Комплексная оценка повышения эффективности энергоблоков ТЭС путем утилизации теплоты уходящих газов в системах регенерации турбин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат технических наук Коваленко, Павел Юрьевич

• Коваленко, Павел Юрьевич
• кандидат технических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат технических наук Коваленко, Павел Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ. ЦЕЛИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1. Актуальность проблемы.

1.2. Особенности технологии блоков повышенной эффективности (БПЭ).

1.3. Цели и задачи исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Методика технико-экономической оптимизации.

2.1.1. Методические проблемы оценки эффективности новых технологий в энергетике в современных условиях.

2.1.2. Сущность подхода к технико-экономической оптимизации.

2.1.3. Обоснование критерия эффективности.

2.1.4. Определяющие принципы сравниваемых вариантов.

2.1.5. Определение составляющих критерия эффективности.

2.1.6. Вероятностная оценка достоверности результатов вычислений.

2.2. Определяющие принципы и алгоритм расчета блоков повышенной эффективности ТЭС.

2.2.1. Методика расчета БПЭ ТЭС.

2.2.2. Пример расчета БПЭ на базе турбины Т-110/120-130.

2.3. Ограничения на применяемые методики расчетов.

2.4. Выводы.

ГЛАВА 3. ОПТИМИЗАЦИЯ БЛОКОВ ПОВЫШЕННОЙ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЭС.

3.1. Постановка задачи оптимизации.

3.2. Повышение эффективности традиционных энергоблоков ТЭС.

3.3. Схемно-параметрическая оптимизация БПЭ.

3.4. Оценка технико-экономической эффективности БПЭ.

3.5. Анализ изменения конструктивно-компоновочного профиля котлоагрегата.

3.6. Выводы.

ГЛЛВЛ 4. ОЦЕНКА УСТОЙЧИВОСТИ ОПТИМАЛЬНЫХ

ПАРАМЕТРОВ.

4.1. Устойчивость оптимальных параметров в условиях изменяющейся мощности энергосистемы.

4.2. Устойчивость оптимальных параметров в условиях изменяющейся экологической обстановки.

4.3. Устойчивость оптимальных параметров в условиях изменения стоимости топлива.

4.4. Влияние качественных характеристик топлива.

4.5. Выводы.

ГЛАВА 5. ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ НЕКОТОРЫХ

ЭНЕРГОБЛОКОВ.

5.1. Модернизация энергоблоков 210 МВт ТЭС «Никола Тесла А», Сербия.

5.2. Реконструкция очереди ТЭЦ с турбинами Т-100 по схеме БПЭ.

5.2.1. Вариантные конструктивные решения по реконструкции энергоблоков на основе котлов ТП-81 и турбин Т-100-130 по схеме БПЭ.

5.2.2. Результаты теплотехнических расчётов энергоблоков повышенной эффективности на основе котлов ТП-81 и турбин Т-100-130.

5.2.3. Стоимостные и технико-экономические показатели строительства и работы БПЭ на основе котлов ТП-81 и турбин Т-100-130.

5.2.4 Укрупнённый методический анализ работы БПЭ на основе турбин Т-100-130.

5.3. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Комплексная оценка повышения эффективности энергоблоков ТЭС путем утилизации теплоты уходящих газов в системах регенерации турбин»

В России использование органического топлива в ближайшей и отдаленной перспективе в энергетике будет доминирующим. При этом доля использования твердых топлив по отношению к жидким и газообразным возрастает.

В то же время отсутствие длительное время единой энергетической политики развития электроэнергетического комплекса (ЭЭК) и снижение освоения капиталовложений, вызванное сменой общественных отношений и общим экономическим спадом в стране, не позволяет не только наращивать мощности за счет строительства новых электростанций, но и проводить своевременную замену действующего энергооборудования.

Другой особенностью современного хозяйствования в энергетике является переход к рыночным отношениям в условиях формирования Федерального Оптового Рынка Энергии и Мощности (ФОРЭМ), выход на который для хозяйствующих субъектов возможен лишь при одном условии -способности конкурировать. Последнее обеспечивается за счет снижения себестоимости продукции.

Учитывая вышеизложенное, особое внимание в нашей стране уделяется малозатратным технологиям, которые могут быть внедрены в кратчайшие сроки и могут обеспечить наибольшее повышение эффективности энергоблоков. К ним относится технология повышения эффективности энергоблоков путем утилизации теплоты уходящих из котла газов в системах регенерации турбин, которая в литературе получила название «блоков повышенной эффективности» - БПЭ.

Исследовательские работы, проводимые по БПЭ специалистами сегодня, имеют прикладной характер и узкую направленность на решение частной задачи по конкретному объекту. До настоящего времени не проведено обобщающего исследования технологии БПЭ, которое позволит комплексно оценить достоинства и недостатки данной технологии.

Диссертация посвящена актуальной задаче - комплексному исследованию повышения эффективности энергоблоков ТЭС путем утилизации теплоты уходящих газов в системах регенерации турбин.

Основными задачами настоящего исследования являются:

1. Разработка методики технико-экономических расчетов и оптимизации энергоблоков повышенной эффективности (БПЭ) с комплексным учетом внутренних и внешних ограничений при неопределенности исходной информации.

2. Анализ повышения эффективности традиционных энергоблоков ТЭС на основе серийно выпускаемого оборудования с целью определения предельных возможностей последних по утилизации теплоты уходящих газов в системах регенерации турбин для различных топлив и типов оборудования.

3. Схемно-параметрическая оптимизация и исследование влияния БПЭ на параметры энергоблоков с целыо разработки практических рекомендаций как по проектированию новых, так и по модернизации, реконструкции, действующих ТЭС.

4. Оценка технико-экономической эффективности БПЭ ТЭС и проверка устойчивости оптимальных решений в условиях изменяющихся внешних факторов (общесистемных, экологических, ценовых, топливных).

В диссертационной работе разработана методика и на ее основе -алгоритм инженерных расчетов блоков повышенной эффективности.

Разработана методика технико-экономической оптимизации пылеугольных паротурбинных энергоблоков с утилизацией теплоты уходящих газов в системах регенерации турбин. Проведена комплексная оптимизация технологии БПЭ в составе энергоблоков практически всех, серийно выпускаемых, типоразмеров. На основе расчетов выявлены основные закономерности влияния системных факторов на оптимальные характеристики оборудования, профиль энергоблока и технико-экономическую эффективность установок в условиях обеспечения графиков нагрузок, коэффициента готовности, надежности энергоснабжения при экологических, финансовых и топливных ограничениях.

На основе полученных (в результате вероятностных оптимизационных расчетов) закономерностей по выбору параметров процессов, характеристик оборудования и технико-экономической эффективности показаны условия перспективности технологии БПЭ и выработаны практические рекомендации по применению схем БПЭ для различного оборудования.

Работа апробирована на различных научных семинарах: в 2003 г. (г.Москва, МЭИ; г.Ульяновск, УлГТУ; г.Барнаул, АлГТУ; г.Ульсан, Корея), на научной сессии Г1ГТУ (г.Новосибирск, 2004), на научных семинарах кафедры ТЭС НГТУ, ЗЛО «СибКОТЭС», ИТ СО РАН (г.Новосибирск, 2003.2004 г.г.).

Результаты диссертационной работы внедрены в учебный процесс НГТУ и в проектной организации «СибКОТЭС».

Диссертация состоит из пяти глав, введения, заключения, списка литературы и приложения. Содержит 142 страницы основного текста, 41 рисунок, 9 таблиц, 88 источников. По материалам диссертации опубликовано 10 печатных трудов.

В первой главе обоснована актуальность проблемы. Проведен анализ развития технологии БПЭ. Показано, что до настоящего времени не проведено обобщающего исследования технологии БПЭ, которое позволит комплексно оценить достоинства и недостатки данной технологии. Сформулированы цели и задачи исследования.

Во второй главе изложена методика исследования БПЭ. Изложены основные положения подхода к технико-экономической оптимизации, целями которой является определение наивыгоднейшего сочетания термодинамических параметров и вида технологической схемы БПЭ с учетом всех видов ограничений. При этом в качестве внутренних ограничений выступают начальные параметры энергоблока, режимные факторы технологических процессов, конструктивные особенности оборудования (в первую очередь котлов, турбин) и т.п. Внешними ограничениями являются условия приведения расчетных вариантов к сопоставимому виду, которые учитывают влияние экологических, социальных, инфраструктурных факторов, включение блока в энергосистему, его готовность к несению нагрузки, работа в условиях несортовых поставок топлива и др.

Разработанная модель технико-экономического исследования, в которой заложены принципы эксергетической методологии и теории агрегативных систем, по существу является дальнейшим развитием активно прорабатываемого в НГТУ в последние годы направления комплексных исследований энергетических установок, которое прослеживается в работах Ноздренко Г.В., Щинникова П.А., Овчинникова Ю.В., Томилова В.Г. и др.

Так как показатель технико-экономической эффективности в новых условиях хозяйствования должен отражать доходную и расходную части от действия ТЭУ, в качестве критерия эффективности принято отношение полученных от продажи сумм за отпущенную энергопродукцию к полным затратам за тот же период, то есть критерий технико-экономической эффективности имеет безразмерный вид. Все затратные составляющие критерия технико-экономической эффективности полностью определяются значениями термодинамических, расходных и конструктивных параметров, параметров вида технологической схемы энергоблока, а также значениями внешних влияющих факторов на основе аналитических зависимостей.

Проведена вероятностная оценка критерия технико-экономической эффективности. Впервые предложены определяющие принципы и обобщающий математический подход, на основе которого разработан алгоритм инженерных расчетов для блоков повышенной эффективности. Сформулированы ограничения на применяемые методы. Предложенные методики реализованы в вычислительном компьютерном комплексе, имитирующем работу БПЭ ТЭС.

В третьей главе проведено исследование БПЭ.

Блоки повышенной эффективности ТЭС (в контексте представленной работы) принципиально не меняют традиционного профиля энергоблоков. С применением турбинного экономайзера происходит лишь структурное совершенствование энергоблока за счет появления новой связи между котлоагрегатом и системой регенерации. Это обстоятельство накладывает особые условия на исследования.

Впервые проведено исследование по двум направлениям - для стандартных энергоблоков в условиях их реконструкции и для вновь проектируемых энергоблоков с оптимизацией ключевых внутрицикловых параметров при соблюдении внутренних и внешних ограничений. Исследование проведено для энергоблоков типа К, Т и ПТ практически всех стандартных типоразмеров в диапазоне мощности от 25 до 1200 МВт.

Исследование БПЭ проводилось путем расчетных экспериментов иовариантно для блоков различной мощности и с привлечением программ TRAKT, FAKEL, PLANT, RAPORT. На основе расчетов показаны наивыгоднейшие сочетания термодинамических, расходных, стоимостных параметров по группам оборудования (с турбинами типов К, Т и ПТ), сформулированы практические рекомендации по применению технологии БПЭ.

В четвертой главе проведена оценка устойчивости оптимальных решений при изменяющихся внешних факторах: включению БПЭ в энергосистемы различной мощности; в условиях изменения экологической обстановки в ареале функционирования; в условиях изменения стоимости топлива; влиянию качественных характеристик топлива.

В пятой главе на основе разработанных методических подходов и проведенных исследований предложены технические решения по реконструкции энергоблоков на базе турбин К-210 и Т-100-130 для ТЭС «Никола Тесла А» (Сербия) и Новосибирской ТЭЦ-4 соответственно. Показан эффект от предлагаемой реконструкции.

В заключении сформулированы основные результаты работы и выводы.

Приложение содержит акты о практическом использовании результатов диссертационной работы.

Таким образом в диссертационной работе разработана методика исследования технологии БПЭ, выполнены вероятностные комплексные исследования указанной технологии, сформулированы практические рекомендации к применению и, на практических примерах, показаны пути реализации технологии.

Заключение диссертации по теме «Энергетические системы и комплексы», Коваленко, Павел Юрьевич

5.3. Выводы

1. Представлены варианты реконструкции действующих пылуегольных энергоблоков ТЭС с переводом на работу но схеме БПЭ с турбинами мощностью 100 МВт (теплофикационной) и 210 МВт (конденсационной).

2. Показано, что перевод на схему БПЭ позволяет обеспечить повышение КПД котлов на величину до 3,6% (для блока 210 МВт на лигнитах), увеличить мощность на клеммах генераторов на 3,1.9,3 % в зависимости от мощности блоков и режимных особенностей (большее значение для теплофикационных турбин при байпасировании группы ПВД) при снижении температуры уходящих газов на 40.50 °С.

3. Показано, что относительно существенно больший эффект при реализации схем БПЭ приносит байпасирование всей группы ПВД по питательной воде нежели байпасирование одного ПВД или подогревателей низкого давления. Данное решение (байпас группы ПВД) может быть просто реализуемым на теплофикационных турбинах без промперегрева пара, но, однако, достаточно сложно реализуемым при реконструкции блоков с барабанными котлами с промперегревом.

4. Показано, что при реконструкции котлов работающих на тощих углях (при реконструкции действующих блоков), эффект от внедрения схем БПЭ может быть практически нивелирован ростом мехнедожога при снижении температуры горячего воздуха. И таким образом существенный эффект внедрение схем БПЭ на действующих ТЭС приносит на блоках сжигающих более высоко реакционные угли (прежде всего бурые угли, лигниты).

5. Показано, что капиталовложения в реконструкцию действующих ТЭС но схемам блоков повышенной эффективности не превышают 300 USD/кВт дополнительной мощности, а для теплофикационных блоков могут составлять даже до «100 USD/кВт при удельных расходах условного топлива на дополнительно вырабатываемую мощность меньших, чем на базовых блоках. Сроки окупаемости реконструкции при этом не превышают 4.6 лет с момента ввода оборудования в эксплуатацию.

6. На примере блоков на основе турбин Т-100-130 и котлов ТП-81 Новосибирской ТЭЦ-4 и на основании методики схемно-параметрической оптимизации энергоблоков повышенной эффективности, с учётом фактических эксплуатационных и конструктивных ограничений оборудования, построена номограмма для БПЭ на основе турбины Т-100-130, позволяющая принимать принципиальные технические решения по оптимизации при новом строительстве и реконструкции аналогичных блоков с другими котлами и сжигающими другие топлива. На основании разработанной методики данные номограммы могут быть построены для всех энергоблоков.

130

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, в результате работы предложена методика, которая позволяет определить оптимальные параметры и вид технологической схемы энергоблоков ТЭС повышенной эффективности (БПЭ ТЭС) в совокупности со стоимостными показателями, связанными с их созданием и функционированием, учитывающая условия рыночного ценообразования и платности привлекаемых финансовых средств.

Формальная процедура расчета по предложенной методике носит итерационный характер и реализована в вычислительном комплексе, имитирующем работу энергоблока ТЭС повышенной эффективности. При этом принципы сравниваемых вариантов учитывают особенности профиля энергоблока, его работу по обеспечению заданного графика нагрузки, надежности обеспечения продукцией, воздействие на окружающую среду и другие значения внешних влияющих условий и исключают фактор несопоставимости при выборе наиболее эффективного варианта.

Анализ результатов расчетов позволил сделать следующие выводы:

1. Турбины типа Т и ПТ обеспечивают большую экономию топлива по сравнению с турбинами типа К (3,5.5,5; 1,5.2,5 и 1. 1,5 % соответственно), которая обусловлена выработкой электроэнергии на тепловом потреблении. Можно утверждать, что для обеспечения наибольшей эффективности схемы блока для турбин типов ПТ и Т при реализации схем БПЭ следует байпасировать группу ПВД.

2. Максимум экономии топлива для традиционных энергоблоков при реализации простых схем БПЭ обусловлен в первую очередь энергоблоками Т-175, Т-180 и К-210, для которых суммарная доля отборов на регенерацию близка к максимальной («28 %) с одной стороны, но еще не сказывается влияние отбора на турбопривод — с другой.

3. Проведена оптимизация параметров БПЭ ТЭС в диапазоне единичной мощности блоков 25. 1200 МВт. Показано, что оптимальные значения давления острого пара практически для всех БПЭ мало отличаются от стандартных значений - постепенно растут с 9 МПа (для БПЭ малых мощностей) до высоких (13 МПа) и сверхвысоких (23,5 МПа) с ростом единичной мощности БПЭ. Характер изменения /о в целом соответствует изменению t0 у стандартных энергоблоков. Однако для энергоустановок неблочных ТЭС (без промперегрева) оптимальная температура острого пара для БПЭ в среднем на 7.10°С выше стандартных значений. Для БПЭ блочных ТЭС оптимальная температура острого пара находится на уровне 540 °С, что в целом соответствует стандартным значениям, а температура пара промперегрева — 545 °С. Оптимальный коэффициент теплофикации для всех теплофикационных энергоблоков лежит в районе 0,7.

4. В БПЭ за счет добавления новой связи «котел - система регенерации» обеспечивается наибольшее совершенство структурной схемы в области меньших единичных мощностей 25.200 МВт (эксергетически й коэффициент структуры увеличивается на 2.4 %). Поэтому повышение эффективности энергоблоков ТЭС в рамках реконструкции целесообразно проводить для теплофикационных энергоблоков. В то же время количественные показатели мощных блоков могут обеспечить достаточно быстрый прирост мощности, что, безусловно, позволяет рекомендовать схемы мощных БПЭ для вновь проектируемых объектов.

5. Относительное приращение КПД по отпуску теплоэксергии Дг|^ в целом для всех теплофикационных энергоблоков растет (от 2,5 до 11 %) с увеличением установленной мощности. Относительное приращение КПД по отпуску электроэнергии Дг|" имеет максимум (около 6 %) в зоне единичных мощностей 200.250 МВт. По относительному приращению целевой функции Ar\z наибольший эффект при реализации БПЭ достигается в диапазоне мощностей 25.300 МВт (в среднем 5.6%) и снижается для мощных конденсационных энергоблоков до 1.2 %.

6. Построены обобщающие зависимости по определению показателей БПЭ (приращение мощности, экономия топлива, увеличение капиталовложений в котел), которые могут широко использоваться для укрупненных оценок различных вариантов БПЭ во всех диапазонах мощностей отечественных ТЭУ.

7. Оптимальные параметры (Р0, 'о, 'пп) БПЭ на базе конденсационных турбин и теплофикационных турбин типа Т - устойчивы в условиях работы БПЭ в ЭС практически любой мощности, в условиях изменения экологической обстановки в ареале функционирования (при увеличении фоновых концентраций вредных веществ в приземном слое атмосферы от 0 до 0,6 ПДК) и в условиях изменения стоимости топлива (от 15 до 30 USD/т.у.т.). Оптимальные параметры (Ро, Аь О БПЭ на базе теплофикационных турбин типа ПТ - менее устойчивы в тех же условиях.

8. Для углей с меньшей стадией метаморфизма и при реализации одинаковых схем БПЭ обеспечивается более высокая температура уходящих газов, что, при условии обеспечения температуры точки росы топлива, позволяет иметь лучшие показатели эффективности. Показано, что при работе котлов на тощих углях, при реконструкции действующих блоков, эффект от внедрения схем БПЭ может быть практически нивелирован ростом мехнедожога при снижении температуры горячего воздуха. Для энергоблоков меньших единичных мощностей и при одинаковом топливе обеспечивается большее относительное повышение эффективности.

9. В качестве практической реализации теоретических положений, представлены варианты реконструкции действующих пылуегольных энергоблоков ТЭС с переводом на работу по схеме БПЭ с турбинами мощностью 100 МВт (теплофикационной) и 210 МВт (конденсационной). Показано, что перевод на схему БПЭ позволяет обеспечить повышение КПД котлов на величину до 3,6%, увеличить мощность на клеммах генераторов до 9,3 % в зависимости от мощности блоков и режимных особенностей при снижении температуры уходящих газов на 40.50 °С.

10.Показано, что капиталовложения в реконструкцию действующих ТЭС по схемам блоков повышенной эффективности не превышают 300 USD/кВт дополнительной мощности, а для теплофикационных блоков могут составлять даже до «100 USD/кВт при удельных расходах условного топлива на дополнительно вырабатываемую мощность меньших, чем на базовых блоках. Сроки окупаемости реконструкции при этом не превышают 4.6 лет с момента ввода оборудования в эксплуатацию.

11.На примере блоков на основе турбин Т-100-130 и котлов ТП-81 и на основании методики схемно-параметрической оптимизации энергоблоков повышенной эффективности, с учётом фактических эксплуатационных и конструктивных ограничений оборудования, построена номограмма для БПЭ на основе турбины Т-100-130, позволяющая принимать принципиальные технические решения по оптимизации при новом строительстве и реконструкции аналогичных блоков с другими котлами и сжигающими другие топлива. На основании разработанной методики данные детальные номограммы могут быть построены для всех энергоблоков.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Коваленко, Павел Юрьевич, 2004 год

1. Андрющенко А.И., Дубинин А.Б., Ларин Е.А. О показателях экономической эффективности энергетических объектов. // Изв. ВУЗов. Энергетика. - 1990.- №7. с.3-6.

2. Андрющенко А.И. Термодинамические расчеты оптимальных параметров тепловых электростанций. М.: Высшая школа, 1963. - 230 с.

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

4. Бродянский В.М. Эксергетический метод термодинамического анализа. -М.: Энергия, 1973.-269 с.

5. Бритвин О.В. Основные итоги работы РАО «ЕЭС России», электростанций и акционерных обществ энергетики и электрофикации за 1998 г. -Электрические станции, 1999. №6. - С.2.5.

6. Буланов Н.Г., Моисеева Л.Н., Пешковский А.О., Голованов О.Л. Прогнозирование массостоимостных показателей паровых турбин на предпроектных исследованиях и ранних стадиях проектирования. // Энергомашиностроение 1980. - №3. - с.36-38.

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

8. Вольфберг Д.Б. О перспективах расширения использования угля на электростанциях капиталистических стран. // Теплоэнергетика. 1980. - ЛЪ1.- с.69-72.

9. Вольфберг Д.Б. Основные тенденции в развитии энергетики мира. // Теплоэнергетика. 1995. - №9. - с.5-12.

10. Временная типовая методика определения экономической эффективности осуществления природоохранных мероприятий и оценки экономического ущерба, причиняемого народному хозяйству загрязнением окружающей среды. / Извлечение. М.:, 1983. - 96 с.

11. Денисенко А.Г., Астахов H.JL, Данилов В.М. О состоянии топливоиспользования на ТЭС Минтопэнерго Российской Федерации. -Энергетик, 1993.-№4.-С. 13. 17.

12. Ефимочкин Г.И., Шмуклер Б.И., Авруцкий Г.Д. Совершенствование тепловых схем энергоблоков. // Теплоэнергетика, 2000. № 4. - с. 48.53.

13. М.Калугин Б.Ф., Матвеев А.С. Оптимизация схем паротурбинных установок суперсверхкритических параметров. // Известия Томского политехнического университета, 2002. Том 305, Вып.2. - С.95. 100.

14. Карпович А.И., Терещенко О.В., Бык Ф.Л. Оценка эффективности инвестиционных проектов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996. - 31 с.

15. Коваленко П.Ю. Оптимизация параметров БПЭ. Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: Сборник научных трудов. Выпуск 8 -Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2004. -С.19.27.

16. Коваленко П.Ю. Оптимизация энергоблоков повышенной эффективности на основе турбин Т-100-130. Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: Сборник научных трудов НГТУ. Выпуск 8 - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2004. - С.62.79.

17. Коваленко П.Ю., Щинников П.А. Повышение эффективности угольных энергоблоков ТЭЦ (методика оценки) // Теплоэнергетические агрегаты и системы. Сборник научных трудов НГТУ. Выпуск 7, Новосибирск: Изд-во НГТУ 2003, с. 27.36.

18. Корякин Ю.И. Камо грядеши, энергетика. Энергия, 1999. - №6.-С. 3.8.

19. Кутовой Г.П. О программе реструктуризации электроэнергетики России на 1997.2000 гг. Энергетическая политика, 1997. -№1. - С. 3. 10.

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

21. Ларионов B.C., Ноздренко Г.В., Щинников П.А., Зыков В.В. Технико-экономическая эффективность энергоблоков ТЭС. Новосибирск: Издательство НГТУ, 1998. - 30с.

22. Леонтьев А.И., Доброхотов В.И., Новожилов И.А., Мильман О.О., Федоров

23. B.А. Энергосберегающие и нетрадиционные технологии производства электроэнергии. Теплоэнергетика, 1999. - №4.-С. 2. 6.

24. Леонтьев В. Избранные статьи. С.-Петербург: Новое время, 1994. - 365 с.

25. Липец А.У. О перспективах развития котлов большой единичной производительности. // Теплоэнергетика, 1996. № 10. - с. 57.60.

26. Липец А.У., Кузнецова С.М., Дирина Л.В., Андреева А.Я., Буренкова Р.Б. Некоторые пути совершенствования котла и энергоблока на суперсверхкритические параметры пара. // Теплоэнергетика, 1998. №6.1. C.31.37.

27. Липец Л.У., Кузнецова С.М., Дирина Л.В. и др. Производство тепла в энергетических котлах. // Энергетик, 2001. -№10. С. 14. 16.

28. Липец Л.У. Новые разработки ЗиО по проблемам использования канско-ачинских углей в мощных энергоблоках. // Проблемы использования канско-ачинских углей на электростанциях. Сб. докладов. Красноярск, 2000.-с. 224.228.

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

30. Матвеева И.И., Новицкий Н.В., Вдовченко B.C. и др. Энергетическое топливо СССР. Справочник-М.: Энергия, 1979. 128 с.

31. Масленников В.Н., Выскубенко Ю.А., Штеренберг В.Я. и др. / Под ред. С.А.Христиановича. Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики. М., 1983. -264 с.

32. Медведев В.А., Липец А.У., Пономарев Н.В. и др. Эффективность комплексной модернизации хвостовой части действующих пылеугольных котлов. // Теплоэнергетика, 1999. -№8. С.43.47.

33. Мелентьев Л.А. Системные исследования в энергетике. М.: Наука, 1983. -455 с.

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

35. Ноздренко Г.В. Алгоритм расчета показателей эффективности теплоэнергетических установок при эксергетическом анализе. Изв. СО АН СССР. - Серия технических наук. - 1982. - ЛЬ3. - Вып.1. - с. 127-131.

36. Ноздренко Г.В. Использование эксергетической функции при математическом моделировании теплоэнергетических установок. Изв. ВУЗов. Энергетика. - 1976. - №10. - с. 139-142.

37. Ноздренко Г.В., Зыков В.В. Надежность теплооборудования ТЭС. / Учебное пособие. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996. - 72 с.

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

39. Ноздренко Г.В., Гурджиянц В.М., Овчинников Ю.В., Шаров Ю.И. Расчеты тепловых схем ТЭС. / Методические указания. Новосибирск: НЭТИ, 1991. - 62 е.: ил.

40. Ноздренко Г.В. Эксергетический анализ теплоэнергетических установок: учебное пособие. Новосибирск: НЭТИ, 1985. - 56 е.: ил.

41. Овчар В.Г., Гордеев В.В., Сотников И.А., Липец А.У. Опыт заводских разработок энергоблоков повышенной эффективности. // Теплоэнергетика, 1999.-№9.-С.2.5.

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

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

44. Ольховский Г.Г. Энергетические ГТУ за рубежом. // Теплоэнергетика. -1992. №9. - с.70-74.

45. Основные положения по составу затрат, включаемых в себестоимость продукции (работ, услуг) на предприятиях СССР. / №ВГ-7-Д. М.: 1990. - 17 с.

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

47. Попырин J1.C. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. М., 1978. - 416 с.

48. Пугач Л.И. Энергетика и экология. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1999. -197 с.

49. Семененко Н.А., Сидельковский Л.Н., Юренев В.Н. Котельные установки промышленных предприятий. М.: Л.: Государственное энергетическое издательство, 1960. - 392с.

50. Стырикович М.А., Сафонов Л.П., Берсенев А.П., Шевченко B.C. и др. Энергоблоки повышенной эффективности. // Теплоэнергетика, 1996. — №5. -С.39.42.

51. Тепловые и атомные электрические станции. Справ. Под общ. ред. В.А.Григорьева и В.М.Зорина., 2-е изд. - ТЗ. - М.: Энергоатомиздат, 1989. -608 с.

52. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. / Под ред А.М.Гурвича и Н.В.Кузнецова. М.:, Л.: Государственное энергетическое издательство, 1957. 232 с.

53. Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы. Справочник / Под. ред. Клименко А.В., Зорина В.М. -М.: Издательство МЭИ, 1999. 528с.

54. Томилов 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.

55. Томилов В.Г., Щинников П.А., Ноздренко Г.В. и др. Эффективность пылеугольных ТЭЦ с новыми экологообеспечивающими технологиями. -Новосибирск: Наука, 1999. 97 с.

56. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. М.: Энергоатомиздат, 1990.-640 с.

57. Шамлина Г.Г. Территориальные системы регулирования экономики. -Новосибирск: Советская Сибирь, 1994. 378 с.

58. Шаргут Я., Петела Р. Эксергия. // Перевод с польского Батурина Ю.И., Стржижовского Д.Ф. / Под ред. Бродянского В.М. М.: Энергия, 1968. - 278 е.: ил.

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

60. Шляхин П.М., Бершадский M.JI. Краткий справочник по паротурбинным установкам. / 2-е изд. М.: Энергия, 1970. - 216 с. с ил.

61. Щегляев А.В. Паровые турбины. 6-е изд. - Т1. - М.: Энергоатомиздат, 1993.-438 с.

62. Щинников П.Л. Постановка задачи оптимизации генерирующих мощностей энергосистемы. / Энергетика (Изв. Вузов и энергетических объединений СНГ). 2000. - №6. - С.66.72.

63. Щинников П.Л., Евтушенко Е.А., Овчинников Ю.В., Томилов В.Г. и др. Способ получения топливных брикетов. Патент на изобретение №2165956 RU, 2001. - Бюл. №12.

64. Щинников П.А., Евтушенко Е.А., Овчинников Ю.В., Томилов В.Г. и др. Сырьевая смесь для производства керамзита. Патент на изобретение №2153476 RU, 2000 - Бюл. №21.

65. Щинников П.А., Евтушенко Е.А., Овчинников Ю.В., Томилов В.Г. и др. Формовочная смесь. Патент на изобретение №2179960 RU, 2002. - Бюл. №6.

66. Щинников П.А., Коваленко П.Ю., Зыкова Н.Г. О повышении эффективности энергоблоков ТЭС. Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: Сборник научных трудов. Выпуск 8 - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2004. - С.28.35.

67. Щинников П.А., Ноздренко Г.В., Ловцов А.А. Эффективность реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ в парогазовые путем газотурбинной надстройки и исследование показателей их функционирования. Новосибирск: Наука, 2002. - 97 с.

68. Щинников П.А., Серант Ф.А., Коваленко П.Ю. и др. Повышение эффективности энергоблоков ТЭЦ. Ползуновский вестник №1. Барнаул: Изд-во АлтГТУ им. Ползунова, 2004.- С. 210.215.

69. Литовский Е. И. Потоки энергии и эксергии. М.: Наука, 1988. - 144 с.

70. Billotet Th., Johanntgen U., Saarbergvverke A.G. Begsbakh II Kraftvverk. Progressive Elektrizitatserzeugung aus Steinkohle- VGB «Kraftvverkstechnik», 1995 №1. - pp. 58.60.

71. Franke J., Krai R., Wittchow E. Dampferzeuger fur die nachste Kraftvverksgeneration // VGB KraftvverksTeehnik, 1999. №9. - pp. 40.45.

72. Integrated Gasification Combined Cycle Technology in the UK. // A Study of a 300 MWe Power Plant / Contractor Report Coal R005, march. 1992. - 12 p.

73. Kehr M., Gade U., Shettler H. Entvvicklungpotentiale innerhalb dar 800-/900-MW- Kraftwerksgeneration dar VEAG // VGB KraftvverksTeehnik, 1999. №8-pp. 1. 17.

74. Heimuller R.J., Kather A. Warme- und feuerungstechnisches Konzept des Dampferzeugers fur den BoA-Blok Niederaubenm К // VGB KraftvverksTeehnik, 1999. -№5.-pp. 75.82.

75. Schippers K., Wishnevski R., Keller J., Herbert P.K., Sendelbeck G. Kobra will demonstrate High Temperature Winkler IGCC/ // Modern Power Systems, February. 1993. - p.p. 41-50.

76. Suuburd E.M., Peters W.A., Howard J.B. Produkt composition and kinetic of lignait pirolis. // Ind. Eng. Chem. Proceses. Des, Dev. 1987. - №1. - p.p.37-46.86. www.gazprom.ru.87. www.lukoil.nl.88. www.rao-ees.ru.