 % от капиталовложений в пылеугольный котел.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Одним из эффективных методов повышения КПД угольных энергоблоков до 50 % является переход от традиционных одноконтурных схем к новым высокотемпературным низконапорным двухконтурным (парогазовым или па-ропаровым).

Развитие двухконтурных угольных энергоблоков в развитых странах производится в рамках национальных программ [15, 52] (Advanced Turbine Systems в США, THERMIE в Европе и др.) по следующим направлениям:

• ПГУ с внутрицикловой газификацией угля (полученный из угля синтез-газ сжигается в камере сгорания высокотемпературной ГТУ);

• ПГУ с кипящим слоем под давлением (камера сгорания ГТУ замещается топочным устройством с кипящим слоем, работающем под давлением сжатого в компрессоре воздуха и в котором расположены котельные поверхности нагрева паротурбинного контура);

• ПГУ с непрямым (внешним) сжиганием угля (вместо камеры сгорания ГТУ в такой схеме устанавливается воздушный котел, в трубах поверхностей нагрева которого нагревается воздух для последующего его подачи на газовую турбину).

Дальнейшим развитием двухконтурных схем является создание по типу ПГУ пылеугольных низконапорных высокотемпературных паротурбинных энергоблоков, работающих по комбинированному циклу Фильда-Барановского (на перегретом водяном паре в высокотемпературной области) и Ренкина (в утилизационной части). Такой энергоблок назван паропаровым.

В работе впервые предложена двухконтурная схема ЭПП (патент № 78868), определены эффективность и расходно-термодинамические и конструктивно-компоновочные параметры паропаровых энергоблоков ТЭС, их энергетических систем и агрегатов.

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

1. Предложена схема высокоэффективного низконапорного высокотемпературного пылеугольного двухконтурного паропарового энергоблока и показана его высокая технологическая готовность.

2. Разработаны методика теплового расчета и тепловой экономичности, математическая модель двухконтурного ЭПП, учитывающая двухконтурность схемы и изменение (с учетом технических ограничений) расходно-термодинамических и конструктивно-компоновочных параметров агрегатов энергоблока.

3. Развита методика теплового и гидравлического расчета пылеугольного котла с высокотемпературными генерирующими поверхностями, в которой учтены термодинамические особенности высокотемпературного низконапорного перегретого пара и ограничения, связанные с восприятием тепла рабочим телом при радиационном теплообмене в топочной камере.

4. Развита применительно к ЭПП методика теплового и прочностного расчета и разработана математическая модель высокотемпературной низконапорной паровой турбины на перегретом паре, учитывающая особенности протекания через лопаточные решетки высокотемпературного пара с большими объемными расходами.

5. Развита на основе традиционных подходов к расчету осевых компрессоров методика теплового расчета парового осевого многоступенчатого компрессора, учитывающая термодинамические особенности перегретого пара в качестве рабочего тела.

6. Выполнены многовариантные расчеты ЭПП при следующих параметрах: /?* = 0,3бар, в = 28, /0 =1200°С, рк* = 0,05бар, и показано, что тепловая экономичность высокотемпературного низконапорного паропарового пылеугольного энергоблока может достигать 50.51 %, соотношение между мощностями высокотемпературной и утилизационной частями ЭПП составляет (1,1. 1,25): 1, затраты на собственные нужды - около 3.6 %.

7. Термодинамически оптимальная степень повышения давления в компрессоре для различных начальных температур изменяется в пределах 25.48, при этом оптимум является достаточно пологим, что позволяет принимать степень повышения давления в диапазоне [(sonT - 5);(sonT + 5)].

8. Для увеличения эффективности энергоблока необходимо в первую очередь повышать КПД высокотемпературной паровой турбины, во вторую -компрессора, и наименьшее влияние на т]^ оказывает эффективность работы утилизационной турбины.

9. Наиболее рациональные начальные температуры пара -1200. 1300 °С. Дальнейшее повышение начальной температуры приводит к увеличению КПД энергоблока менее, чем на 0,5 %.

10. Увеличение р„ до 1 бар приводит к необходимости использования системы регенерации в утилизационном контуре и снижает КПД ЭПП, однако, перспективно для создания ЭПП большой единичной мощности.

11. Выполнены многовариантные расчеты и впервые получены конструктивно-компоновочные параметры для пылеугольных котлов, паровых компрессоров и высокотемпературных турбин, работающих в составе ЭПП мощностью 5 8,9. 180 МВт.

12. Компоновка пылеугольного высокотемпературного низконапорного котла П-образная: конвективный пароперегреватель основного потока пара располагается в конвективном газоходе над топкой, в поворотной камере и в начале конвективно-опускной шахты, в конвективно-опускной шахте также расположены конвективные пароперегреватель утилизационного потока пара и воздухоподогреватель. При такой компоновке увеличение паропроизводи-тельности приводит к увеличению ширины котла, в то время как высота и длина остаются практически неизменными.

13. Габариты высокотемпературного пылеугольного котла из-за низкого коэффициента теплоотдачи к высокотемпературному пару а,2~ 250 Вт/(м2-К) и низких температурных напоров на концах поверхностей нагрева значительно больше габаритов традиционных котлов (при одинаковой теплопроизводи-тельности), при этом экранные поверхности компонуются в виде двухрядных шахматных настенных поверхностей, а также по ширине топки над зоной выгорания частиц, конвективные поверхности представляют собой шахматные гладкотрубные пучки с относительными шагами близкими к минимально допустимым ст, =2,2.2,4 и а2 =1,18.1,2. Тепловые напряжения экранных поверхностей составляют 18.20 кВт/м2, топочного объема —около 100 кВт/м3.

14. Результаты многовариантных расчетов показали, что при выборе конструктивно-компоновочных параметров следует ориентироваться на трубы относительного большого диаметра для основного потока пара — 50.60 мм, а для перегревателя утилизационного контура - 30.38 мм. По условиям приемлемого гидравлического сопротивления (не выше 5% от ро) скорость пара высокотемпературного контура в трубах поверхностей нагрева должна приниматься 22.27 м/с.

15. Высокие температуры рабочего тела (на уровне 1200 °С) требуют применения в качестве материала экранных труб таких материалов, как композитная керамика (Si3N4-MgO, SiC-Al203, BN-A1203).

16. При мощности ЭПП до 107 МВт многовариантными расчетами установлено, что рациональная компоновка котлов выполняется как П-образная однокорпусная, а при больших мощностях — П-образная двухкорпусная при тепловой экономичности на уровне 93 %.

17. Габариты высокотемпературных паровых турбин (по условиям оптимальной разбивки теплоперепада по ступеням и уменьшения количества ступеней) при количестве ступеней 9. 11, корневом диаметре лопаток 1,5. 1,6 м, высотах лопаток 59.591 мм, частоте вращения 50 Гц и располагаемом тепло-перепаде на турбину на уровне 1600 кДж/кг соизмеримы с габаритами ЦНД традиционных паровых турбин.

18. Коэффициент возврата тепла ВТ-турбин составляет 0,09.0,1, что выше, чем в традиционных паровых турбинах, а внутренний относительный КПД — 88,5.89,2 %, при этом все ступени работают в области перегретого пара и являются дозвуковыми.

19. Для лопаток турбин должны использоваться жаропрочные сплавы на никелевой и никель-кобальтовой основе (ХН65КМВЮТ, ЭП539ЛМУ, ЭИ893,

ЭИ607, ЗМИ-З, ЭП800ВД), для охлаждения лопаток первых ступеней - системы парового охлаждения.

20. Все ВТ-турбины являются однопоточными, максимальная мощность одного потока высокотемпературной паровой турбины около 100 МВт достигается при высоте лопаток последней ступени около 600 мм (для существующих высокотемпературных жаропрочных материалов).

21. Все ступени паровых компрессоров являются дозвуковыми (числа Маха — 0,24. .0,75). Вследствие больших объемных расходов через компрессор осевая скорость на входе в компрессор находится на уровне 150. .240 м/с.

22. КПД паровых осевых компрессоров ниже, чем воздушных, работающих в составе ГТУ, и составляет 85.86,5 % (меньшие числа для 2-х цилиндровой конструкции, большие — для одноцилиндровой), это связано с большим в 1,5.2 раза располагаемым теплоперепадом (а, соответственно, и большее количество ступеней) по сравнению с воздушными компрессорами и резко расходящимися изобарами в области перегретого пара рассматриваемых параметров ЭПП.

23. Для ЭПП мощностью 60.120 МВт компрессор имеет двухцилиндровую конструкцию (сжатие происходит последовательно в двух цилиндрах), для 135. 180 МВт — одноцилиндровую. Высоты лопаток находятся в диапазоне 70.720 мм. В качестве материалов для лопаток должны использоваться хромистые (нержавеющие) стали (20Х13Ш, ЭИ961Ш, ЭП517Ш).

24. При мощностях ЭПП менее 120 МВт предполагается одновальная компоновка оборудования (паровой компрессор, ВТ-турбины, утилизационная турбина, электрогенератор), а при мощностях ЭПП 135. 180 МВт установку выполняют с разрезным валом (компрессор и две ВТ-турбины - на одном валу, одна ВТ-турбина, утилизационная турбина и электрогенератор — на другом).

25. Капиталовложения в паропаровой энергоблок (не во всю станцию, без учета изыскательных и проектных работ) при мощностях 58,9. 136,5 МВт находятся на уровне таковых в новые угольные технологии и составляют 1323. 1625 долл/кВт, а при мощностях 163,5. 180 МВт

1200. .1222 долл/кВт, что сопоставимо со стоимостью традиционных угольных энергоблоков.

26. Удельная стоимость высокотемпературной турбокомпрессорной группы существенно зависит от мощности ЭПП и составляет 232.557 долл/кВт, что в значительной доле обусловливает капиталовложения в энергоблок.

27. Удельные капиталовложения в пылеугольный котел мало зависят от мощности ЭПП и находятся на уровне 230.250 долл/кВт, при этом доля керамических поверхностей нагрева котла составляет 6.7 % от массы всех поверхностей нагрева.

28. Стоимость котла-утилизатора составляет около 60 % от капиталовложений в пылеугольный котел.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Квривишвили, Арсений Робертович, 2009 год

1. Аксютин, С. А. Перспективы развития паровых и газовых турбин электрических станций. / С. А. Аксютин М.: Машгиз, 1957. - 220 с.

2. Александров, А. А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник / А. А. Александров, Б. А. Григорьев. М.: Издательство МЭИ, 1999.-168 с.

3. Андрющенко, А. И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок / А. И. Андрющенко. — М.: «Высшая школа», 1968. 288 с.

4. Барский, И. А. Расчет осевого компрессора: Учеб. пособие к дипломному проектированию / И. А. Барский / Под ред. Л.Ф. Зубарева. М.: Изд-во УДН, 1970. - 77 с.

5. Вихрев, Ю. В. Крупнейшая в мире энергоустановка комбинированного цикла на сверхкритические параметры пара со сжиганием угля в кипящем слое под давлением / Ю. В. Вихрев // Энергетика за рубежом приложение к журналу "Энергетик". 2001. - № 2. - С. 32-33.

6. Вихрев, Ю. В. Новые конструкционные материалы для перспективных ТЭС / Ю. В. Вихрев, А. И. Рзаев // Энергетика за рубежом приложение к журналу "Энергетик". 2000. - № 2. - С. 47 - 52.

7. Вихрев, Ю. В. О научно-техническом прогрессе в мировой теплоэнергетике / Ю. В. Вихрев // Энергетик. 2002. - № 2. - С. 28 - 32.

8. Вихрев, Ю. В. Повышение эффективности и улучшение экологических характеристик современных энергоустановок / Ю. В. Вихрев // Энергетик. — 2002.-№3.-С. 9- 11.

9. Вихрев, Ю. В. Усовершенствование конструкций котлов-утилизаторов современных парогазовых установок / Ю. В. Вихрев // Энергетика за рубежом приложение к журналу "Энергетик". 2001. - № 4. - С. 30 - 33.

10. Воронин, В. 77. Пути технического перевооружения электроэнергетики / В.П.Воронин, А.А.Романов, А. С. Земцов // Теплоэнергетика. 2003. -№ 9. - С. 2 - 6.

11. Высокотемпературные двигатели с применением конструкционной керамики / А. Сударев и др. // Газотурбинные технологии. 2000. — № 3. -С. 2-5.

12. Гидравлический расчет котельных агрегатов: (Нормативный метод) / О. М. Балдина и др.; Под ред. В. А. Локшина [и др.] М.: Энергия, 1978. -256 с.

13. Гольдштейн, А. Д. Состояние развития ПГУ на твердом топливе /

14. A. Д. Гольдштейн, Г. И. Позгалев, В. И. Доброхотов // Теплоэнергетика. -2003.-№2.-С. 16-23.

15. Горшков, А. ЗТЛ крупнейший в России производитель турбинных лопаток / А. Горшков // Газотурбинные технологии. — 2000. - № 2. — С. 34 — 37.

16. Деринский, Д. Vision 21 — партнерство государства и промышленности / Д. Деринский // Газотурбинные технологии. 2000. - № 1. — С. 16 - 22.

17. Дьяков, А. Ф. О новейших технологиях сжигания твердого топлива на тепловых электростанциях / А. Ф. Дьяков, А. П. Берсенев, Л. М. Еремин // Энергетик. 1997. - № 7. - С. 8 - 11.

18. Жирицкий, Г. С. Конструкция и расчет на прочность деталей паровых и газовых турбин / Г. С. Жирицкий, В. А. Стрункин. М., «Машиностроение», 1968.-520 с.

19. Журавлев, В. Н. Машиностроительные стали: Справочник. — 4-е изд., пе-рераб. и доп. / В. Н. Журавлев, О. И. Николаева. М.: Машиносторение, 1992.-480 с.

20. Зейгарник, Ю. А. Исследование надежности работы охлаждаемых паром пористых сетчатых оболочек / Ю. А. Зейгарник, Ю. Л. Шехтер // Теплоэнергетика. 2002. - № 9. - С. 40 - 46.

21. Зыков, В. В. Оптимизация параметров и схем пылеугольных газотурбинных мини-ТЭЦ с технологией внешнего сжигания: Автореф. дис. . канд. техн. наук / В. В. Зыков. Новосибирск, 1999. - 22 с.

22. Зыков, В. В. Пылеугольная ГТУ с внешним сжиганием на КАУ /

23. B. В. Зыков, В. Г. Томилов // Проблемы использования канско-ачинских углей на электр. ст.: Сб. Всерос. конф. Красноярск: СибВТИ, 2000. - С. 266 -268.

24. Зыкова, Н. Г. Схемно-параметрические решения для котлов ТЭС с кольцевой топкой / Н. Г. Зыкова // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты. Сб. науч. Трудов НГТУ. Вып. 8. - Новосибирск, 2003. - С. 82-93.

25. Каблов, Е. Производство турбинных лопаток ГТД методом направленной кристаллизации / Е. Каблов // Газотурбинные технологии. — 2000. — № 3. -С. 10-13.

26. Квривишвили, А. Р. Конструктивные показатели высокотемпературного низконапорного паропарового энергоблока / А. Р. Квривишвили // Теплофизика и аэромеханика. 2007, Т. 14. - № 2. - С. 313 - 322.

27. Кириллов, И. И. Керамика в высокотемпературных ГТУ / И. И. Кириллов, А. В. Сударев, А. Г. Резников // Промышленная теплоэнергетика, 1988. -т.10, № 6. — С. 82-90.

28. Конструкционные материалы: Справочник / Под ред. Б. Н. Арзамасова. — М.: Машиностроение, 1990. 688 с.

29. Костюк, А. Г. Газотурбинные установки: Учеб. пособие для вузов / А. Г. Костюк, А. Н. Шерстюк М.: Высш. школа, 1979. - 254 с.

30. Ларионов, В. С. Технико-экономические расчеты и обоснования в электроэнергетике / В. С. Ларионов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996. — 30 с.

31. Левченко, Г. И. Техническое перевооружение ТЭС — одно из основных направлений деятельности ОАО ТКЗ / Г. И. Левченко, В. В. Иваненко // Теплоэнергетика. 2003. - № 9. - С. 32 - 39.

32. Лейзерович, А. Ш. Одновальные парогазовые установки / А. Ш. Лейзерович // Теплоэнергетика. 2000. - № 12. - С. 69 - 73.

33. Лесников, В. Технология получения газоциркуляционных защитных покрытий / В. Лесников, В. Кузнецов // Газотурбинные технологии. 2000. -№ 3. — С. 26-30.

34. Липов, Ю. М. Компоновка и тепловой расчет парогенератора. Учеб. пособие для вузов. / Ю. М. Липов, Ю. Ф. Самойлов, 3. Г. Модель. — М., «Энергия», 1975. —176 с.

35. Монокристалические турбинные лопатки / А. Денисов и др. // Газотурбинные технологии. 2000. - № 3. - С. 24 - 25.

36. Обоснование направлений развития пылеугольных ТЭЦ с новыми ресурсосберегающими технологиями / В. Г. Томилов и др. — Новосибирск: Наука, 2000.- 152 с.

37. Ольховский, Г. Г. Масштабы и особенности применения газотурбинных и парогазовых установок за рубежом / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. — 2002.-№9.-С. 72-77.

38. Ольховский, Г. Г. Парогазовые установки на угле. Опыт разработки и применения, пути использования в России: Аналитический обзор. / Г. Г. Ольховский М.: ВТИ, 2000. - 58 с.

39. Ольховский, Г. Г. Применение новых технологий при техническом перевооружении угольных ТЭС / Г. Г. Ольховский, А. Г. Тумановский // Теплоэнергетика. 2003. - № 9. - С. 7 - 18.

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

41. Ольховский, Г. Г. Разработки перспективных энергетических ГТУ / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. — 1996. № 4. - С. 66 — 75.

42. Ольховский, Г. Г. Технологии для тепловых электростанций / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1999. - № 8. - С. 20 - 25.

43. Парогазовая установка с вводом пара в газовую турбину — перспективное направление развития энергетических установок / Батенин В. М. и др. // Теплоэнергетика. 1993. - № 10. - С. 46 - 52.

44. Перспективы и проблемы использования ГТУ и ПГУ в российской энергетике // Теплоэнергетика. 2002. - № 9. - С. 2 - 5.

45. Петреня, Ю. К. Роль НПО ЦКТИ в стратегии развития энергомашиностроения России / Ю. К. Петреня, П. А. Крутиков, Л. Н. Моисеева // Теплоэнергетика. 2003. - № 2. - С. 4 - 8.

46. Разработки АО «Рыбинские моторы» для стационарной энергетики / А. С. Новиков и др. // Теплоэнергетика. 1998. - № 4. - С. 20 - 27.

47. Расчеты тепловых схем ТЭС. Метод, указания. / Г. В. Ноздренко и др. -Новосибирск: НГТУ, 1991.- 64 с.

48. Резник, Н. И. Котлы-утилизаторы ОАО ТКЗ «Красный котельщик» для парогазовых и газотурбинных установок / Н. И. Резник, В. В. Иванченко // Теплоэнергетика. 2003. - № 11. - С. 51 — 64.

49. Рзаев, А. И. О развитии энергоустановок с внутрицикловой газификацией топлива / А. И. Рзаев, Ю. В. Вихрев // Энергетика за рубежом приложение к журналу "Энергетик". 2001. - № 4. - С. 24 - 28.

50. Салсшов, А. А. Парогазовые установки с газификацией топлива / А. А. Саламов // Теплоэнергетика. 2002. - № 6. - С. 74 - 77.

51. Саламов, А. А. Парогазозовые установки с газификацией топлива и сокращение выбросов С02 / А. А. Саламов // Теплоэнергетика. 2005. - № 2. -С. 78 - 80.

52. Саламов, А. А. Развитие ТЭС, работающих на угле / А. А. Саламов // Теплоэнергетика. 2000. - № 8. - С. 75 - 76.

53. Саламов, А. А. Тепловые электростанции с газификацией топлива / А. А. Саламов // Теплоэнергетика. — 2004. — № 5. — С. 75 — 77.

54. Сборник задач по теории горения: учеб. пособие для теплоэнергетических спецвузов / В. В. Померанцев и др.; под ред. В. В. Померанцева. — JL: Энергоатомиздат, 1983. — 151 с.

55. Стационарные газотурбинные установки / Л. В. Арсеньев и др.; Под ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тырышкина. Л.: Машиностроение, Ленингр. отд-ние, 1989.-543 с.

56. Степанов, И. Р. Парогазовые установки. Основы теории, применение и перспективы / И. Р. Степанов. — Апатиты, 2000. 169 с.

57. Стерман, JI. С. Тепловые и атомные электростанции: Учебник для вузов / Л. С. Стерман, С. А. Тевлин, А. Т. Шарков; Под ред. Л. С. Стермана. -2-е изд., испр. и доп. М.: Энергоиздат, 1982. - 456 с.

58. Теоретические основы теплотехники. Теплотехнический эксперимент: Справочник /Под общ. ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и проф. В.М. Зорина. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2001. - 564 е., ил. — (Теплоэнергетика и теплотехника; Кн.2)

59. Тепло- и массообмен. Теплотехнический эксперимент: Справочник / Е. В. Аметистов и др.; По общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. М.: Энергоиздат, 1982 - 512 с. - (Теплоэнергетика и теплотехника).

60. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). Изд. 3-е, перераб. и до-полн. СПб: Изд-во НПО ЦКТИ, 1998. - 256 с.

61. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. М.: Энергоиздат, 1982. - 624 с.

62. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и проф. В.М. Зорина. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2003. - 648 с. - (Теплоэнергетика и теплотех- -ника; Кн. 3).

63. Технико-экономическая эффективность энергоблоков ТЭС: Учеб. пособие / В. С. Ларионов и др. — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. 31 с.

64. Трухний, А. Д. Основные научные проблемы создания паротурбинных установок для энергоблоков нового поколения. Ч. I / А. Д. Трухний, Б. М. Трояновский, А. Г. Костюк // Теплоэнергетика. — 2000. № 6. — С. 13 — 19.

65. Тумановский, А. Г. Основные направления совершенствования котельной техники при техническом перевооружении угольных ТЭС /

66. A. Г. Тумановский и др. // Теплоэнергетика. 2000. — № 8. - С. 2 — 8.

67. Холщевников, К. В. Выбор параметров и расчет многоступенчатого осевого компрессора / К. В. Холщевников, Е. В. Солохина. М.: МАИ, 1967. -132 с.

68. Цанев, С. В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов / С. В. Цанев,

69. B. Д. Буров, А. Н. Ремезов / Под ред. С.В. Цанева М.: Изд-во МЭИ, 2002. -584 с.

70. Шляхкн, 77. Н. Краткий справочник по паротурбинным установкам / П. Н. Шляхин, М. JI. Бершадский. М., «Энергия», 1970. - 216 с.

71. Шляхин, П. Н. Паровые и газовые турбины / П. Н. Шляхин. М. — JL, «Энергия», 1966. - 264 с.

72. Щелгяев, А. В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн. 1. — 6-е изд., перераб., доп. и под-гот. к печати Б.М. Трояновским / А. В. Щегляев. М.: Энергоатомиздат, 1993.-384 с.

73. Щелгяев, А. В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн. 2. — 6-е изд., перераб., доп. и под-гот. к печати Б.М. Трояновским / А. В. Щегляев. М.: Энергоатомиздат, 1993.-416 с.

74. Щинников, П. А. Состояние мирового и отечественного хозяйства. Обзор литературы / П. А. Щинников // Теплоэнергетика: Сб. науч. трудов / Под ред. Г.В. Ноздренко, Ю.В. Овчинникова. — Новосибирск: Изд-во НГТУ. — 2001.-260 с.

75. Эффективные технологии производства электрической и тепловой энергии с использованием органического топлива / О. Н. Фаворский и др. // Теплоэнергетика. 2003. - № 9. - С. 19 - 21.

76. Advanced PCFB technology on show at Mcintosh Unit 4 // Modern Power Systems. 1997. - Vol. 17. — № 3. - P. 17-20.

77. Bohn, D. SFB 561: aiming for 65% CC efficiency with air-cooled GT / D. Bohn // Modern Power Systems. 2006. - Vol. 26. - № 9. - P. 25 - 29.

78. Ceramic gas turbines advance // Modern Power Systems. — 1993. Vol. 13. -№ 11.-P.3-7.

79. Clean Coal Technology for combined cycle plants // ABB-Rev. 1989. - № 5. -P. 3-10.

80. Hambler, I. See over 50 % HHV efficiency from second-generation PFBCs / I. Hambler // Gas Turbine World. 1991. - 21. - № 4. p. 20 - 25.

81. IGCC vs PC a US EPA perspective // Modern Power Systems. - 2006. - Vol. 26.-№ 11.-P. 21 -24.

82. Jackson, P. S. When cycling goes up, reliability comes down / P. S. Jackson // Power. 2005. - Vol. 149. - № 3. - P. 40 - 45.- • . • 176 ■

83. Jeremy, P. Today's high соаГ prices: correction or crisis? / P. Jeremy // Power. 2005. Vol. 149 - № 5. - P. 36 - 39.

84. Koeneke, G. Steam cooling nears a commercial milestone / C. Koeneke // Power. — 2005.- Vol; 149i-№ 9.-Р.31—35.

85. Makansi, J. PFBC presents its clean coal credentials / J. Makansi // Power. — 2005. Vol. 149. - № 9. - P. 47 - 52.

86. Marqueen, T. J. Coal gasification combined cycle systems-technical horizons / T. J. Marqueen, D. J. Carbone, I. Ligammari // Proc. Amer. Power Conf. Chicago, III., Apr. 1986. Vol. 48. - P. 235 - 241.

87. Peltier, R. Combined Cycle User' Group completes successful sophomore year / R. Peltier // Power. 2005. - Vol. 149. - № 4 - P. 28 - 32.

88. Punwani, D. V. Turbine inlet cooling benefits plant owner and the environment / D. V. Punwani, С. M. Hurlbert // Power. 2005. - Vol. 149. - № 7. - P. 64 -68.

89. Schroeder, J. Designing economizers for reliability / J. Schroeder // Power. — 2005. Vol. 149. - № 6. - P. 84 - 89.