Применение метода согласования балансов для повышения эффективности информационно-измерительной системы при определении технико-экономических показателей ТЭЦ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат наук Сафронов, Антон Валерьевич

• Сафронов, Антон Валерьевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Сафронов, Антон Валерьевич

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ. ЦЕЛИ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Анализ состояния генерирующих мощностей России

1.2. Анализ старения оборудования

1.3. Анализ оснащения ТЭС современными ИИС и ИБС

1.4. Выводы и задачи исследования

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА УТОЧНЕНИЯ РАСХОДНО-ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ (МЕТОДИКА СОГЛАСОВАНИЯ БАЛАНСОВ)

2.1. Информационно-измерительная система ТЭС

2.2. Структура погрешностей при функционировании ИИС энергоблоков

2.3. Основные положения методики согласования балансов

2.4. Обоснование метода поиска оптимальных решений

2.4.1. Регулярные методы

2.4.2. Случайные методы

2.4.3. Метод случайного направленного поиска

2.5. Выводы

ГЛАВА 3. МЕТОДИЧЕСКИЙ ПОДХОД К ИССЛЕДОВАНИЮ ЭНЕРГОБЛОКОВ ТЭЦ В УСЛОВИЯХ СОГЛАСОВАНИЯ БАЛАНСОВ

3.1. Сущность подхода

3.2. Обоснование целевой функции (критерия оптимизации)

3.3. Ограничения на процедуру расчетов

3.4. Составляющие целевой функции

3.5. Выделение влияющих параметров на изменение целевой функции

3.6. Определение расхода топлива в условиях согласования балансов

3.7. Выводы

ГЛАВА 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭНЕРГОБЛОКОВ ТЭС

4.1. Исходные данные для проведения расчетных экспериментов

4.2. Уточненные показания информационно-измерительной системы энергоблоков при согласовании балансов

4.3. Оценка влияющих факторов на функцию цели

4.4. Анализ инструментальной и методической погрешностей

4.5. Определение экономии топлива в целом для представленных в исходных данных энергоблоков

4.6. Выводы

ГЛАВА 5. Анализ работы ТЭЦ на базе энергоблока с турбиной Т-180

5.1. Согласование параметров функционирующего энергоблока

5.2. Сравнительный анализ энергоблоков

5.3. Технико-экономический эффект от реализации метода согласования балансов

5.4. Сопоставление результатов с зарубежным опытом

5.5. Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Приложение 1

Приложение 2

Приложение 3

Приложение 4

Приложение 5

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Применение метода согласования балансов для повышения эффективности информационно-измерительной системы при определении технико-экономических показателей ТЭЦ»

ВВЕДЕНИЕ

Стратегические решения по управлению тепловыми электрическими станциями принимаются на основе анализа технико-экономических показателей работы станции, сведенных в макете 15506. Точность ежемесячного отчета станции обусловливается группой факторов, таких как: специфические методические погрешности алгоритма расчета ТЭП, погрешности измерительной техники и методики измерений, наиболее важная из которых - точность измерения основных расходно-термодинамических параметров работы энергоблока.

Существует несколько подходов для повышения точности измерений параметров: индивидуальная градуировка элементов каналов измерений, стабилизация внешних условий для снижения дополнительной погрешности, либо полная замена датчиков. Перечисленные методы соответствуют основному направлению развития информационно-измерительных систем. Данные мероприятия являются дорогостоящими и требуют вывода оборудования в ремонт. Наряду с ними, как дополнительные, могут быть использованы вероятностно-статистические методы повышения точности измерений путем приведения дополнительной информации. Эти методы менее затратны и не требуют вывода оборудования в ремонт. Несомненным достоинством этих методов является работа не с оборудованием, а с информацией - показаниями датчиков. Это позволяет абстрагироваться от полевого уровня (а он может быть весьма многообразным) и применять методику на программно-техническом комплексе любого производителя.

Целью работы являются разработка методического подхода, математической модели, метода расчета и исследование связи отклонений термодинамических параметров с несходимостями балансовых уравнений энергоблоков для повышения эффективности информационно-измерительной системы и влияние несходимостей на расход топлива.

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

1. Методика уточнения основных расходно-термодинамических параметров работы ТЭЦ для повышения эффективности информационно-измерительной системы при определении ТЭП, которая заключается в согласовании материальных и энергетических балансовых уравнений с учетом многоцелевого назначения энергоблока.

2. Алгоритмы согласования параметров применительно к расчетам ТЭП ТЭЦ, реализованные программно-вычислительном комплексе «CSPS».

3. Методика определения показателей расхода топлива в условиях согласования балансов реализована в программе «Computation System Power Station» свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2013614948 от 23.05.2013.

4. Программный комплекс «CSPS» настроенный на реально функционирующую ТЭЦ - Новосибирскую ТЭЦ-5. Рекомендации по определению параметров, несходимостей балансов, экономии топлива.

5. Сравнительный анализ работы различных однотипных энергоблоков ТЭЦ в условиях согласования балансов при определении технико-экономических показателей.

6. Анализ сравнения разработанной методики и программы «CSPS» с зарубежным опытом.

Методы исследования: методология системных исследований в энергетике, математическое и компьютерное моделирование ТЭС, методы эксергетического анализа, метод согласования балансовых уравнений, метод случайного направленного поиска.

Практическая значимость работы. Разработаны методика, методический подход, математическая модель, алгоритмы и программа расчета, которые позволяют проводить расчеты по уточнению основных расходно-термодинамических параметров работы станции. Полученные результаты расчетов могут служить информационной базой для

аналитической оценки работы ТЭС и более точного расчета технико-экономических показателей станции.

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались на: международной научно-практической конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики. Пути решения» (Саратов, 2012), шестой международной научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» (Ульяновск, 2013), международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии (семнадцатые Бенардосовские чтения)» (Иваново, 2013); восьмой международной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия - 2013» (Иваново, 2013), девятнадцатой международной научно-практической конференции студентов и молодых ученых «Современные техника и технологии» СТТ- 2013 (Томск, 2013), восемнадцатой международной научно-практической конференции студентов и молодых ученых «Современные техника и технологии» СТТ-2012 (Томск, 2012), всероссийской конференции «Индустриальные информационные системы» ИИС-2013 (Новосибирск, Академгородок, 2013), всероссийской конференции молодых ученых «Наука. Технологии. Инновации.» (НГТУ, Новосибирск, 2011), научных семинарах НГТУ (Новосибирск 2010-2013).

Публикации. По результатам исследований опубликовано 13 печатных работ, в том числе 2 научные статьи - в изданиях, входящих в перечень ведущих рецензируемых научных журналов, в которых должны быть опубликованы научные результаты на соискание ученой степени кандидата наук, 1 - свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ, 1 - в зарубежном журнале (Канада), 4 - в сборниках научных трудов, 5 - в сборниках трудов конференций.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованных источников и приложений. Основной текст изложен на 131 странице, содержит 48 рисунков, 15 таблиц.

Достоверность полученных результатов и выводов диссертационной работы обосновывается использованием известных законов термодинамики, энергетического метода анализа и апробированных методов эксергетического анализа. Сформулированные в диссертации научные положения, выводы и рекомендации обоснованы численными данными, решениями и проведенными вычислительными экспериментами на моделях энергоблоков Новосибирской ТЭЦ-5 с использованием фактических показателей работы станции за год.

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цели исследования, определена научная новизна и практическая ценность работы, аннотируются основные положения работы.

В первой главе в первой главе проведен анализ состояния генерирующих мощностей России, проведены анализ старения основного энергетического оборудования и анализ оснащения тепловых станций современными информационно-измерительными и информационно-вычислительными системами.

Во второй главе рассмотрена структура информационно-измерительной системы на тепловой электрической станции, приводится классификация погрешностей в ней. Далее описывается основные положения методики согласования балансов и обосновывается использование случайного направленного поиска для определения поправок к измеренным величинам.

В третьей главе обосновывается применение эксергетической методологии, рассматривается целевая функция и ее составляющие, описаны ограничения накладываемые на процедуру расчетов, описано выделение основных расходно-термодинамических параметров наибольшей степени влияющих на изменение функции цели.

В четвертой главе приведены результаты исследования энергоблоков стандартных типоразмеров (Т-25; Т-30; Т-50; Т-60; Т-115; Т-120; Т-130; Т-140; Т-180; К-40; К-55; К-55; К-110; К-110; К-180; К-165; К-200; К-210; К-215; К-225; К-300; К-330; К-500; К-660; К-800) по предложенной методике.

В пятой главе приведены результаты анализа работы первого и шестого энергоблоков Новосибирской ТЭЦ-5, проведено сравнение разработанной методики с зарубежными аналогами.

ГЛАВА 1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ. ЦЕЛИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Вопрос о точности определения технико-экономических показателей (ТЭП) тепловых электрических станций (ТЭС) является актуальным. Точность определения ТЭП складывается из двух факторов: из методики расчета и точности исходной информации. На сегодняшний день все тепловые электрические станции производят расчет ТЭП по одной установленной методике [1,2], и это, для задачи сравнения двух энергоблоков, по сути, снимает первую группу факторов. Вместе с тем, вторая группа факторов (точность информации) несет основные погрешности как для сравнения однотипных, так и для анализа работы отдельного энергоблока.

Вопрос точности основных измеряемых параметров работы станции так же важен не только для расчета ТЭП, но и для эффективной работы электростанции [ 3 ]. Для эффективного протекания технологического процесса необходимо точно поддерживать параметры, а если существует погрешность измерения параметра, то контролируемая величина не будет находиться в оптимальном значении. Например, оптимальная расчетная температура на входе в турбоагрегат Т-180/210 составляет 540°С. Известно, что понижение температуры острого пара с помощью впрыска собственного конденсата снижает КПД пропорционально количеству впрыскиваемого конденсата [ 4 ]. Термопара, используемая при измерении температуры острого пара, имеет погрешность 4°С [5, 6]. Эта мера неопределенности информации может снижать КПД энергоблока до 0,005%. Таким образом, чем точнее измеряются параметры, тем точнее в теории возможно их регулировать, что ведет к увеличению КПД и уменьшению расхода топлива, так как в этом случае управление работой системы осуществляется с использованием «истинных» значений [7].

Из зарубежного опыта известно, что только за счет уточнения основных параметров возможно увеличение КПД на пылеугольных блоках

до 0,5% [8]. Определение расхода топлива на угольных станциях сама по себе сложная задача, и точность значения расхода из-за невозможности прямого измерения гораздо ниже, чем на газовых блоках, где расход топлива можно измерить напрямую.

Еще одна проблема точности измерений - физический износ оборудования. Известно, что инструментальная погрешность с течением времени возрастает, это связано с необратимыми процессами старения. Этот эффект носит названия «дрейфа» погрешности [9].

Таким образом, для уточнения основных параметров работы электростанции необходимо не только обладать соответствующей методикой, но и знать структуру и состояние энергооборудования для предварительной оценки погрешностей измеряемых параметров.

1.1. Анализ состояния генерирующих мощностей России

Установленная генерирующая мощность Российской Федерации на конец 2012 года составляет 223 070,83 МВт [10]. Структура генерирующих мощностей России представлена на рис. 1.1 [11, 12].

Прочее АЭС \о/0

Рис. 1.1. Структура генерирующих мощностей России.

Из представленной круговой диаграммы видно, что преобладают генерирующие мощности в виде тепловых станций, они обеспечивают более половины всех мощностей РФ. Генерирующая структура по федеральным округам представлена на рис. 1.2 и рис. 1.3.

СЗФО ЦФО ЮФО ПФО УФО СФО ДФО

-

-

-

-

1- -

| ГРЭС 'ТЭЦ ¡АЭС 1ГЭС | Прочее

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Рис. 1.2. Структура генерирующих мощностей по ФО РФ.

Восток

Юг

Севере 4,3% -Запад 9,6%

Волга 11,2%

Сибирь 20,4%

Центр

,8%

Урал

23,6%

а) б)

Рис.1.3. Распределение выработки энергии по ФО РФ а - производство тепловой энергии, б - производство электроэнергии.

Восток Юг Северо- 5,9% 1,5% Запад 8,6%

Центр

25,7%

Сибирь 19,9%

Урал 23,0%

Из приведенного выше становится ясно, что использование органического топлива в энергетике нашей страны в ближайшей и отдаленной перспективе будет доминирующим. При этом по прогнозам специалистов [13], доля использования твердых топлив по отношению к газообразным и жидким будет возрастать. Это связано с тем, что газ и нефть являются валютообразующим сырьем. В современной энергетике России основным топливом для электрических станций является газ, его доля в топливном балансе сейчас составляет около 70%, рис.1.4.

Рис. 1.4. Структура топливного баланса энергетики России.

Снижение доли использования нефти - это одна из основных тенденций в мировом топливно-энергетическом балансе. В первую очередь это связано со снижением использования нефтепродуктов в качестве энергетического топлива, за счет увеличения глубины переработки нефти с получением большого количества нефтепродуктов легких фракций. Во вторую очередь это связано с мировыми запасами органического топлива, которые оцениваются следующим образом: уголь - 220...330 лет; газ - 35...60 лет; нефть - 25...50 лет [14]. Из-за этого отмечены скачки мировых цен на газообразное и жидкое органические топлива.

В то же время существует тенденция к снижению темпов роста доли атомной энергии в мировом балансе. Если с середины 60-х годов до начала 90-х суммарная мощность АЭС удваивалась каждые 5 лет, то за последнее время она выросла лишь на 40%. Поэтому топливный баланс вводимой энергетической мощности распределен следующим образом: 21% - уголь, 24% - газ, 22% - гидроэнергия, 10% - АЭС, 7% - мазут, 6% - другое [15]. Ниже приведена структура топливопотребления по федеральным округам Российской Федерации, рис.1.5.

СЗФО ЦФО ЮФО ПФО УФО СФО ДФО

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Рис. 1.5. Структура топливопотребления по ФО РФ.

■ Газ

■ Мазут

■ Уголь

Для примера более подробно рассмотрим топливный баланс Сибирского федерального округа, рис. 1.6.

■ Кузнецкий

■ Канско-Ачинский

■ Азейский

■ Газ

■ Забайкальский

■ Экибастузский

■ Другие

■ Черемуховый

■ Мазут

Рис. 1.6. Топливный баланс ТЭС СФО.

Можно видеть, что 70% всего топливного баланса региона представлено двумя угольными бассейнами (Кузнецкий и Канско-Ачинский), территориально находящимися так же в СФО. Геологические запасы Кузнецкого бассейна оцениваются в 733 миллиарда тонн. Балансовые запасы составляют около 60 миллиардов тонн, из них более 40 относятся к коксующимся. Геологические запасы Канско-Ачинского бассейна оцениваются в 523 миллиарда тонн, пригодны для открытой добычи - 112 миллиардов тонн. Таким образом, только по этим бассейнам запас энергетических углей может обеспечить потребность энергетического оборудования в углях более, чем на половину тысячелетия. Это позволяет говорить о том, что преобладающим энергетическим топливом для тепловых станций сибирского округа еще долго будет оставаться угольное топливо.

Так же для постановки цели и задач диссертации необходимо провести анализ энергетического оборудования, используемого для сжигания органического топлива и выработки электрической и тепловой энергий. Структура генерирующих мощностей России и отдельно Сибирского округа представлены ниже на рис. 1.7 и рис. 1.8 [16].

24,0 МПа 3,5 МПа 540°С / 435°С 540°С 6%

Рис. 1.7. Структура генерирующих мощностей ТЭЦ России с учетом их

параметров.

Рис. 1.8. Структура генерирующих мощностей ТЭЦ СФО с учетом их

параметров.

Как видно из представленных выше диаграмм основную долю энергетического оборудования составляют энергоблоки следующих параметров: давление - 13 МПа, температура острого пара - 555°С. Это более половины оборудования современной России. Эти энергоблоки вводились в 60-80х годах прошлого тысячелетия, и в настоящий момент

остро поставлен вопрос об их физическом состоянии и пригодности для дальнейшей эксплуатации.

I.2. Анализ старения оборудования

Одна из самых больших называемых проблем в энергетической отрасли на сегодняшний день - это состояние основного энергетического оборудования (ОЭО) в России и качество его обслуживания. Генерирующие активы, перешедшие к новым собственникам, требуют больших вложений и регулярных действий по техническому ремонту, замене и модернизации ОЭО.

В ближайшие годы предстоит вывести из эксплуатации существенную часть ОЭО, физический износ которого по официальной отчетности превысит 100%. По оценкам аналитиков «Тейдер» и «АйТи Энерджи Аналитика» [17] мощность изношенного на 100% оборудования может превысить 30 ГВт, тогда как ввод новых мощностей может составить только

II,7 ГВт. Инвестиционные программы территориальных генерирующих компаний (ТГК) и оптовых генерирующих компаний (ОГК), предусматривающие строительство 107 энергоблоков общей мощностью 25 000 МВт, рассчитываемой из предположения стабильного роста электропотребления до 2020 года, выполнятся с замедлением. Общий план по вводу генерирующих мощностей в РФ в 2009 году составил 6400 МВт, т.е. выполнен лишь на 26,5%. Согласно положениям «Типовой инструкции по контролю металла и продлению срока службы элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых станций», утвержденный постановлением №94 Госгортехнадзора от 18 июня 2003 года, Ростехнадзор РФ в ближайшее время должен запретить эксплуатацию значительного числа агрегатов, но не может этого сделать из-за нехватки генерирующих мощностей.

Еще одна проблема в отрасли в связи с износом ОЭО - надежность. Крупные техногенные аварии последних лет на электростанциях поднимают

вопрос о резервировании мощности в регионах с учетом возможного выхода из строя изношенного оборудования.

По результатам исследования [18], проведенного аналитиками главного вычислительного центра энергетики, была построена серия рейтингов по степеням износа ОЭО тепловых электрических станций:

• рейтинг по среднему физическому износу ОЭО ТЭС РФ (СФИ ОЭО);

• рейтинг по удельному физическому износу ОЭО ТЭС РФ (УФИ ОЭО).

Для расчета рейтинговых оценок ОЭО ТЭС были выбраны следующие

укрупненные группы энергооборудования:

• паровые и газовые турбины (ПГТ);

• энергетические котлоагрегаты (ЭКА);

• генераторы и трансформаторы (ГИТ).

В исследованиях не учитывались станции, на которых не используются энергетические котлоагрегаты, а так же станции, не предоставившие данные о состоянии генераторов и трансформаторов. В результате проведенной фильтрации для построения рейтингов физического износа были отобраны 77 станций.

Физический износ Ифиз ОЭО рассчитывался как отношение наработанного срока службы (Т„ар) к нормативному сроку службы (Тнорм) оборудования:

Ифиз = ^ (1-1)

1 норм

В качестве нормативного срока службы использовался парковый ресурс оборудования, а так же индивидуальный, назначенный до 2005 года.

Удельный физический износ Иуд рассчитывался как физический износ, нормированный на единицу установленной мощности:

= ^ (1-2)

В качестве единиц установленной мощности выбраны следующие:

• для паровых и газовых турбин - 1 МВт электрической мощности;

• для энергетических котлоагрегатов - 1 т/час паропроизводительности;

• для генераторов и трансформаторов - 1 МВА активной мощности. Для анализа износа ОЭО использовалась шкала износа оборудования,

предложенная Deloite&Touche, табл. 1.1.

Таблица 1.1

Шкала износа оборудования

Процент износа Состояние оборудования Характеристика состояния оборудования

0-5% Новое Новое, установленное и еще не эксплуатировавшееся оборудование в отличном состоянии

5-17% Очень хорошее Бывшее в эксплуатации оборудование, полностью отремонтированное или реконструированное, в отличном состоянии

17-33% Хорошее Бывшее в эксплуатации оборудование, полностью отремонтированное или реконструированное, в хорошем состоянии

33-50% Удовлетворительное Бывшее в эксплуатации оборудование, требующее некоторого ремонта или замены отдельных мелких частей таких, как подшипники, вкладыши и др.

50-67% Условно пригодное Бывшее в эксплуатации оборудование в состоянии, пригодном для дальнейшей эксплуатации, но требующее значительного ремонта или замены главных частей, таких как двигатель, и других ответственных узлов.

67-83% Неудовлетворительное Бывшее в эксплуатации оборудование, требующее капитального ремонта, такого, как замена рабочих органов основных агрегатов.

83-95% Непригодное к применению Бывшее в эксплуатации оборудование, непригодное к дальнейшему использованию

>95% Лом Оборудование, в отношении которого нет разумных перспектив на продажу, кроме как по стоимости основных материалов, которые можно из него извлечь.

Оценка физического износа рассчитывается по абсолютной шкале: для удобства анализа было принято, что износ может превышать 100%. Это отображает ту часть срока службы оборудования, которая превышает нормативный, и показывает, что оборудование продолжает эксплуатироваться при полностью выработанном ресурсе.

Данная оценка оборудования, полученная отечественными аналитиками, является не столько оценкой физического состояния ОЭО, сколько оценкой его ликвидности - оценки возможности продажи на свободном рынке. Например, оборудование с оценкой «лом» может еще использоваться по прямому назначению, хотя продать его на рынке затруднительно.

Для стратегии по среднему физическому износу ОЭО ТЭС разбивались на 7 групп по значению интегрального износа. Для этого интервал возможных значений интегрального показателя от нуля до единицы делится на 7 равных интервалов, табл. 1.2.

Таблица 1.2

Правило стратификации рейтинга физического износа и рейтинга удельного физического износа основного энергетического оборудования

Интервал значения интегрального показателя R Страта Оценка

0 < R < 0,143 А+ Отлично

1Д43 < R < 0,286 А Хорошо

0,286 < R < 0,429 А- Выше среднего

0,429 < R < 0,571 В+ Среднее

0,571 < R < 0,714 В Ниже среднего

0,714 < R < 0,857 В- Плохо

0,857 < R < 1 с Очень плохо

Самая многочисленная группа рейтинга, представленного на рис.1.9, это группа с рейтингом «В-» («плохо»). В данную страту попали 30% всех исследуемых станций, что может служить оценкой для всего состояния ОЭО ТЭС с точки зрения физического износа. Всего 3 станции (4%) попали в страту «А» («хорошо»), 8 станций (10%) получили рейтинг «В+» («среднее»),

показатель физического износа оборудования

к>

о 00

Харанорская ГРЭС Чукотэнерго Гусиноозерская. Владимирэнерго Тюменьэнерго Красноярскэнерго Хабаровскэнерго : Карелэнерго " Оренбургэнерго Алтайэнерго Кузбассэнерго Смоленскэнерго Мордовэнерго Невинномысская Ленэнерго Тверьэнерго Пермэнерго Новочеркасская Воронежэнерго Псковэнерго

о

_

СО

+

Ш ■

03

I

■

п

-тз п> Яс н к я

о 2

X

О

о л о> а

(Г

я

о

X

43

я о

ЧО

СО

я я X

п>

о тз

П) 13 Я О) п

о

о о н

а

я

а> о м

со

ы и)

Я

£> X

о

£1

н о ¡о

60

-з

43

^

я я

п>

о

н »

я я я

Яс

тз

и)

о4

я о

Я

§

я

43

П>

я< н я я

-I

я о

•е-

я

и>

я я

П)

о я о 2

ч;

я

и) я о о

V!

о 0\ о тз

У=> о

ю

р

я я йо

ы о

484823530248534853912353482302232353532302

| Паровые и газовые турбины

| Энергетические котлоагрегаты

Генераторы и трансформаторы

С Среднее

Рис. 1.11. Средний физический износ ОЭО ТЭС по стратам рейтинга.

Приведем рейтинг удельного физического износа станций, рис. 1.12:

1В+ "В "В-

§

о сг

к «

со К

К я

§

2 о ж л

1,0

Ч ю

Н о

£ « о

»0 ч и

Й

3

И

о

с

о ж

со

к

0,8

0,6 0,4 0,2 0,0

II* 111111 ГГ1

гг

гг

«

о о. о я

X

2 § 2 2 2 2 2 о и и Г)

а. « л & а, а, СХ о-

V о <и <и V <и а; си

Я а. Я я я я я Я и

сп <и Г) СП Г) СП о СП §

ЬЙ со а, о. 1=1 со ч я

о О я >> о О О) я

£ О Я к о £ я ч т < а, 2 03 о Я ю аз Н & я « 1 и ы о 3 со Си

О о № о о о о о о о

и и м и и и и и и и

а, £Х ЬЙ а. а, а. сх о. о. Си

и V о и <и <и (и <и а> и

я Я л я я я я я я Я

СП сп ч СП СП сп СП сп сп СП

-а X о X ►д аэ ю 00 * <и ж 03

§ а, я Я & О в? о О

< о о сЗ а ч ч ы

1=5 сх я н я о> ч нч о о. о о

аз Я н я ч я а ¡Г а. си аз с

и и 00

Рис. 1.12. Рейтинг удельного физического износа ОЭО ТЭС.

Из рисунка видно, что основная часть оборудования входит в группу с рейтингом «В-» («плохо»), в нее вошли 28 из 77 станций (36%). В группу «А» («хорошо») вошли те же три лидирующих в РФИ ОЭО ТЭС станции (4%), 12 станций (16%) получили отметку «В+» («среднее»), 18 станций

(23%) находятся в страте «В» («ниже среднего») и оставшиеся 16 (21%) в группе «С» («очень плохо»), рис. 1.12, 1.13, 1.14.

Рис. 1.13. Страты рейтинга удельного физического износа ОЭО ТЭС.

140

«f 120 о

| 100

80

60

40

20

0

t

■ III

В+

В

в-

С Среднее

| Паровые и газовые турбины

| Энергетические котлоагрегаты

Генераторы и трансформаторы

Рис. 1.14. Средний удельный физический износ ОЭО ТЭС по стратам

рейтинга.

После укрупненного рассмотрения состояния ОЭО на территории РФ рассмотрим состояние энергооборудования в ОГК [19] и приведем рейтинг по их техническому состоянию, табл. 1.3 и рис. 1.15.

Таблица 1.3

Рейтинг ОГК по техническому состоянию ОЭО ТЭС

Место в рейтинге Компания Износ турбин, % Износ энергокотлов, % Износ генераторов, % Износ трансформаторов, % Интегральный показатель физического износа Страта

1 ОГК-6 77,66 67,07 104,48 109,79 0,447 В+

2 ОГК-3 77,74 81,48 117,31 123,66 0,566 В+

3 ОГК-5 83,90 79,12 123,87 119,85 0,662 в

4 ОГК-4 86,73 88,18 81,31 91,10 0,765 В-

5 ОГК-1 88,49 79,55 114,38 118,13 0,869 С

6 ОГК-2 88,90 89,76 109,58 122,76 1,000 С

УФИ турбин

1 УФИ энергетических котлов

УФИ генераторов | УФИ трансформаторов

О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 Рис.1.15. Рейтинг ОГК по техническому состоянию ОЭО ТЭС.

Аналогично рассмотрим и техническое состояние ОЭО в ТГК, табл. 1.4 и рис. 1.16.

Таблица 1.4

Рейтинг ТГК по техническому состоянию ОЭО ТЭС

Место в рейтинге Компания Износ турбин, % Износ энергокотлов, % Износ генераторов, % Износ трансформаторов Интегральный показатель физического износа Страта

1 ТГК-10 72,07 80,61 65,73 89,08 0,358 А-

2 ТГК-13 63,09 74,42 93,64 97,36 0,371 А-

3 ТГК-6 63,88 78,24 93,95 107,27 0,455 В+

4 ТГК-11 68,76 68,84 105,34 100,65 0,479 В+

5 ТГК-8 68,69 72,21 117,68 118,94 0,484 в+

6 ТГК-7 68,22 78,02 106,48 104,06 0,511 в+

7 ТГК-2 70,10 76,57 127,47 113,08 0,521 в+

8 ТГК-1 72,16 77,03 120,66 111,42 0,553 в+

9 ТГК-12 64,72 89,82 102,38 126,22 0,630 в

10 ТГК-3 71,76 91,83 91,86 95,90 0,633 в

11 ТГК-4 68,13 92,56 117,69 123,07 0,687 в

12 ТГК-5 74,69 89,16 100,43 104,50 0,712 в

13 ТГК-14 82,96 74,78 127,32 97,34 0,733 в-

14 ТГК-9 86,37 94,88 128,33 138,56 1,000 с

ТГК-10 ТГК-13 ТГК-6 ТГК-11 ТГК-8 ТГК-7 ТГК-2 ТГК-1 ТГК-12 ТГК-3 ТГК-4 ТГК-5 ТГК-14 ТГК-9

I уфи турбин

| УФИ энергетических котлов

; УФИ генераторов | УФИ трансформаторов

О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 Рис. 1.16. Рейтинг ТГК по техническому состоянию ОЭО ТЭС.

Существует несколько генерирующих компаний, которые не входят не в ТГК, не в ОГК, рассмотрим их отдельно, табл. 1.5. и рис. 1.17.

Таблица 1.5

Рейтинг энергокомпаний, не вошедших в ТГК и ОГК, по техническому

состоянию ОЭО ТЭС

Место в рейтинге Компания Износ турбин, % Износ энергокотлов, % Износ генераторов, % Износ трансформаторов, % Интегральный показатель физического износа Страта

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сафронов, Антон Валерьевич, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 РД 34.08.552-93. Методические указания по составлению отчета электростанций и акционерного общества энергетики и теплофикации о тепловой экономичности оборудования. - Разраб. АО «Фирма ОРГРЭС». М.: СПО ОРГРЭС, 1993. - 124 с.

2 РД 34.08.552-95. Методические указания по составлению отчета электростанций и акционерного общества энергетики и теплофикации о тепловой экономичности оборудования. - Разраб. АО «Фирма ОРГРЭС». М.: СПО ОРГРЭС, 1995. - 124 с. Изменение №1 к РД 34.08.552-95. М.: СПО ОРГРЭС, 1998.- 15 с.

3 Дворцевой А.И. Эксергетический анализ влияния параметров регулирования пылеугольных теплофикационных энергоблоков на перерасход топлив: дис. ... канд. техн. наук. Новосибирск, 2010.- 144 с.

4 Новиков С.И., Сафронов А.В. К вопросу об оценке эффективности внедрения систем регулирования температуры перегретого пара // Энергетика и теплотехника: сб. науч. трудов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2011.-Вып. 16.- С.156-162.

5 ГОСТ 6616-94.Преобразователи термоэлектрические. Общие технические условия. - Взамен ГОСТ 4.174-85; введ. 1999 - 01 - 01. - Минск: Межгос. Совет по стандартизации, метрологии и сертификации; Москва: Изд-во стандартов, 1998. - 12 с.

6 ГОСТ Р 8.585-2001.Термопары. Номинальные статические характеристики преобразования. - Взамен ГОСТ Р 50431-92; введ. 2001 - 11 - 21. - Москва: Госстандарт России; Москва: Изд-во стандартов, 2002. - 78 с.

7 Аронсон К.Э. Разработка информационной системы для ПТО ТЭС. Технико-экономические показатели и контроль состояния оборудования / К.Э. Аронсон [и др.] // Совершенствование турбин и турбинного оборудования. Региональный сборник научных статей.- Екатеринбург: УГТУ.- 2000.- С. 192-199.

8 What is ProcessPLUS™? [Электронный ресурс] //Сайт BTB Jansky GmbH. 1999. URL: http://www.btbiansky.com/en/processplus.php (дата обращения 13.08.2013).

9 Новицкий П.В. Динамика погрешностей средств измерений / П.В. Новицкий, И.А. Зограф, B.C. Лабунец. - Л.: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение, 1990. - 192 с.

10 Единая энергетическая система России [Электронный ресурс] // Сайт системного оператора единой энергетической системы. 2007. URL: http://so-ups.ru/index.php?id=ees (дата обращения 13.08.2013).

11 Структурные сценарии развития электроэнергетики Российской Федерации на перспективу до 2007 года. - Москва: Институт стратегического развития ТЭК, 2003.- 48с.

12 Щинников П.А. Перспективные ТЭС особенности и результаты исследования: Монография // Монографии НГТУ. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007. - 284 с.

13 Ноздренко Г.В., Щинников П.А. Комплексный эксергетический анализ энергоблоков ТЭС с новыми технологиями: Монография // Монографии НГТУ. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2009.- 190 с.

14 Харькина М.А. Надолго ли нам хватит полезных ископаемых // Энергия. 1999.-№4.- С.53-58.

15 Котлер В.Р. Уголь и его роль в мировой электроэнергетике // М.: Энергоатомиздат, 1987. - 144 с.

16 Боруш О.В. Эффективность применения парогазовых установок в условиях топливно-энергетического баланса региона: дис. ... канд. техн. наук. Новосибирск, 2008.- 160 с.

17 Необходим баланс между вводом новых мощностей и выводом изношенного оборудования [Электронный ресурс] // Сайт Teider. 2010. URL: http://www.teider.rU/ru/news/.view/id/90/ (дата обращения 13.08.2013)

18 Пшеничников С.Б., Сумской И.В. Физический износ основного оборудования ТЭС. Рейтинги ДЗО РАО «ЕЭС России» / Энергорынок.-2005.- №12.- С. 11-18.

19 Монахова Е.С., Пшеничников С.Б. Рейтинги энергокомпаний по техническому состоянию оборудования ТЭС // Энергорынок.- 2010.- №3.- С. 14-18.

20 Монахова Е.С., Пшеничников С.Б. Страна изношенных турбин // Эксперт. 2009.-№49.-С. 100-102.

21 Розамбек Абдрузаков Дорогу осилит... бегущий // ТЭК. Стратегия развития. 2010.- №2.- С. 5-10.

22 Автоматизация крупных тепловых электростанций / под ред. М.П. Шальмана. - М., «Энергия» ,1974. - 240 с.

23 Новиков С.И. Оптимизация систем автоматизации теплоэнергетических процессов. Ч. 1. Автоматические системы регулирования теплоэнергетических процессов с аналоговыми регуляторами // Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2011. - 284 С.

24 Аронсон К.Э. Система информационной поддержки принятия управленческих решений при техническом обслуживании оборудования ТЭС / К.Э. Аронсон [и др.] // Электрические станции.- 2010.- №10.- С.55-61.

25 Сенягин Ю.В. Опты создания информационно вычислительных систем при модернизации традиционных информационных систем котло- и турбоагрегатов ТЭС / Ю.В. Сенягин [и др.] // Электрические станции.- 2003.-№10.- С. 49-53.

26 Брезгин В.И., Разработка комплекса автоматизированного контроля за работой оборудования ТЭС / В.И. Брезгин, К.Э. Аронсон, С.В. Смирнов // Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта: III международная научно-практическая конференция. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2002.- С.269-284.

27 Галашов H.H., Метнев C.B. Автоматизированный расчет нормативных и фактических показателей ТЭЦ // Электрические станции.- 2008.- №11.- С.26-28.

28 Аронсон К.Э. Разработка системы мониторинга технического состояния оборудования теплофикационной паротурбинной установки / К.Э. Аронсон, Ю.М. Бродов, В.Б. Новоселов // Теплоэнергетика.- 2012.- №12.- С.65-68.

29 Аронсон К.Э., Брезгин В.И. Программно-технический комплекс (ПТК) «Эксплуатация» для решения задач эксплуатационного контроля работы оборудования электростанций // Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта: Материалы научно-практической конференции. Екатеринбург, 20-22 июня, 1995.- С.27-29.

30 Лайзерович А.Ш. Создание и освоение автоматизированных систем диагностического контроля энергоблоков ТЭС / А.Ш. Лайзерович [и др.] // Теплоэнергетика.- 1995.- №2.- С.57-61.

31 Цейтлин P.A. К вопросу о точности автоматизированного вычисления технико-экономических показателей энергоблока / P.A. Цейтлин, В.И. Степанов, Э.Д. Шестов //Теплоэнергетика.- 1975.- №1.- С.8-13.

32 Горностаев Л.С., Круглов Г.А. О точности определения показателей тепловой экономичности ТЭС // Теплоэнергетика.- 1975.- №4.- С. 33-35.

33 Аронсон К.Э. Разработка и реализация информационных систем для анализа технико-экономических показателей оборудования ТЭС / К.Э. Аронсон [и др.] // Совершенствование установок методами математического и физического моделирования: сборник научных трудов. Харьков: ИПМаш HAH Украины.- 2003.- Т.№ 2.- С. 447-452.

34 Щиников П.А. О повышении эффективности топливоиспользования на ТЭС с применением современных средств автоматизации и управления / П.А. Щинников, А.И. Галанова, A.B. Сафронов // Энергетика и теплотехника: сб. науч. трудов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2012.- Вып. 17.- С. 117-125.

35 Ахмедов Р.Б. Погрешность измерения температуры газов на выходе из топки парогенератора / Р.Б. Ахмедов, М.Л. Гамбарин, З.С. Талибджанов // Теплоэнергетика.- 1975.- №1.- С. 50-52.

36 Крестинин Е.И. Компьютерная программа для технической диагностики измерительных каналов комплекса технических средств энергия «Энергия» / Е.И. Крестинин, С.А. Богатенков, Ю.Б. Райский // Электрические станции.-1999.-№3.- С.64-65.

37 Герке В.Ю., Осотов В.Н. Диагностика измерительных преобразователей // Электрические станции.- 1992.- №2.- С.80.

38 Щинников П.А., Сафронов A.B. Повышение эффективности энергоблока за счет применения информационно-измерительных систем // Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности: сборник научных трудов шестой международной научно-технической конференции. Ульяновск: Изд-во УлГТУ, 2013.- С. 249-252.

39 Герке В.Ю. Совершенствование метрологического обеспечения электротехнических измерений в свердловэнерго / В.Ю. Герке, В.Н. Осотов, В.П. Голубев // Электрические станции.- 1992.- №6.- С.61-63.

40 Комкова Е.В. Организация и повышение эффективности метрологического обеспечения измерений в электроэнергетике // Электрические станции.- 2009.- №9.- С.5-9.

41 Пинтов С.Ш., Метрологические испытания измерительных каналов АСУ ТП энергоблока №1 ТЭЦ-27 АО «Мосэнерго» / С.Ш. Пинтов, И.Г. Средина, Э.В. Голиков // Теплоэнергетика.- 2002.- №3.- С.54-61.

42 Сафронов A.B., Щинников П.А. Повышение эффективности энергоблока за счет применения информационно-измерительных систем // Современные техника и технологии: сборник трудов девятнадцатой международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых в трех томах. Томск: Изд-во ТПУ, 2013.- т. 3.- С. 245-246.

43 Пинтов С.Ш. Метрологические испытания измерительных каналов АСУ ТП энергоблока №1 ТЭЦ-27 АО «Мосэнерго» / С.Ш. Пинтов, И.Г. Средина, Э.В. Голиков // Теплоэнергетика.- 2002.- №3.- С. 54-61.

44 Овчинников Ю.В. Повышение точности исходной информации в ИВС путем применения методики согласования балансов / Ю.В.Овчинников, Г.В. Ноздренко, В.И. Тимашев // Управление режимами и развитием электроэнергетических систем в условиях АСУ: межвузовский сборник трудов под редакцией В.К. Щербакова. Новосибирск, 1977.- С.166-174.

45 Аракелян Э.К. Методические положения оценки технико-экономической эффективности модернизации АСУ ТП электростанций / Э.К. Аракелян, М.А. Панько, А.Ш. Асланян // Теплоэнергетика.- 2010.- № 10.- С.45^49.

46 Сафронов A.B., Щинников П.А. О точности вычисления ТЭП ТЭС // «Энергия-2013». Теплоэнергетика: материалы восьмой международной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых в семи томах. Иваново: Изд-во ИГЭУ, 2013.- т. 1. ч. 1.- С. 66-69.

47 Сафронов A.B., Щинников П.А. Повышение эффективности энергоблока за счет применение метода согласования балансов в информационно-измерительной системе // Наука. Технологии. Инновации: материалы всероссийской научной конференции молодых ученых в шести частях. Часть 2. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2011.- С. 176-179.

48 Improving the efficiency of fuel usage in new coal technologies / P.A. Shchinnikov [and oth.] // Mechanical engineering research. Canada: Canadian center of science and education. 2011.- Vol. 1.- P. 79-91. [Повышение эффективности топливоиспользования в новых угольных технологиях].

49 Овчинников 10. В. Применение методики согласования балансов для уточнения исходной информации применительно к ТЭС/ Ю.В. Овчинников, Г.В. Ноздренко, И.М. Алтухов // Управление режимами и развитием электроэнергетических систем в условиях АСУ: межвузовский сборник трудов под редакцией В.К. Щербакова. Новосибирск, 1980.- С.45-53.

50 Томилов В.Г. К вопросу оценки погрешности косвенного измерения энтальпии перегретого пара / В.Г. Томилов [и др.] // Теплоэнергетика. Физико-технические и экологические проблемы, новые технологии, технико-экономическая эффективность: сб. науч. трудов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2000.-Вып. 4.- С. 199-220.

51 Сердюков О.В.Современные программно-технические комплексы для теплоэнергетики и пути их развития / О.В. Сердюков [и др.] // Теплоэнергетика.- 2010.- №10.- С.58-61.

52 Аншина M.JI. Взгляд на место облачных технологий в промышленной автоматизации // Автоматизация в промышленности. 2013.- №4.- С.4-6.

53 Швецов Д.П. Лидеры промышленной автоматизации мигрируют в облака // Автоматизация в промышленности.- 2013.- №4.- С.7-10.

54 Вепринцев А.Н., Лисин Н.Г. Применение облачных приложений в автоматизации промышленных предприятий // Автоматизация в промышленности.- 2013.- №4.- С.29.

55 Иванова Г.М. Тепло-технические измерения и приборы / Г.М. Иванова, Н.Д. Кузнецов, B.C. Чистяков. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 232 С.

56 Гайдученко В.В. Портативная автоматизированная система комплексной диагностики энергоустановок / В.В. Гайдученко [и др.] // Теплоэнергетика.-2004.-№3.- С. 50-53.

57 Савенко В.Г. Измерительная техника. М.: «Высшая школа», 1974. 335 с.

58 Денисенко В.В. Компьютерное управление технологическим процессом, экспериментом, оборудованием. М.: Горячая линия - Телеком, 2009. - 608 с.

59 Трофимов A.B. Автоматизация проектирования АСУ ТП тепловых электростанций // Теплоэнергетика.- 2009.- № 10.- С.32-36.

60 Иванилов Б.В., Заболотный И.П. Оценка регистрации и обработки информации // Электрические станции.- 2003.- №9.- С. 40-45.

61 Михеев A.B. Оценивание режимов работы и идентификация характеристик оборудования тепловых электрических станций: автореф. дис.

на соиск. учен. степ. канд. техн. Наук / Михеев Алексей Валерьевич. -Иркутск, 2000. - 23 с.

62 ProcessPLUS™ Online System [Электронный ресурс] Сайт ВТВ Jansky GmbH. 1999URL: http://www.btbiansky.com/en/geschichte.php (дата обращения 13.08.2013).

63 Szargut I. Enegretyka cieplna w hutnictwie // Katowice: Slask, 1971. - 654 с.

64 Овчинников Ю.В. Анализ и оптимизация технико-экономических и экологических параметров ТЭС: автореф. Дис. На соиск. учен. степ. докт. Тех / Овчинников Юрий Витальевич. - Новосибирск, 1999. - 60 с.

65 Евтушенко Е.А. К вопросу о точности исходных данных при проведении теплотехнического эксперимента // Теплоэнергетика: Сборник научных трудов.- 2001.- №5.- С. 104-111.

66 Щинников П.А., Сафронов A.B. О согласовании энергобалансов при определении параметров ТЭС // Проблемы теплоэнергетики: сб. науч. трудов. Саратов: Изд-во Саратовского гос. тех. ун-та, 2012.- Вып. 2.- С.84-89.

67 Сафронов A.B., Щинников П.А. Применение метода согласования балансов для повышения эффективности информационно-измерительной системы при определении ТЭП ТЭЦ // Современные техника и технологии: сборник трудов восемнадцатой международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых в трех томах. Томск: Изд-во ТПУ, 2012.- т. 3.- С. 237-238.

68 Поляк Б.Т. Введение в оптимизацию. М.: Наука. Главная редакция физико-математической литературы, 1983.- 384 с.

69 Растригин JI.A. Стастические методы поиска. М.: Наука, 1968, 376 с.

70 У. Росс Эшби Конструкция мозга // М.-1962. 399 с.

71 Красовский A.A. Динамика непрерывных систем экстремального регулирования при случайных сигналах поиска // Изв. АН СССР, ОТН, энергетика и автоматика.- I960.- №3.- С. 101-109.

72 Теория и применение случайного поиска. Монография под общ. ред. Л.А. Растригин // Рига: изд-во Зинатне,1969. - 308 с.

73 Щинников П.А. Уточнение параметров ТЭС на основе согласования энергобалансов / П. А. Щинников [и др.] // Энергетика и теплотехника: сб. науч. трудов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2012.- Вып. 17.- С. 80-86.

74 Щинников П.А. Распределение нагрузки на ТЭЦ эксергетическим методом / П. А. Щинников [и др.] // Энергетика и теплотехника: сб. науч. трудов. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2012.- Вып. 17.- С. 101-105.

75 Григорьева О. К. Комбинированное теплоснабжение от ТЭЦ с газосетевыми подогревателями и термотрансформаторами / О. К. Григорьева, Г. В. Ноздренко, А. А. Францева // Теплофизика и аэромеханика.- 2012.- Т. 19.- №3(75).- С.391-397.

76 Ноздренко Г.В. Технико-экономические показатели новой технологии комбинированного энергоснабжения с ПГУ и термотрансформаторами / Г. В. Ноздренко [и др.] // Доклады академии наук ВШ РФ, 2012.№1(18). С.112-116.

77 Овчинников Ю.В. Водоугольное топливо, особенности его стабилизации / С.В. Луценко, К. В. Гладких, Ю. В. Овчинников // Сибирский научный вестник / Новосибирский научный центр У'Ноосферные знания и технологии\" РАЕН. Вып. X. Новосибирск: Изд-во НГАВТ. 2007. С. 134-137.

78 Каплан М.П. Тепловая эффективность энергоустановок различного типа с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии // Теплоэнергетика.- 2000.- №2.- С. 25-29.

79 Микулич Г.В. Показатели топливной эффективности ТЭЦ //Вестник в электроэнергетике.- 2008,- №3,- С. 47-55.

80 Славина H.A. О методах распределения затрат на ТЭЦ / H.A. Славина, Э.М. Косматов, Е.Е. Барыкин // Электрические станции. 2001. №11. С. 14-17.

81 Пиир А.Э., Кунтыш В.Б. Определение показателей тепловой и экономической эффективности ТЭЦ без разделения расхода топлива и оборудования по видам продукции // Теплоэнергетика. 2006. №5. С. 66-69.

82 Денисов В.И. Метод расчета экономически обоснованных тарифов на электрическую и тепловую энергию, вырабатываемую ТЭЦ // Электрические станции.- 2005.- №8.- С. 16-23.

83 Денисов В.И. Метод формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию // Теплоэнергетика.- 2001.- №3.- С. 58-61.

84 Денисов В.И. Обоснование тарифов на электрическую и тепловую энергию ТЭЦ, выводимых на Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) // Электрические станции,- 1999.-№10.- С. 18-27.

85 Анрющенко А.И. Новые высокоэффективные системы теплоснабжения // Материалы межвузовского семинара по проблемам теплоэнергетики: сборник научных трудов. Саратов: СГТУ. - 1966. - С.19-21.

86 Бродянский В.М. Эксергетичекий метод термодинамического анализа. М.: Энергия, 1973.- 296 с.

87 Трайбус М., Эванс Р. Термоэкономическое проектирование при условии переменной структуры стоимости // Эксергетический метод и его приблежения: сборник научных трудов.- 1967. - С. 202-232.

88 Шаргут Я., Петеля Р. Эксергия // М., 1968. - 279 с.

89 Щинников, П.А. Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями / П.А. Щинников [и др.] // Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. - 528 с.

90 Щинников П. А. Критерий эффективности при эксергетической оптимизации функционирования энергопреобразования / П. А. Щинников [и др.] // Доклады ТУСУРа.- 2012.- № 1 (25), ч. 1.- С. 204-208.

91 Щинников П.А. Согласование материальных и энергетических балансов / П. А. Щинников [и др.] // Доклады ТУСУРа.- 2012.- № 1 (25), ч. 1.- С. 212216.

92 Ноздренко Г.В. Определяющие принципы и алгоритмы вычислительного комплекса ОРТЭС дл я проведения технико-экономических исследований ТЭС с новыми энерготехнологиями / Г.В. Ноздренко, П.А. Щинников, И.В.

Бородихин // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: сб. науч. трудов. Новосибирск: Изд-во: НГТУ, 2005.- Вып. 9.- С. 22-42.

93 Щинников П.А. Computation System Power Station / П.А. Щинников, A.M. Дворцевой, A.B. Сафронов // Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2013614948. - Зарегистрировано в реестре программ для ЭВМ 23 мая 2013 г.

94 Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. — М.: Энергоатомиздат, 1987.- 328 с

95 Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на тепловых станция СО 34.35.101-2003. М.: ЦПТИ ОРГЕЭС, 2004.- 120с.

96 Нормы точности измерений технологических параметров тепловых станций РД 34.11.321-88. - Разраб. ПО "Союзтехэнерго". М., 1980. - 48 с.

97 Нормы точности измерений технологических параметров тепловых станций РД 34.11.321-96 . - Разраб. АО «Фирма ОРГРЭС». М., 1996. - 20 с.

98 Программно-технический комплекс АСУ ТП энергоблока тепловой электростанции [Электронный ресурс] Учреждение российской академии наук Конструкторско-технологический институт вычислительной техники Сибирского отделения РАН. 1999. URL: http://www.kti.nsc.ru/index.php7icN210 (дата обращения 13.08.2013)

99 Горшков A.C. Технико-экономические показатели тепловых электрических станций. М.: Энергия, 1974.- 240 с.

100 Стерман Л.С.Тепловые и атомные электрические станции / Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тишин. -М.: Энергоатомиздат, 1995.-416 с.

101 Урин В.Д. Энергетические характеристики для оптимизации режима электростанций и энергосистем / В.Д. Урин, П.П. Кутлер. -М.: Энергия, 1974. -136 с.

102 Плетнев Г.П. Автоматизированное управление объектами тепловых электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1981.- 368 с.