Комплексное исследование ПГУ пылеугольных ТЭЦ с газовыми сетевыми подогревателями тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат технических наук Григорьева, Оксана Константиновна

• Григорьева, Оксана Константиновна
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Григорьева, Оксана Константиновна

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ПРЕДПОСЫЛКИ ПАРОГАЗОВОЙ РЕКОНСТРУКЦИИ

ПЫЛЕУГОЛЬНЫХ ТЭЦ.

1.1. Актуальность использования парогазовой технологии для пылеугольных ТЭЦ.

1.2. Технологическая готовность парогазовой технологии.

1.3. Анализ выполненных исследований схем и параметров ПГУ.

1.4. Выводы и задачи исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Показатели эксергетической эффективности ПГ-ТЭЦ.

2.1.1. Системный эксергетический подход.

2.1.2. Принципиальная структурная схема вычислительного комплекса.

2.1.3. Определение технико-экономических показателей ГТУ в составе энергоблока с ГСП.

2.1.4. Определение технических характеристик ГСП ПГУ.

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

2.3. Учет надежностных и режимных показателей.

2.4. Вероятностный критерий технико-экономической оптимизации.

2.5. Ограничения на применяемые методики расчетов.

2.6. Выводы.

ГЛАВА 3. ОПТИМИЗАЦИОННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ С ГСП.

3.1. Исходные условия.

3.2. Анализ термодинамических и расходных параметров.

3.3. Влияние системных факторов.

3.3.1. Влияние температуры окружающего воздуха (региона функционирования) на параметры ПГУ с ГСП.

3.3.2. Влияние единичной мощности энергокомпаний.

3.3.3. Влияние на оптимальные параметры разуплотнения графика нагрузки

3.3.4. Оптимальные параметры ПГУ с ГСП при изменении цены топлива.

3.3.5. Оптимальные параметры ПГУ с ГСП при изменении фоновой загазованности

3.4. Оптимальные параметры ГСП.

3.5. Выводы.

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОШМИЧЕСКИХ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПГ-ТЭЦ С ГСП.

4.1. Технико-экономическая эффективность теплофикационных энергоблоков ПГ-ТЭЦ с ГСП.

4.2. Влияние системных факторов на эффективность ПГ-ТЭЦ с ГСП.

4.3. Оценка эффективности инвестиций.

4.4. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Комплексное исследование ПГУ пылеугольных ТЭЦ с газовыми сетевыми подогревателями»

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

Соединение в одном теплофикационном энергоблоке газотурбинных и паротурбинных установок, работающих по высоко- и низкотемпературным циклам, позволяет повысить эффективность использования топлива и обеспечить рост КПД при работе ПТУ ТЭЦ в конденсационном режиме до 45.50%, т.е. до уровня, недостижимого для других тепловых двигателей.

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

При создании ПТУ ТЭЦ и реконструкции ТЭЦ по парогазовой технологии в основном используются следующие схемы: со сбросом газов газотурбинных установок (ГТУ) в котел-утилизатор (бинарная Ш У), в топку и конвективную шахту (ПГУ с HI И - низконапорным парогенератором), в газоводяной подогреватель (ГВП) с вытеснением части системы регенерации (ПГУ с ГВП), со сбросом газов в газовый сетевой подогреватель (ГСП) с вытеснением части сетевой установки (ПГУ с ГСП).

Комплексные исследования бинарных ПГУ, ПГУ с Hill и ПГУ с ГВП были выполнены ВТИ (Ольховский Г.Г., Березинец П.А.), МЭИ (Буров В.Д., Цанев С.В.), СГТУ (Андрющенко А.И., Дубинин А.Б.), Дженерал электрик, ABB, Сименс и др., а ПГУ с ГСП - еще только нарабатываются.

Очевидна также необходимость более широкого вовлечения твердого топлива в энергобаланс ТЭЦ при использовании парогазовых технологий. При этом обеспечивается экономия природного газа (в пересчете на условное топливо) до 35% за счет его вытеснения твердым топливом.

Поэтому проведение комплексных исследований ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП (ПГ-ТЭЦ с ГСП) является актуальным.

Целью диссертации является разработка методических подходов, математической модели и методов для комплексного исследования ПГУ пыле-угольных ТЭЦ с газовыми сетевыми подогревателями.

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

1. Методический подход к сопоставлению эффективности ПГУ пылеуголь-ных ТЭЦ с ГСП с традиционными ТЭЦ, который заключается в установлении на основе схемно-параметрической оптимизации зависимостей между расходно-термодинамическими параметрами и технико-экономической эффективностью ПГ-ТЭЦ с ГСП и определении в результате системного анализа рациональных областей использования ПГ-ТЭЦ с ГСП.

2. Методика математического моделирования ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП и разработанная на её основе математическая модель функционирования ПГ-ТЭЦ с ГСП при комплексном учете обеспечения графиков нагрузки, надежности энергоснабжения, возможных режимов работы, инфраструктуры (экологической, социальной, производственной) при неопределенности исходной информации.

3. Результаты комплексного исследования ПГ-ТЭЦ с ГСП и установленные основные закономерности влияния системных факторов на схемно-параметрические оптимальные решения, энергетическую и технико-экономическую эффективность ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП. Методы исследования: методология системных исследований в энергетике, математическое и компьютерное моделирование ТЭЦ, методы эксергети-ческого анализа и технико-экономической оптимизации в условиях неопределённости исходной информации.

Практическая значимость и использование результатов работы. Разработанная методика, методический подход, математическая модель, алгоритмы и программа расчета позволяют получать оптимальные схемно-параметрические решения по ПГ-ТЭЦ с ГСП. Рассчитанные техникоэкономические показатели ПГ-ТЭЦ с ГСП могут служить информационной базой для обоснования рациональных областей использования ПГ-ТЭЦ с ГСП как при реконструкции традиционных ТЭЦ, так и при разработке и созданию ПТУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП.

Результаты работы использованы в проектной организации ОАО «Но-ТЭП» при разработке программы реконструкции традиционных ТЭЦ в ПГ-ТЭЦ, в научной лаборатории теплоэнергетики НГТУ при технико-экономических исследованиях парогазовой технологии по схеме сбросов газов в сетевую установку, в учебном процессе - по специальностям 140100 - «Теплоэнергетика», 140101 - «Тепловые электрические станции» (при дипломном проектировании).

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обосновывается использованием методики технико-экономических и эксергетических системных исследований, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, теплопередачи, теории надёжности. Математические модели и компьютерное моделирование ПГ-ТЭЦ базируются на методах, апробированных и хорошо себя зарекомендовавших на решении ряда других задач подобного класса. При отработке моделей проведены сравнительные тестово-расчётные компьютерные эксперименты, выполнено сравнение рассчитанных параметров теплофикационных энергоблоков с реальными параметрами.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на семинарах: Проблемной лаборатории НГТУ (Новосибирск, 2002, 2003 гг.); на международных конференциях: KORUS-2003, -2005; наука и технологии (Новосибирск, 2003, 2005 г.), Радиоэлектроника, электротехника, энергетика (Москва, 2003 г.), ЗАО «СибКОТЭС» (Новосибирск, 2005).

Публикации. Основные положения и результаты диссертации опубликованы в 8 печатных изданиях: из них 6 - научных статей, 2 - тезисы и конференции.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы и приложения. Основной текст изложен на 120 страницах, содержит 53 рисунка, 7 таблиц.

Заключение диссертации по теме «Энергетические системы и комплексы», Григорьева, Оксана Константиновна

4.4. Выводы

1. ПГ-ТЭЦ с ГСП на базе турбин Т-50.250 МВТ и ПТ-50.80 МВт эффективнее ПТ-ТЭЦ в среднем на 11%.

2. Применение стандартного оборудования в составе ПГ-ТЭЦ с ГСП позволяют снизить удельные капиталовложения в блок на 6% по сравнению с традиционными энергоблоками ПТ-ТЭЦ, а при оптимизации - на 12%.

3. Удельные затраты на отпускаемую электроэнергию снижаются на 39% для Т-турбин и на 14% для ПТ-турбин, оптимизация параметров уменьшает эти показатели еще на 16% и на 13% соответственно. Удельные затраты ПГ-ТЭЦ на отпускаемое тепло со стандартными Т-турбинами увеличиваются на 50%, при оптимизации это увеличение составляет 19%. Удельные затраты на отпускаемое тепло ПТ-турбин, не меняются по сравнению с блоками ПТ-ТЭЦ, а при оптимизации снижаются на 19%. Наиболее эффективная ПГ-ТЭЦ с ГСП будет на базе турбины Т-180.

4. При увеличении мощности энергокомпаний обеспечивается рост функции цели (около 4%) за счет сокращения аварийного резерва.

5. При разуплотнении графика электрической нагрузки функция цели уменьшается в 1,16 раза.

6. При изменении экологической обстановки в ареале функционирования (при увеличении фоновых концентраций вредных веществ в приземном слое атмосферы от 0,4 до 0,8 ПДК) и при изменении стоимости топлива (от 20 до 50 $/т.у.т.) технико-экономическая эффективность (функция цели) уменьшается в среднем на 23%, а срок окупаемости возрастает в несколько раз.

7. Вложение инвестиций в ПГУ — энергоблок с ГСП эффективнее на 50%, чем в традиционный энергоблок. Срок окупаемости ПГУ с ГСП на базе турбины Т-180 составляет около 3 лет.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Разработан методический подход к сопоставлению эффективности ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП с традиционными ТЭЦ, который заключается в установлении на основе схемно-параметрической оптимизации зависимостей между расходно-термодинамическими параметрами и технико-экономической эффективностью ПГ-ТЭЦ с ГСП и определении в результате системного анализа рациональных областей использования ПГ-ТЭЦ с ГСП.

2. Разработана методика математического моделирования ПГУ пылеугольных ТЭЦ с ГСП и разработанная на её основе математическая модель функционирования ПГ-ТЭЦ с ГСП при комплексном учете обеспечения графиков нагрузки, надежности энергоснабжения, возможных режимов работы, инфраструктуры (экологической, социальной, производственной) при неопределенности исходной информации.

3. Выполнены комплексные исследования теплофикационных ПГУ с ГСП 66.392 МВт с Т- и ПТ-турбинами 50.250 МВт. Показано, что для оптимальных ПГУ с турбинами без промперегрева начальные давления и температура составляют 12,8 МПа, 520°С, а с промперегревом - 17.23,5 МПа, 520/(550.560)°С/°С, температура питательной воды 160°С, 200.220 °С, соответственно. Степень повышения давления и температура газов перед газовой турбиной - 20, 1227°С. Коэффициент теплофикации - 0,56.0,66. При этом КПД по отпуску электроэнергии ПГУ с ГСП - 0,45. .0,50.

4. Оптимальная эксергетическая эффективность ПГУ с ПТ-турбинами на 2.7% выше, чем с Т-турбинами. Эксергетическая производительность (как сумма электроэнергии и теплоэксергии) на 50.67% больше для ПГУ с Т-турбинами и на 23.25% для ПГУ с ПТ-турбинами по сравнению с традиционными паротурбинными энергоблоками. При этом оптимальный расход условного топлива ГТУ составляет соответственно 29.32% и 15. 16% от суммарного расхода топлива ПГУ с ГСП.

5. КПД парогазогенерирующей части оптимальной ПГУ с Т-турбинами — 0,66.0,70 (без промперегрева), 0,72.0,75 (с промперегревом).

6. Изменение системных факторов (таких, как температура окружающего воздуха, единичная установленная мощность энергокомпаний, разуплотнение графика электрической нагрузки) практически не изменяет оптимального профиля ПГУ с ГСП. Для районов с ценой топлива менее 35 дол/т.у.т оптимальный профиль ПГУ также не изменяется, а при более дорогом топливе для ПГУ с Т-180 давление пара становиться закритическим. При увеличении фоновой загазованности в 2 раза растут на 6. 12% температуры (начальной и питательной воды) паротурбинной ступени ПГУ.

7. Оптимальные параметры (диаметр трубок и диаметр корпуса) ГСП парогазовых энергоблоков 66.392 МВт с Т- и ПТ-турбинами 50.250 МВТ составляют 0,030.0,039 м, 5,0. 13,6 м.

8. Парогазовый энергоблок с ГСП на базе турбин Т-50. .250 МВТ и ПТ-50. .80 МВт эффективнее ПТ-ТЭЦ в среднем на 11%.

9. Применение стандартного оборудования в составе ПГ-ТЭЦ с ГСП позволяют снизить удельные капиталовложения в блок на 6% по сравнению с традиционными энергоблоками ПТ-ТЭЦ, а при оптимизации - на 12%.

10. Удельные затраты на отпускаемую электроэнергию снижаются на 39% для Т-турбин и на 14% для ПТ-турбин, оптимизация параметров уменьшает эти показатели еще на 16% и на 13% соответственно. Удельные затраты ПГ-ТЭЦ на отпускаемое тепло со стандартными Т-турбинами увеличиваются на 50%, при оптимизации это увеличение составляет 19%. Удельные затраты на отпускаемое тепло ПТ-турбин, не меняются по сравнению с блоками ПТ-ТЭЦ, а при оптимизации снижаются на 19%.

11. Наиболее эффективная ПГ-ТЭЦ с ГСП будет на базе турбины Т-180.

12. При увеличении мощности энергокомпаний обеспечивается рост функции цели (около 4%) за счет сокращения аварийного резерва.

13. При разуплотнении графика электрической нагрузки функция цели уменьшается в 1,16 раза.

14. При изменении экологической обстановки в ареале функционирования (при увеличении фоновых концентраций вредных веществ в приземном слое атмосферы от 0,4 до 0,8 ПДК) и при изменении стоимости топлива (от 20 до 50 $/т.у.т.) технико-экономическая эффективность (функция цели) уменьшается в среднем на 23%, а срок окупаемости возрастает в несколько раз.

15. Вложение инвестиций в ПГУ - энергоблок с ГСП эффективнее на 50%, чем в традиционный энергоблок. Срок окупаемости ПГУ с ГСП на базе турбины Т-180 составляет около 3 лет.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Григорьева, Оксана Константиновна, 2006 год

1. Аксимов Н.К., Березинец П.А., Васильев М.К. и др. Теплофикационная парогазовая установка мощностью 130 МВт // Теплоэнергетика—1992— №9.-С. 22-27.

2. Андреев Д. А. Эффективность газотурбинных и парогазовых ТЭЦ малой мощности: Автореф. дис. к.т.н. Саратов, 1999. - 19 с.

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

4. Андрющенко А.И. О термодинамической эффективности сложных циклов ГТУ в парогазовых установках // Теплоэнергетика. 1998. - № 3. -С. 68 - 72.

5. Андрющенко А.И. Системная эффективность бинарных ПГУ-ТЭЦ // Теплоэнергетика 2000 - № 12. - С. 11 - 15.

6. Андрющенко А.И. Термодинамические расчеты оптимальных параметров тепловых электростанций. М.: ВШ, 1963. - 230 с.

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

8. Андрющенко А.И., Лапшов В.Н. Парогазовые установки электростанций- М. JL: «Энергия», 1965. - 248 с.

9. Баринберг Т.Д., Длугосельский В.И Теплофикационные турбины мощностью 115 МВт в составе ПГУ-170 // Теплоэнергетика- 1998 №1. -С. 16-19.

10. Безлепкен В.П., Гольдштейн АД. О схемах надстройки паротурбинных установок газовыми турбинами // Теплоэнергетика 2000. - №5. - С. 56 — 58.

11. Березинец П.А., Васильев М.К., Костин Ю.А. Анализ схем бинарных ПГУ на базе перспективной ГТУ // Теплоэнергетика 2001. - №5. - С. 18 -30.

12. Березинец П.А., Васильев М.К., Ольховский Г.Г. Бинарные ПГУ на базе газотурбиной установки средней мощности // Теплоэнергетика-1999. — № 1.-С. 15-21.

13. Березинец П.А., Ольховский Г.Г. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий // Теплоэнергетика.- 2001. № 6. - С. 11 - 20.

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

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

16. Брумель Х.-Г. Направления и эффективность реконструкции тепловых электростанций // Теплоэнергетика-1999. № 11. - С. 78 - 80.

17. Буров В.Д., Конакотин Б.В. Цанев С.В. Особенности применения парогазовой технологии на угольных электростанциях // Энергосбережение и водоподготовка 1998. - №1. - С. 37 - 43.

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

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

20. Бухаркин Е.Н. Повышение эффективности теплофикационных ГТУ // Теплоэнергетика-1999 -№ 5. С. 54 - 58.

21. Бушуев В.В., Троицкий А.А. Энергетическая стратегия России и экономика страны // Теплоэнергетика 2004. - №1. - С. 21 - 27.

22. Верхивкер Г.П., Кравченко В.П., Лагута С.М. К вопросу повышения КПД парогазовых установок // Теплоэнергетика 2002 - №10. -С. 60 -64.

23. Гинсбург Г.В., Коновалов Г.М., Ломоносов В.А. Работы фирмы ОРГРЭС по подготовке к внедрению парогазовых технологий в производстве электрической и тепловой энергии // Электр. станции.-1998.-№5- С. 13— 20.

24. Голъдберг А.С., Котлер В.Р. Модернизация стареющих тепловых электростанций в США с использованием ПГУ // Электр, станции 1996. -№2.-С. 56-62.

25. Григорьева O.K. Актуальность реконструкции пылеугольных паротурбинных ТЭЦ по парогазовому циклу // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тез. Докл. Девятой Междунар. Науч.-техн. Конф. Студентов и аспирантов, 2003 Т. III. - С. 136.

26. Григорьева O.K. Определение технических характеристик газового сетевого подогревателя ПГУ // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: Сборник научных трудов / Под ред. акад. РАН В.Е. Накорякова. Вып. 8. Новосибирск: НГТУ, 2004 - С. 144 - 149.

27. Григорьева O.K. Экономия топлива в системе энергоснабжения потребителей от ПГ-ТЭЦ по сравнению с традиционной ТЭЦ // Теплоэнергетика: Сборник научных трудов / Под ред. акад. РАН В.Е. Накорякова. Вып. 7. Новосибирск: НГТУ, 2003.- С. 94 - 99.

28. Григорьева O.K. Эффективность парогазовых установок // Наука. Техника. Инновации. Региональная научная конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: Тезисы докладов в 6-ти частях. — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. Часть 6. С. 74 - 75.

29. Длугоселъский В.И., Гильде Е.Э. Теплофикационные ПГУ с газовыми турбинами мощностью 2,5-25 МВт // Теплоэнергетика- 1997 №12. -С. 2 - 5.

30. Длугоселъский В.И., Земцов А.С. Эффективность использования в теплофикации газотурбинных и парогазовых технологий // Теплоэнергетика.-2000.-№ 12.-С. 3-6.

31. Долин КВ., Иванов А.Б. Развитие ТЭЦ-27: паровой энергоблок или ПГУ // Электр, станции.- 2002. №10. - С. 7 - 12.

32. Дубинин А.Б., Андрющенко А.И, Осипов В.Н. Эксергетический метод исследований как основа совершенствования теплоэнергетических установок // Энергетика и электротехника // Вестник СГТУ — 2004 №3(4). — С. 31-44.

33. Дьяков А.Ф., Нечаев В.Р., Ольховский Г.Г. Техническое перевооружение действующих ТЭЦ // Теплоэнергетика 1996 - №7 - С. 24 — 29.

34. Дьяков А.Ф., Попырин Л.С., Фаворский О.Н. Перспективные направления применения газотурбинных и парогазовых установок в России // Теплоэнергетика- 1997.- №2 .- С. 59 65.

35. Дыбан Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики. Часть I. Энергетические газотурбинные установки // Промышленная теплотехника 1994. - №1.- С. 66 -83.

36. Дыбан Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики (обзор). Часть II. Парогазовые энергетические установки // Промышленная теплотехника 1994 - №2. -С. 72 - 92.

37. Зарубин JI.A., Симма Ф.Я., Горбачинский С.И. и др. Парогазовая установка ПГУ-350 НПО «Турбоатом» // Теплоэнергетика 1992.- №9 - С. 9 -14.

38. Земцов А.С., Брыскин А.С, Зыков Н.А. и др. Проект Калининградской ТЭЦ-2 с двумя парогазовыми энергоблоками ПГУ-450 // Электр, станции.- 2000. -№12. С. 48 - 53.

39. Зысин В.А. Комбинированные парогазовые установки и циклы. — М. — JL: Гос. энергетическое изд-во, 1962. 186 с.

40. Канаев А.А., Корнеев М.К Парогазовые установки. Конструкции и расчеты. — JL: Машиностроение, 1974. 240 с.

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

42. Ковалев В.В, Волкова О.Н. Анализ хозяйственной деятельности предприятия: Учебник. М.: ТК Велби, Изд-во Проспект, 2004. - 424 с.

43. Коган П.В. Влияние на экономичность теплофикационных турбин для ПГУ давления отбора пара на пиковую ступень подогрева сетевой воды //Теплоэнергетика 2001.- №9. - С. 68 - 71.

44. Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями: Монография/ П.А. Щинников, Г.В. Ноздренко, В.Г. Томилов и др. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. - 528 с.

45. Кононов Д.Ю. Зависимость требуемой динамики тарифов от темпов и условий развития электроэнергетики // Теплоэнергетика 2004 - №1 — С. 44-47.

46. Костюк Р.И. Разработка теплофикационных бинарных парогазовых установок и исследование технологии их эксплуатации (на примере ПГУ-450Т Северно-Западной ТЭЦ в Санкт-Петербурге): Автореф. дис. . канд. техн. наук. М., 1998. - 63 с.

47. Костюк РЖ, Писковацков КН., Блинов А.Н., Колесник В.И. Опыт создания теплофикационного парогазового энергоблока ПГУ-450Т СевероЗападной ТЭЦ// Теплоэнергетика.- 1999-№1- С. 10 14.

48. Костюк Р.И., Писковацков КН., Чугин А.В. и др. Некоторые особенности режимов эксплуатации головного энергоблока ПГУ-450Т // Теплоэнергетика- 2002 №9. - С. 6 - 11.

49. Кузнецов В. Северо-Западная ТЭЦ первенец нового поколения отечественных электростанций // Электр, станции - 2001. - №2. - С.З - 6.

50. Лапшов В.Н. Термодинамический анализ некоторых схем регенеративного подогрева питательной воды парогазовых установок // Изв. вузов «Энергетика».- 1965. -№12. С. 33 - 40.

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

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

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

54. Масленников В.М., Батенин В.М., Штеренберг В.Я. и др. Модернизация существующих паротурбинных установок путем газотурбинных надстроек с частичным окислением природного газа // Теплоэнергетика-2000.-№3.-С. 39-46.

55. Мелентъев Л.А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики. М., 1976. - 336 с.

56. Мелентъев Л.А. Системные исследования в энергетике. Элементы теории, направления развития. // М:, 1983. 455 с.

57. Меренков А.П. О развитии математического моделирования в системных энергетических исследованиях // Изв. АН. Энергетика и транспорт-1985.-№6.-С. 58-64.

58. 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.

59. 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.

60. Ноздренко Г.В. Эксергетический анализ теплоэнергетических установок. Новосибирск: НЭТИ, 1985. - 56 с.

61. Ноздренко Г.В. Эффективность применения в энергетике КАТЭКа экологически перспективных энерготехнологических блоков электростанций с новыми технологиями использования угля. Новосибирск: НЭТИ, 1992.-249 с.

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

63. Образцов С.В., Эдельман В.И. Электроэнергетика России в 1998 году. Основные итоги. // Электрические станции 1999. — №5. - С. 2 - 9.

64. Ольховский Г. Г. Газовые турбины для энергетики // Теплоэнергетика— 2004.- №1.- С. 33-43.

65. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России // Теплоэнергетика 1999 - № 1. - С. 2 - 9.

66. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом // Теплоэнергетика 1999.- №1. - С. 71 - 80.

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

68. Ольховский Г.Г. Совершенствование технологий комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ России // Энергетик — 2004 № 8. - С. 2 - 4.

69. Ольховский Г.Г. Показатели готовности ГТУ и ПГУ, работающих в базовом режиме // Теплоэнергетика.- 1999 №7 - С. 70 - 75.

70. Ольховский Г.Г. Разработка перспективных ГТУ в США // Теплоэнергетика 1996 - №6. - С. 23 - 28.

71. Осипов В.Н. Термодинамическая оптимизация схем и параметров бинарных парогазовых установок: Автореф. дис. .канд. техн. наук. Саратов, 2001. -16 с.

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

73. Полищук B.JJ., Ефимов В.С Пути создания перспективных мощных ГТУ нового поколения усложненной тепловой схемы и высокоэффективных ПГУ на их основе // Теплоэнергетика 1996 - №6 - С. 23 - 27.

74. Попырин Л.С., Волков Г.А., Дильман МД. Повышение эффективности функционирования парогазовых ТЭЦ в зимнее время // Теплоэнергетика.- 2000.- №12.- С. 22 28.

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

76. Попырин Л.С. Оптимизация параметров оборудования энергетических установок // Изв. АН. Энергетика и транспорт.- 1985 №5. - С. 60 -71.

77. Попырин Л.С, Штромберг Ю.Ю., Дильман МД. Надежность парогазовых установок // Теплоэнергетика 1999 - №7- С. 50-53.

78. Попырин Л.С., Щеглов А.Г. Эффективные типы парогазовых установок для ТЭС // Электрические станции 1997 - №7 - С. 8 - 17.

79. 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.

80. Растригин Л.А. Случайный поиск в задачах оптимизации многопараметрических систем. Рига, 1965. - 190 с.

81. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: «Энергия», 1976.-448 с.

82. Серебряников Н.И., Осыка А.С., Тажиев Э.И. и др. Газотурбинные и парогазовые установки // Электр, станции-1997 Спец. выпуск - С. 5359.

83. Смирнов И.А., Хрилев JI.C. Определение эффективности ввода газотурбинных агрегатов на площадках действующих ТЭЦ котельных // Теплоэнергетика.-2000-№12. .-С. 16-21.

84. Соколов А.А., Ларин Е.А. Системная топливная эффективность отопительных ПГУ в системах теплоснабжения // Энергетика и электротехника // Вестник СГТУ.- 2004.- №3(4). С. 103 - 108.

85. Степанов B.C. Анализ энергетического совершенства технологических процессов. Новосибирск, 1984. - 273 с.

86. Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы: Справ. / Под ред. А.В. Клименко и В.М. Зорина. М.: Изд-во МЭИ, 199. 3-е изд. - Т. 1. -527 с.

87. Типовой алгоритм расчета технико-экономических показателей мощных отопительных ТЭЦ М., 1983. - Т. 2. - 167 с.

88. Томилов В.Г., Пугач Ю.Л. и др. Эффективность пылеугольных ТЭЦ с новыми экологообеспечивающими технологиями Новосибирск: Наука, 1999.-97 с.

89. Томилов В.Г., Щинников П.А., Ноздренко Г.В. и др. Обоснование направлений развития пылеугольных ТЭЦ с новыми ресурсосберегающими технологиями. Новосибирск: Наука, 2000. - 147 с.

90. Трояновский Б.М. Парогазовые установки с паровыми турбинами трех давлений // Теплоэнергетика 1995 - №2 - С. 75 - 80.

91. Трухний А.А. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Часть 1. Объект и методика проведения исследования // Теплоэнергетика 1999 - №1 - С. 27 - 32.

92. Трухний А.А. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Часть 2. // Теплоэнергетика 1999. - №7 - С. 29 -36.

93. Фаворский О.И., Асланян Г.С. и др. Проблемы, стоящие перед энергетическим сектором страны // Теплоэнергетика 2004 - №1 - С. 28 - 32.

94. Хлебалин Ю.М. Пути повышения экономичности и конкурентноспособности паротурбинных ТЭЦ // Энергетика и электротехника // Вестник СГТУ.- 2004.- №3(4). С. 115 - 120.

95. Читашвжи Г.П. Расчет показателей тепловой экономичности и удельных расходов топлива на газотурбинных блок-ТЭЦ // Теплоэнергетика — 1996.-№6.-С. 14-17.

96. Шаргут Я., Петела Р. Эксергия. М.: Энергия, 1968. - 279 с.

97. Шаргут Я.Я. Распределение затрат на производство тепла и электроэнергии на ТЭЦ. // Теплоэнергетика 1994 - №12. - С. 62 - 66.

98. 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. - 96 с.

99. Щинников П.А., Серант Ф.А., Ловцов А.А., Зыкова Н.Г., Коваленко П.Ю., Вихман О.А., Бородихин КВ., Григорьева O.K., Егорова Е.М., Тэр-бищ Ц. Повышение эффективности энергоблоков ТЭЦ // Ползуновский вестник.- 2004.-№1. С. 210 - 214.

100. Эксергетические расчеты технических систем / Справочное пособие. Бродянский В.М., Верхивкер Г.П., Карчев Я.Я. и др.: Под ред. До-линского А.А., Бродянского В.М. -Киев: Наукова Думка, 1991. - 360 с.

101. Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. // Прил. к об-ществ.-дел. журн. "Энергетическая политика".- М.: ГУ ИЭС, 2003.-136 с.

102. Aizawa Z, Carberg W. Optimization of an Advanced Combined Cycle and its Application to the Yokohama Thermal Power Station №7 and №8 Groups // ASME Paper. 92 GT - 351.

103. Gas turbine power plants // Power 1994. - Vol. 138 - № 6. - P. 17 - 31.

104. Shields С., Thomson N. Keadby the first 9F combined cycle power plant // Mod. Power Syst. - Sept., 1993. - P. 41 - 47.

105. Smith D. J. Advanced gas turbine provide high efficiency and low emissions // Power Eng. Int. 1994. - Vol.98.- № 3. - P. 23-27.

106. Stambler I. Hardware being readied for prototype testing in Advanced Turbine Systems // Gas Turbine World.- 1998.-№1 2. - P. 36 - 41.