Оптимизация параметров и схем пылеугольных газотурбинных мини-ТЭЦ с технологией внешнего сжигания тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.01, кандидат технических наук Зыков, Владимир Васильевич

• Зыков, Владимир Васильевич
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Зыков, Владимир Васильевич

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ПЕРСПЕКТИВЫ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ГОТОВНОСТЬ

ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГТУ В МИНИ-ТЭЦ.

1.1. Актуальность и технологические возможности развития газотурбинных мини-ТЭЦ в теплоэнергетических комплексах.

1.2. Предпосылки использования ГТУ в мини-ТЭЦ. Реакторы газификации как элементная база угольных теплофикационных газотурбинных установок.

1.3.1. Технологическая готовность.

I . . ^ *

1.3.2. Схемно-параметрические решёния при разработке газотурбинной мини-ТЭЦ.

1.3.3. Методические подходы к оценке параметров частичной газификации измельченного угля в термоциклонном предтопке.

1.3.4. Задачи исследования.

Глава 2. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1. Основные положения выбора сравниваемых вариантов.

2.2. Структурное моделирование технологических схем.

2.3. Обоснование критерия эффективности.

2.4. Методика оптимизации вычислительных экпериментов.

2.5. Выводы.

Глава 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАТРАТНЫХ СОСТОВЛЯЮЩИХ КРИТЕРИЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

3.1. Определяющие параметры критерия эффективности.

3.1.1. Оценка стоимости установленного оборудования.

3.1.2. Удельные затраты при производстве Е0.

3.1.3. Удельные затраты при производстве Ех.

3.1.4. Удельные затраты при производстве Е2.

3.1.4. Удельные затраты при производстве Е3.

3.2. Параметры термоциклонного предтопка.

3.3. Определение профиля котлоагрегата ГТ-МТЭЦ с внешним сжиганием. И

3.3.1. Конструктивно-компоновочные параметры.

3.3.2. Экологические параметры.

3.3.3. Оценка капиталовложений.

3.4. Выводы.

Глава 4. КОМПЛЕКСНАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ И СИСТЕМНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГТ-МТЭЦ С ВНЕШНИМ СЖИГАНИЕМ.

4.1. Выбор значений параметров и конструктивно-компоновочных решений по энергоблоку ГТ-МТЭЦ.

4.2. Влияние комбинированного производства энергии на эффективность ГТ-МТЭЦ.

4.3. Влияние разуплотнения графика нагрузки.

4.4. Энергетическая и экономическая устойчивость оптимальных решений.

4.5. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация параметров и схем пылеугольных газотурбинных мини-ТЭЦ с технологией внешнего сжигания»

Децентрализация энергоснабжения локальных и удаленных потребителей на базе газотурбинных мини-ТЭЦ (ГТ-МТЭЦ) объективный процесс развития малой энергетики, определяемый условиями рыночной экономики. Основные стимулирующие факторы этого процесса: сокращение инвестиционного цикла за счет малых сроков строительства; относительно низкие инвестиции (нет необходимости в сооружении распределительного устройства с повышающим трансформатором, так как близость потребителя и малая единичная мощность электрогенераторов позволяет осуществлять энергоснабжение потребителей на генераторном напряжении); существенно низкие затраты в тепловую сеть; возможность размещения на малых территориях, выделенных для городских и заводских котельных; высокая тепловая эффективность, быстрая окупаемость и высокая надежность энергоснабжения потребителей.

При диапазоне электрической мощности от пяти до двадцати и тепловой - от пяти до сорока мегаватт, характерных для ГТ-МТЭЦ, принципиально возможно большое число их вариантов, отличающихся графиками электрических и тепловых нагрузок, составом основного оборудования, видом топлива, наличием связи с централизованными электрическими и тепловыми сетями.

Известны три подхода к определению электрической мощности: на базе теплового потребления, позволяющего получить наибольшую экономию топлива от комбинированного энергоснабжения, и по максимуму электрической нагрузки потребителя, дающему меньшую экономию топлива, но обеспечивающему надежную работу по электрическому графику нагрузки (при связи ГТ-МТЭЦ с энергосистемой) и по наибольшему экономическому эффекту в народном хозяйстве.

Непрерывный рост цен на энергоносители и все виды энергии, частые аварийные отключения при монопольном производстве электроэнергии, взаимные неплатежи непосредственно влияют на выживаемость предприятий, повышая себестоимость и снижая конкурентоспособность их продукции, и вызывают естественное стремление не только крупных, но и относительно небольших предприятий к сооружению собственных ГТ-МТЭЦ.

Для угольных регионов Сибири создание и внедрение пылеугольных газотурбинных мини-ТЭЦ как объектов развивающейся малой энергетики является актуальной задачей. Актуальность обостряется окончанием и, так называемой «газовой паузы» в энергетике.

В современных условиях эта задача может быть решена на основе применения новых технологий использования угля и новых технологических решений для ГТ-МТЭЦ.

В данной работе на основании методологии экономико-эксергетических системных исследований решена народно-хозяйственная проблема оптимизации параметров и схем пылеугольных ГТ-МТЭЦ с технологией внешнего сжигания и предварительной термоподготовкой пылеугольного топлива в термоциклонных предтопках (ТЦП). Такая технология позволяет создавать пылеуголь-ные газотурбинные МТЭЦ благодаря организации внешнего сжигания. По сравнению с традиционной технологией камера сгорания газотурбинной установки заменяется котлом с ТЦП, что обеспечивает как энергоресурсосбережение путем вовлечения в энергобаланс низкореакционного и некондиционного топлива (промпродукт, отсевы и т.п.), так и экологосбережение путем снижения выбросов вредных веществ, главным образом окислов азота, за счет организации процесса термоподготовки пылеугольного топлива в ТЦП и последующего сжигания в топке котла уже газовзвеси (двухфазного экологичного топлива).

Объект исследования-, пылеугольная ГТ-МТЭЦ с технологией внешнего сжигания и предварительной термоподготовкой пылеугольного топлива в ТЦП.

Основные задачи исследования'. 1. Разработка методики технико-экономических расчетов и оптимизации ГТ-МТЭЦ с экологически перспективной технологией частичной газификации угля в термоциклонном предтопке при внешнем сгорании в ГТУ и — с комплексным учетом обеспечения графиков электрических и тепловых нагрузок, заданной надежности энергоснабжения, возможных режимов работы в энергосистеме ТЭК и современных требований к инфраструктуре и экономическим отношениям.

2. Обобщение результатов экспериментальных, опытно-промышленных и функционирующих газотурбинных и газификационно-реакторных установок и предтопков по режимам, схемам, параметрам и экономическим характеристикам с целью использования их в качестве исходных данных для оптимизации и исследования ГТ-МТЭЦ.

3. Комплексная оптимизация и разработка рекомендаций по выбору параметров и характеристик оборудования ГТ-МТЭЦ с технологией внешнего сжигания и ТЦП.

4. Определение технико-экономической эффективности и оптимального профиля ГТ-МТЭЦ с технологией внешнего сжигания и ТЦП.

Методы исследования: методика экономико-эксергетических системных исследований в энергетике, математическое и компьютерное моделирование ГТ-МТЭЦ с технологией внешнего сжигания и термоподготовкой пылеуголь-ного топлива в ТЦП в реальных условиях функционирования, методы экономи-ко-эксергетической оптимизации теплоэлектростанций.

Научная новизна работы: Разработана методика технико-экономических расчетов и оптимизации параметров и схем ГТ-МТЭЦ с технологией внешнего сжигания и термоподготовкой пылеугольного топлива в ТЦП при комплексном учете обеспечения графиков нагрузки, заданной надежности энергоснабжения, возможных режимов работы в энергосистеме и современных требований к инфраструктуре (экологической, социальной, производственной).

Обобщены результаты экспериментальных, опытно-промышленных и функционирующих газотурбинных и газификационно-реакторных установок и предтопков по режимам, схемам, параметрам и экономическим характеристикам и полученные результаты использованы в качестве исходных данных для оптимизации и исследования ГТ-МТЭЦ.

Впервые выполнена комплексная оптимизация параметров и схем ГТ-МТЭЦ с технологией внешнего сжигания и ТЦП и на ее основе выявлены основные закономерности влияния системных факторов на оптимальные характеристики энергооборудования, профиль энергоблоков ГТ-МТЭЦ и его технико-экономическую эффективность в условиях обеспечения графиков нагрузок, надежности ГТ-МТЭЦ и энергоснабжения при экологических и системных ограничениях.

Впервые предложен и применен в системных исследованиях ГТ-МТЭЦ технико-экономический определяющий критерий, что позволило получить достаточно обобщенные и устойчивые оптимальные решения.

На основе проведенных системных исследований ГТ-МТЭЦ с внешним сжиганием и ТЦП сформулированы рекомендации по выбору параметров, схем и профилю энергооборудования.

Работа выполнялась в рамках Федеральной целевой программы «Интеграция высшей школы и академической науки» (проект №330).

Практическая значимость. Результаты экономико-эксергетических системных исследований ГТ-МТЭЦ с внешним сжиганием и термоподготовкой пыле-угольного топлива в ТЦП комплексно определяют:

- взаимосвязь технологических, режимных, экономических, надежностных, экологических и инфраструктурных факторов при производстве и отпуске электрической и тепловой энергии в реальных условиях работы ГТ-МТЭЦ в энергосистеме;

- научно-методическую основу формирования исходной информации по определению рациональных путей создания и совершенствования ГТ-МТЭЦ с технологией внешнего сжигания и ТЦП.

Получены оптимальные характеристики энергооборудования ГТ-МТЭЦ с технологией внешнего сжигания и ТЦП. Сформированы рекомендации по выбору параметров и схем и профилю энергооборудования. Обобщены с позиций информационного обеспечения системного анализа результаты экспериментальных, опытно-промышленных и функционирующих газотурбинных и гази-фикационно-реакторных установок и предтопков по режимам, схемам параметрам и экономическим характеристикам.

Достоверность результатов и выводов диссертационной работы обоснована использованием методики системных исследований в энергетике, фундаментальных закономерностей технической термодинамики, теплопередачи, теории надежности и эксергетического подхода. Математическое и компьютерное моделирование функционирования ГТ-МТЭЦ с внешним сжиганием и ТЦП базируются на методах, апробированных и хорошо себя зарекомендовавших на решении ряда других задач подобного класса. Проведено сравнение параметров теплофикационных ГТ-энергоблоков с опубликованными данными.

Внедрение результатов работы. Результаты диссертационной работы внедрены в проектной организации ОАО «Теплоэлектропроект» на стадии использования результатов по ГТ-МТЭЦ в проектной практике, ЗАО «КОТЭС» на стадии использования результатов при моделировании процессов в ГТ-энергоблоках, ОАО «НовосибирскНИИхиммаш» на стадии разработки технико-экономического обоснования реконструкции котлов ТЭЦ ПВС ЗСМК с применением ТЦП, в учебном процессе НГТУ.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на семинарах проблемной лаборатории теплоэнергетики НГТУ (Новосибирск, 1996. 1999 гг.), на международных симпозиумах и конференциях «KORUS'98» (Томск, 1998 г.), «Confer on the combustion» (Brno, 1997 г.), «Проблемы энергосбережения и рационального использования энергоресурсов в сибирском регионе» (Новосибирск, 1997 г.), «Science and Technology» (Корея, 1997 г.), «Использование методов математического моделирования в котельной технике» (Красноярск,

1996 г.), «Проблемы повышения эффективности и надежности систем тепло-энергоснабжения» (Саратов, 1999 г.).

Публикации. Основные положения и результаты диссертационной работы опубликованы в 19 печатных изданиях.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (147 наименований, из них 67 иностранных) и приложения (акты об использовании). Основной текст изложен на 161 страницах, содержит 37 рисунков, 16 таблиц.

Заключение диссертации по теме «Энергетические системы и комплексы», Зыков, Владимир Васильевич

4.5. Выводы

1. Выполнена комплексная оптимизация параметров и системные исследования ГТ-МТЭЦ с внешним сжиганием. Оптимальная начальная температура для энергоблоков 5. 15 МВт должна выбираться на уровне 1020. 1280 К при оптимальной степени повышения давления 15,5. 15,0. Для соответствующего котла оптимальный диаметр трубок - 0,04.0,055 м при удельном их количестве 1000.400 шт/кгу, высота топки 23.26 м, объем ее о

1000. 1250 м . Диаметр и длинна ТЦП выбираются на уровне 0,9. .1,1 ми 5,0.4,5 м. Удельная поверхность сетевого подогревателя — 1500. 1200 м2/кг у.

2. Определяющим технико-экономическим критерием является Апь который является основным влияющим фактором при оценке эффективности ГТ-МТЭЦ.

3. Предварительная термоподготовка угля в ТЦП в составе энергоблока ГТ-МТЭЦ эффективна для энергоблоков малой мощности. При работе на переменных режимах параметры термоподготовки меняются слабо и регулирование топочного процесса при снижении или увеличении нагрузки осуществляется изменением расхода рабочего топлива. При уменьшении числа часов использования установленной мощности с 6000 до 4000 час/год оптимизируемые параметры так же меняются слабо, что говорит об устойчивости оптимальных решений при разуплотнении графика нагрузки. В условиях изменения экологических факторов, параметры термоподготовки и термодинамического цикла практически не изменяются. Эффективность работы рассматриваемого энергоблока меняется незначительно, что говорит об устойчивости оптимальных решений.

4. Увеличение комбинированной выработки электроэнергии за счет роста теплофикационной нагрузки в 1,5 раза приводит к повышению технико

139 экономической эффективности ГТ-МТЭЦ в 1,3. 1,5 раза при электрической мощности 10. 15 МВт. При этом оптимальная степень повышения давления уменьшается на 15. 10 %, а начальная температура растет на 20. 10 %.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Разработана методика технико-экономических расчетов и оптимизации параметров и схем ГТ-МТЭЦ с внешним сжиганием и термоподготовкой пылеугольного топлива в ТЦП при комплексном учете обеспечения графиков нагрузки, заданной надежности энергоснабжения, возможных режимов работы в энергосистеме и современных требований к инфраструктуре (экологической, социальной, производственной).

2. Впервые выполнена комплексная оптимизация параметров и схем пылеугольной ГТ-МТЭЦ с технологией внешнего сжигания с целью получения рекомендаций по выбору параметров и характеристик энергооборудования. Определены технико-экономическая эффективность и оптимальный профиль ГТ-МТЭЦ с технологией внешнего сжигания. Оптимальная температура для энергоблоков 5.15 МВт должна выбираться на уровне 1020. 1280 К при оптимальной степени повышения давления 15,5. 15,0. Для соответствующего котла оптимальный диаметр — 0,04.0,055 м при удельном их количестве 1000.400 шт/кг у, высота топки о

23.26 м, ее объем 1000. 1250 м . Оптимальный диаметр и длина ТЦП — соответственно, 0,9. 1,1 м и 5,0.4,5 м. Удельная поверхность сетевого подогревателя — 1500. 1200 м /кг у.

3. Впервые предложен и применен в системных исследованиях ГТ-МТЭЦ технико-экономический определяющий критерий, что позволило получить достаточно обобщенные и устойчивые оптимальные решения. Определяющим технико-экономическим критерием и основным влияющим фактором при оценке эффективности ГТ-МТЭЦ является Ащ. Изменение цены топлива при варьировании Ап1 на 10.30 % (что соответствует удорожанию топлива в 1,5.2,0 раза) приводит к увеличению Ъ менее, чем на 10 % при достаточной устойчивости оптимальных параметров. Эти параметры устойчивы и в условиях изменения экологических факторов {Ъ изменяется менее, чем на 3 %). Оптимизируемые параметры практически мало меняются и при разуплотнении графиков нагрузки в области числа часов использования установленной мощности ГТ-МТЭЦ 6000.4000 час/год.

141

4. Увеличение комбинированной выработки энергии за счет роста теплофикационной нагрузки в 1,5 раза приводит к повышению технико-экономической эффективности ГТ-МТЭЦ в 1,3. 1,5 раза при электрической мощности 10. 15 МВт. При этом оптимальная степень повышения давления уменьшается на 10. 15 %, а начальная температура растет на 20. 10 %.

5. Увеличение аварийного резерва при вводе в энергосистему (мощностью 2.2,5 ГВт) 10.30 энергоблоков по 10.20 МВт в составе пылеугольных газотурбинных МТЭЦ составит 0,15.0,10 МВт/МВт установленной мощности энергоблока.

Совокупность представленных результатов составляет научную основу экономико-эксергетических системных исследований пылеугольных ГТ-МТЭЦ с технологией внешнего сжигания при термоподготовке в ТЦП и научную новизну диссертации.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Зыков, Владимир Васильевич, 1999 год

1. Вольберг Д.Б. Основные тенденции в развитии энергетики мира. // Теплоэнергетика. 1995, -№9. -С.5-12;

2. Доброхотов В.И. Энергосбережение — важнейшее направление новой энергетической политики России. // Теплоэнергетика. 1993, -№4. -С.2-5;

3. Щеглов А.Г. Влияние научно-технического прогресса на повышение эффективности производства электроэнергии и тепла. // Теплоэнергетика. 1993,-№4. -С.6-13.

4. Андрющенко А.И. Энергетическая эффективность теплофикации от блок-ТЭЦ на базе районных котельных. // Энергетика. Известия ВУЗов. 1991, -№6. -С.3-7.

5. Хрилев Л.С., Воробьев М.С., Кутовой Г.П., Рафиков Л.П. Развитие теплофикации в рыночных условиях с учетом формирования электрического и топливно-энергетического балансов страны. // Теплоэнергетика. 1994, -№12. -С.2-10.

6. Соколов Е.Я., Мартынов В.А. Энергетические характеристики газотурбинных теплофикационных установок. // Теплоэнергетика. 1994, -№12. -С.11-16.

7. Смирнов И.А., Молодюк В.В., Хрилев Л.С. Определение экономической эффективности и областей применения газотурбинных теплофикационных установок средней и малой мощности. // Теплоэнергетика. 1994, -№12. -С. 17-23.

8. Конрад А.Д., Ларин Е.А., Шелудько Л.П. Экономическая эффективность газотурбинных мини-ТЭЦ. // Энергетика. Известия ВУЗов. 1991, -№7. -С.106-108.

9. Ноздренко Г.В., Овчинников Ю.В., Зыков В.В. Экологичная газотурбинная мини-ТЭЦ на угле. // Физико-технические и экологические проблемы теплоэнергетики. Сб. НГТУ. -Новосибирск. 1993. -С.65-72.

10. Ноздренко Г.В., Зыков B.B. Экологически перспективные энергоблоки электростанций. // Новосибирск. НГТУ, 1996. -85С.

11. Перспектива применения газовых турбин в энергетике. // Теплоэнергетика. 1993. -С.2-9.

12. Степанов И.Р. Котлы с предвключенными газотурбинными установками. // Теплоэнергетика. 1995, -№4. -С.41-43.

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

14. Шерстобитов И.В., Бирюков Б.В. Об эффективности парогазовой установки с перерасширением рабочего тела в газовой турбине. // Энергетика. Изв. ВУЗов. 1987, -№4. -С.82-87.

15. Росляков П.В., Буркова A.B., Егорова JI.E., Бурлов В.Ю., Наздрюхина Г.В. Минимизация выбросов окислов азота комбинированными энергетическими установками на базе ГТУ малой мощности. // Теплоэнергетика. 1993, -№7. -С.49-54.

16. Березинец П.А., Горин В.И., Нестеров Ю.В. Перспективные парогазовые установки с газификацией канско-ачинского угля для экологически чистой Березовской ГРЭС-2. // Теплоэнергетика. 1991, -№6. -С.17-24.

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

18. Ольховский Г.Г. Энергетические ГТУ за рубежом. // Теплоэнергетика. 1992, -№9. -С.70-74.

19. Stambler I. Second generation PFBC coal plants target 50% HHV efficiency. // Gas Turbine World. 1993. vol.23, -№6, -p.22-27.

20. Little D.A., Bannister R.I., Wiant B.C., Development of Advanced Gas Turbine Systems. // IGII. vol.8. ASME Cogen Turbo Power. -Book -№100348, 1993. -p.271-280.

21. Bannister R.I., Cheruvu N.S., Little D.A., McQuiggan G. Development Requirements for an Advanced Gas Turbine System. // Turbo Expo94. Hague. -Holland, June 13-16.

22. Тихоплав В.Ю. Научно-техническое прогнозирование в газотурбинострое-нии. // Энергетика. Изв. ВУЗов. 1992, -№3. -С.3-11.

23. Арсеньев Л.В., Ходак Е.А., Ромахова Г.А., Соколов Н.П., Подещук В.Г. Совершенствование комбинированных установок с паровым охлаждением газовой турбины. // Теплоэнергетика. 1993, -№3-4. -С.31-35.

24. Орлов В.Н. Газотурбинный двигатель авиационного типа НК-37 для электростанции. // Теплоэнергетика. 1992, -№9. -С.27-31.

25. Тихоплав В.Ю., Сударев A.B., Орлов А.П. Выбор структуры высокотемпературной газотурбинной установки с керамическими элементами. // Промышленная теплотехника. 1990. т. 12, -№4. -С.77-89.

26. Кириллов И.И., Сударев A.B., Резников А.Г. Керамика в высокотемпературных ГТУ. // Промышленная теплотехника. 1988. т. 10, -№6. -С.67-87.

27. Столярова С.Ф., Кузнецов А.Л., Тихомиров Б.А. Целесообразные направления повышения экономичности ГТУ. // Теплоэнергетика. 1989, -№7. -С.68-70.

28. Ольховский Г.Г. Разработка перспективной ГТУ в Японии. // Теплоэнергетика. 1989. -№10. -С.73-76.

29. Газотурбинные установки: Картотека зарубежных аналогов. // -М.: НИИЭИНФОРМЭнергомаш. 1987. карты 1-22.

30. Бойд, Крейнер AGT 101/АТТАР: Программа применения керамики в газовых турбинах. // Современное машиностроение. Сер. А. 1989, -№9, -С.96-106.

31. Кириллов И.И., Сударев A.B., Резников А.Г. Керамика в высокотемпературных ГТУ. //Промышленная теплотехника. 1988. т.10, -№6. -С.67-87.

32. Богорадовский Г.И., Корневский Л.Г., Темиров A.M., Голод Л.А. Экспериментальные исследования влияния впрыска пара в камеру сгорания ГТУ на характеристики агрегата. // Теплоэнергетика. 1994, -№10. -С.43-44.

33. Moeller D.J., Klop D. Simpson paper is operating first jet engine cogeneration plant in U.S. // Pulp and paper. 1986. 60, -№6. -рЛ 36-141.

34. Bobbi Mark A. Land and marine gas turbine aftermarket opportunity. // Turbomach Int. 1986. 29, -№9. -p.33-35.

35. Smith Douglas J., Reynolds Mona Cogeration, small power production show rapid growth. // Power Eng. 1986. 90, -№10. -p.20-26.

36. Ablitt Ivor Governmant centre cogeration plant handed over in Miami, Florida. // Int. Power Generation. 1987. 10, -№2. -p. 13-15.

37. Advanced gas turbine. // New Tech. Japan. 1986. 14, -№6. -p.10-12.

38. Todd D.M., Chase D.L. Peoples Republic takes to combined cycle. // Mod. Power Systems. 1986. 6, -№8. -p.30-32.

39. Bontius G.H., Kema N.V., Doelman J. Combined heat and power generation in the Netherlands. // Energy: Needs, Expect, World Energy Conf. 13th Congr. Cannes, Oct. 1986. Techn. Pap. Div.4. -Sess. 4.1.

40. Gas Turbine Conference Report on ASME 1986. // Middle East Elec. 1986. 10, -№8. -p.50-54.

41. Widman Bruce Gas turbine operation on wide energy range gas fuel. // Diesel and gas turbine Worldwide. 1986. 18, -№5. -p.54-56.

42. Соколов Е.Я., Мартынов B.A. Энергетические характеристики газотурбинных теплофикационных установок. // Теплоэнергетика. 1994, -№12. -С. 1116.

43. Качан А.Д., Смирнов И.А., Баркат Кхчер, Hyp Ахмад Условия повышения термодинамической эффективности утилизационных ГТУ. // Теплоэнергетика. 1992, -№12. -С.38-42.

44. Амосов А.Ф., Ахрамеев В.И., Бумарсков А.О., Тутник М.Н. и др. Тепловые испытания газотурбинной установки ГТЭ-45 на Якутской ГРЭС в период опытной эксплуатации. // Теплоэнергетика. 1994, -№9. -С. 13-19.

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

46. Нгуен Ван Лок, Белосельский Б.С. Разработка и оптимизация процесса внутрицикловой экологически чистой пирогазификации твердого топлива на ТЭС. // Теплоэнергетика. 1994, -№9. -С.58-60.

47. Baughn J.W., Kerwin R.A., Measurements of the thernodynamic performance of a gas turbine cogeration system. // Int. J. Energy Systems. 1987. 7, -№1, -p. 1-4.

48. Rise I.G. Thermodynamic evaluation of gas turbine cogeneration cycles. // Trans, ASME: J. Eng. Gas Turbines and Power. 1987. 109, -№1. -p.1-15.

49. Rufford George Small scale combined heat and power systems. Technical aspects and governing regulations. // Heat and Vent. Eng. 1986. 59, -№675. -p. 1013.

50. Huang F.F., Wang Ling Thermodynamic study of an indirect fired air turbine cogeration system with reheat. // Trans. ASME: J. Eng. Gas Turbines and Power. 1987. 109, -№1. -p.16-21.

51. Baughn J.W., Bagheri N. The effect of thermal matching on the thermodynamic performance of gas turbine and 1С engine cogeneration systems. // Trans. ASME: J. Eng. Gas Turbines and Power. 1987. 109, -№1. -p.39-45.

52. Baughn J.W., Kerwin R.A. A comparison of the predicted and measured thermodynamic performance of a gas turbine cogeneration system. // Trans. ASME: J. Eng. Gas Turbines and Power. 1987. 109, -№1. -p.32-38.

53. Эксергетические расчеты технических систем / Справочное пособие. — Бродянский В.М., Верхивкер Г.П., Карчев Я.Я. и др.: Под ред. Долинского А.А., Бродянского В.М. -Киев: Наукова Думка. 1991. -360С.

54. Андрющенко А.И., Попов А.И. Основы проектирования энерготехнологических установок электростанций. //М.: Высшая школа. 1980. -240С.

55. Evans R., Crellin g., Tribus M. Thermodynamic Consideration of Sea Water Demineralization. // Ch. I. Principles of Desalination. Academ Press. 1966. -76p.

56. Эль-Саид Я., Эванс P. Термоэкономика и проектирование тепловых систем. // ASME. 1970, -№1. -С.2-31.

57. Шаргут Я., Петела Р. Эксергия. // М.: Эгсергия. 1968. -279С.

58. Андрющенко А.И., Аминов Р.З., Хлебалин Ю.М. Теплофикационные установки и их использование. // М.: Высшая школа. 1989. -256С.

59. Андрющенко А.И., Дубинин А.Б., Ларин Е.А. О показателях экономической эффективности энергетических объектов. // Энергетика. Известия Вузов. 1990, -№7. -С.3-6.

60. Попырин Л.С., Денисов В.И., Светлов К.С. О методах распределения затрат на ТЭЦ. // Электрические станции. 1989, -№11. -С.20-25.

61. Бродянский В.М. Эксергетический метод термодинамического анализа. // М.: Энергия. 1973. -296 С.

62. Манушин Э.А., Соснов Ю.В. Разработка высокоэффективных полузамкнутых систем охлаждения газовых турбин ПТУ. // Теплоэнергетика. 1997, -№1, -С.60-64.

63. Аршакян Д.Т. Особенности развития теплофикации в условиях перехода к рыночной экономике. // Теплоэнергетика. 1997, -№1. -С.72-77.

64. Горин В.И., Дьяков А.Ф., Нечаев В.В., Ольховский Г.Г. Электроэнергия из органических топлив. // Теплоэнергетика. 1993, -№6. -С.12-22.

65. Хоффман Е. Энерготехнологическое использование угля. // М.: Энерго-атомиздат. 1983. -328 С.

66. Бабий В.И. Перспективы и проблемы сооружения энергетических ПГУ на твердом топливе. // Теплообмен в парогенераторах. Сб. конференции. -Новосибирск, 1988. -С. 10-35.

67. Mtiller R. Kohlevergasungsverfahren. Ahwendung in Kombinierten Gas- und Dampfturbinen Prozessen. // Energiewirt. -Tagesfragen. 1987. 37, -№3. S.238-244.

68. Borrill P.A., Wild K.R. Coal gasification clean energy for the future. // Gasification Engineering and Managers. 1986. 27, -№1. -P.6-11.

69. Lescrauwaet Y. Turbines at cycles thermodynamic. Theme C: Cycles combines. // 9 International Conference Modify Power Station. 1985. -Liege, -p.305-344.

70. Marqueen Thomas J., Carbone Dominick J., Ligammari Joseph. Coal gasification combined cycle systems technical horizonts. // Proc. American Power Conference. -Chicago, 1986. Volume 48. -P.235-241.

71. Cohn Arthur L. The integrated gasification combined cycle power plant power from coal with minimum environmental problems an American view. // Energy world. 1986, -№142. -p.5-12.

72. Ceramic gas turbines advance. // Mod. Power Systems. 1993. 13, -№11. -P.3

73. Neuhoff Heinz, Thoren Kjell GT24 and GT26 gas turbines sequential combustion the key to high efficiencies. // ABB Rev. 1994, -№2. -P.4-7.

74. Gas turbine power plants. // Power. 1994. 138, -№6. -P.17-31.

75. Cohn Arthur, Hay George A., Hollenbacher Ralph H. The collaborative advanced gas turbine program // Mod. Power Syst. 1994. 14, -№5. -P.57-63.

76. Siemens/KWU stellt neue Gasturbinen familie vor. // Erdöl und Kohle-Ergas-Petrochem. 1995. 48, -№3. -S. 122-123.

77. Smith Douglas J. Advanced gas turbines yield high efficiency, low emissions. // Power Eng. Int. 1994. 2, -№3. -P.27-31.

78. Heizgas aus Braunkohle Kohle - Vergasungsaulage offiziell in Betrieb. // Saint und Heizungstechn. 1986. 51, -№11.-S.614-615.

79. Adlhoch W., Keller J., Herbert P.T. Das Rheinbraun HTW Kohlevergasungsverfahren. //Kohlevergas. Vortr. VGB-konf., -Dortmunt. 1991. -S.61-76/

80. Schippers K., Wischnewski R. Planung der 300-MW-Demonstrationsanlage auf dem Standart Goldenberg-Werk. // Kohlevergas. Vortr. VGB-konf., -Dortmunt. 1991. -S.257-267.

81. Topping Development. // Power Int. 1993. 39, -№6. -p.6.

82. Clean coal backs advanced PCFB at Culvert City. // Mod. Power Syst. 1993. 13, -№11. -P.33-36.

83. Gale J.J., Steel J.G., Laughlin K.M., Reed G.P. Development of a pressurized fluidized bed gasifier for use in an advanced coal-fired power generation system. // Kohlevergas .Vortr. VGB-konf., -Dortmund. 1991. -S.223-234.

84. Horvath A., Mojtahedi W., Salo K. The development of a simplified U-gas based IGCC process. // Kohlevergas.Vortr. VGB-konf., -Dortmund. 1991. -S.283-295.

85. Stambler I. International gasification programs maintain operational momentum. // Gas Turbine World. 1994. 24, -№3. -P.34-44.

86. Zon G.D., De Winter H.M., Willeboer W Kohlevergasung im Dienste der Stromerzeugung: die Demo-KV STEG. // VGB Kraftwerkstechn. 1994. 74. -№5. -S.436-441.

87. Прутковский E.H., Сафонов Л.П., Варварский B.C., Боровский В.М. Повышение экологической эффективности ТЭС при поэтапном совершенствовании ПТУ с газификацией угля. // Теплоэнергетика. 1997. -№9. -С.50-56.

88. Clark Wayne N., Shorter Vernon R. Cool Water. Cool Water: Mid-Term performance assessment. // Turbomach. Int. 1986. 27. -№9. -p.20-27.

89. Kohledruckvergasung. Kerstück eines neuen Kraftwerk-typs. // Techn. Rdsch. 1987. 79, -№13. -S.90-91.

90. Plumley Donald R., Thompson B.H., Vierrath H.E., Weinzier K. Integrated coal gasification combined cycles. // 9 Int. Conf. Mod. Power Station, -Liege. 1985. 40, Pt.l. -P. 1-8.

91. Gerstbrien E.O. Latest developments and performance of texaco coal gasification process for electric power plants. // Ind. Heat. 1986. 53, N11. P.ll, 36, -P.40-43.

92. Schingnitz M., Göhler P., Jelich W., Rehwinkel H. GSR-Flugstromvergasung: Entwicklungsstand, Betriebserfahrungen und Anwendungsmöglichkeiten. // Kohlevergas. Vortr. VGB-konf., -Dortmund. 1991, -S.77-91.

93. Tampa electric process with IGCC project. // Int. Bulk. 1993. 13, N2. -P.73-75.

94. Wiengner K.D., Tijm P.J.A., Schrijvers F.A.M. Clean power from the Shell coal gasification process. // Kohlevergasung. Vortr. VGB-konf., -Dortmund. 1991.-S.109-119.

95. Gerstbrein E.O., Guenther W.R. Commercial implementation of the proven Texaco gasification process for power generation. // Kohlevergasung. Vortr. VGB-konf., -Dortmund. 1991.-S.120-135.

96. Muller R., Schiffers U., Baumgartel G. Kombi-Kraftwerk mit Kohlever-gasung/Baubarkeitsstudie fur eine Prototypanlage. // Kohlevergasung. Vortr. VGB-konf., -Dortmund. 1991.-S.148-167.

97. Cowell L.H., Le Gren R.T., Tenbrook C.E. Two-stage slagging combust design for a coal-fueled industrial gas turbine. // Trans. ASME. J. Eng. Gas Turbines and Power. 1992. 114, N2. -P.359-366.

98. Holt N., Epstein M. Coal gasification power plants. The road to future coal fired generation. //Kohlevergasung. Vortr. VGB-konf., -Dortmund. 199l.-S.50-60.

99. Olkhovskiy G.G. Combined cycle plants a way to efficient power generation. // 15th Congr. World Energy Couns. -Madrid. 1992. Div. 3.2.1. -P.121-140.

100. Busschen Ir.A., Winter I.H. Integrated coal gasification combined cycle (ICGCC) demonstration project Buggenum. // Kohlevergasung. Vortr. VGB-konf.,-Dortmund. 1991.-S.268-284.

101. Vroom Henry H., Andrus Herbert E. Air-blown coal gasification has good heat rate, efficiency. // Power Eng. Int. 1993. 1. N5. -P.15-16.

102. Kohlevergasung im Aufwind. // Energie. 1994. 46. N6. -S.40-43.

103. Advanced turbines hold the key to economic IGCC. // Mod/ Power Syst. 1995. 15. N8. -P.61-64.

104. Clean Coal Technologies Seminar. // Energy Rept. 1995. 22. N6. -P.9.

105. Prenflo-Demonstrationsanlage in Fürstenhausen offiziell in Betrieb fenommen. //TIZ-Fachber. 1987. Ill,N1.-S.5-5.

106. Ноздренко Г.В. Эффективность применения в энергетике КАТЭКа экологически перспективных энерготехнологических блоков электростанций с новыми технологиями использования угля. // -Новосибирск. НГТУ. 1992. -261 С.

107. Карпенко Е.И. Плазменно-энергетические технологии комплексного использования твердых топлив. // Диссертация д.т.н. в форме научного доклада. -Новосибирск, НГТУ. 1995. -85 С.

108. Ибрагимов М.Г., Марченко Е.М., Тувальбаев Б.Г., Наумов Ю.Г. Комбинированная парогазовая установка с воздушным предтопком. // Технико-экономические вопросы проектирования и эксплуатации ТЭС. -Иваново. 1986. -С.28-31.

109. Wieser Rudolf In der Hitze der Beikammer. // Energie. 1987. 39. N1-2. -S.60-67.

110. Ishihara T., Mitsubishi Jukogyo K. Centrale electrique mixte a carbon. // Заявка 2577983. Франция. Заявление N 8502546. 1986. МКИ F01 К 23/08.

111. Каширский В.Г., Васильев Ю.А. Бурые угли и основы их энерготехнологического использования. // -Саратов, СПИ. 1984. -67 С.

112. Чмелев В.Н., Дунаевская Н.И., Огий В.Н., Барбышев Б.Н. Повышение эффективности сжигания низкосортных топлив методом термохимической обработки. // Энергетика. Изв. ВУЗов. 1985. -№3. -С.96-100.

113. Ибрагимов М.Х., Марченко Е.М., Тувальбаев Б.Г., Дранченко A.A., Трубицын Н.Б., Наумов Ю.Г. Экспериментальное исследование модели устройства для термической подготовки топлива на пылеугольных ТЭС. // Энергетика. Изв.ВУЗов. 1987. -№6. -С.62-65.

114. Каширский В.Г. Экспериментальные основы комплексного энерготехнологического использования топлива. // -Саратов, СГУ. 1981. -144 С.

115. Печенегов Ю.Я. Моделирование и расчет теплообмена одно- и двухфазных систем в трубчатых аппаратах. // Диссертация д.т.н. -Саратов: СПИ. 1988. -584 С.

116. Мессерле В.Е. Электротермическая подготовка к сжиганию и переработка низкосортных твердых топлив. // Автореферат диссертации д.т.н. -Новосибирск: ИТФ СО РАН. 1991. -33 С.

117. Каширский В.Г. Основы энерготехнологического использования бурых углей. // -Саратов, СПИ. 1979. -45 С.

118. Цирюльниченко Н.М. Разработка процесса газификации Канско-Ачинского бурого угля в пылевидном состоянии. // Автореферат диссертации к.т.н. -Саратов: СПИ. 1986. -16 С.

119. Sanford Gordon, Bonnie J. McBride Computer program for calculation of complex chemical equilibrium compositions, rocket performance, incident and reflected shocks, and Chapman-jouguet detonations. // NASA Lewis Research Center. 1976.-137 C.

120. Целищев П.А., Мессерле B.E., Абаев Г.Г. Расчет состава продуктов и энергетических показателей окисления твердых топлив. // Химия твердого топлива. 1986. -№4. -С. 101-105.

121. Ноздренко Г.В., Зыков В.В. Надежность теплооборудования ТЭС. // -Новосибирск, НГТУ. 1996. -72 С.

122. Липов Ю.М., Самойлов Ю.Ф., Модель З.Г. Компоновка и тепловой расчет парогенератора. // М., Энергия. 1975. -176 С.

123. Sunburg Е.М., Peters W.A., Howard J.B. Product composition and kinetic of lignite pyrolisis. // Ind. Eng. Chem. Process. Des. Dev., 1987. Vol.17. N1. -P.37-46.

124. Solomon P.R., Hamblen D.J., Carangelo R.M., Krause J.L. Coal thermal decomposition in an entrained flow reactor: experiments and theory. // Coal 19th Symp. International. Combustion (Proc.). 1982. -P.l 139-1149.

125. Соболев B.M., Ахмедов Д.Б. Расчет выгорания тяжелого жидкого топлива при многоступенчатом сжигании. // Теплоэнергетика. 1981. -№5. -С.40-44.

126. Померанцев В.В., Шестаков С.М., Дудукалов А.П., Усик Б.В. Проблема разработки теории горения твердого топлива. // Горение органического топлива. Сб. конференции. -Новосибирск. 1985. 4.1. -С.22-32.

127. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. М: Энергия. 1973.-296 С.155

128. Теплотехнический справочник. M: Энергия. 1976. Т.2. -896 С.

129. Технико-экономические основы выбора параметровконденсационных электрических станций. // Под ред. Стермана JI.C. М: Высшая Школа. 1970.-280 С.

130. Мелентьев JI.A. Системные исследования в энергетике. Элементы теории, направления развития. // М. 1983. -455 С.

131. Попырин JI.C. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. // М. 1978. -416 С.

132. Растригин JI.A. Случайный поиск в задачах оптимизации многопараметрических систем. //-Рига. 1965. -190 С.