Налог на имущество составляет.
где.
— ставка налога на имущество;
— стоимость основных средств на начало года, конец года.
3.
1.4 Расчет себестоимости 1 Гкал Удельный расход условного топлива на выработку э/энергии:
г. у.т./кВтч;
Удельный расход условного топлива на выработку т/энергии:
кг.у.т./кВтч;
Удельный расход натурального топлива на э/э:
;
Годовой расход натурального топлива на э/э:
Годовой расход натурального топлива на т/э:
Для распределения элементов затрат по фазам производства приняты следующие соотношения:
— Затраты по топливно-транспортному и котельному цехам, млрд. р./год,.
— Затраты по электрическому и турбинному цехам, млрд. р./год.
— Общестанционные затраты составят, млрд. р./год,.
По каждому цеху затраты распределяются между теплотой и электроэнергией, а затем суммируются по каждому виду энергии.
В результате определяются затраты, отнесенные на производство электрической и тепловой энергии, млрд. р./год, Таблица 20.
Годовая смета затрат на производство тепловой и электро энергии Статьи затрат Обозначение Сумма, руб. Удельный вес, % Затраты на материалы Sм 1 965 876 0,16 Затраты на топливо Sтопл 690 725 000 58,3 Затраты на электроэнергию Sэл.эн. 104 317 780 8,7 Затраты на воду SВ 163 810 0,01 Затраты на заработную плату Sз.пл. 32 075 915 2,7 РСЭО SРСЭО 110 570 600 9,3 Амортизационные отчисления Sамор 146 471 733 12,2 Прочие затраты, в том числе налог на имущество Sпроч. 106 530 140 8,9 Итого в 1 год — 1 192 820 854 100.
3.
1.5 Расчет величины чистой прибыли Прибыль от продаж.
Чистая прибыль.
руб/год, где Нналог на прибыль (20%), руб./год.
руб./год руб./ год.
3.
1.6 Расчет периода окупаемости проекта Таблица 21.
Расчет периода окупаемости проекта Показатель 0 1 год 2 год 3 год 4 год Капиталовложения, руб. 1 627 463 700 − − − − Амортизация, руб. − 146 471 733 146 471 733 146 471 733 146 471 733.
Чистая прибыль (ЧП), руб. − 582 211 052 583 375 474 584 539 896 585 704 318 ∑ЧП + амортизация нарастающим итогом, руб. − 728 682 785 1 458 529 992 2 189 541 621 2 921 717 672.
Коэффициент дисконтирования − 0,87 0,756 0,657 0,57 ∑ЧП + амортизация дисконтированные нарастающим итогом, руб. — 633 954 023 1 102 648 674 1 438 528 845 1 665 379 073.
Период окупаемости составляет 3 года 10 месяцев.
3.2 Экологичность проекта и безопасность жизнедеятельности ТЭЦ мощностью 200 Гкал и выше, работающие на газовом и газомазутном топливе (последний — как резервный), относятся к предприятиям третьего класса с СЗЗ не менее 300 м (Сан.
ПиН 2.
2.1/ 2.
1.1. 1200 — 03. Санитарно — защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов).
Раздел разработан с использованием [1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 9, 10, 12, 13, 15, 16, 17, 23, 53, 54, 55, 57].
Жилые дома, зоны отдыха и особо охраняемые объекты не попадают в нормативную санитарно-защитную зону ТЭЦ. Специальных мероприятий по озеленению и благоустройству нормативной санитарно-защитной зоны ТЭЦ в данном проекте не предусматривается.
ТЭЦ собственных нужд представляет собой одноэтажное здание с металлическим каркасом и ограждающими из стеновых сэндвич-панелей с негорючим минераловатным утеплителем, с пределом огнестойкости Е 30-К0. Фундамент в машинном и в котельном отделениях — монолитная железобетонная плита толщиной 250 мм на естественном основании.
Контроль и управление основным технологическим оборудованием (в том числе электротехническим оборудованием) и оборудованием вспомогательных систем осуществляет АСУ ТП с применением современного программно-технического комплекса (ПТК).
АСУ ТП представляет собой единую интегрированную, распределенную человеко — машинную систему, работающую в темпе протекания технологического процесса (реальном времени). Техническое обслуживание и ремонт тепломеханического и электрического оборудования, средств АСУ ТП, КИП и, А выполняются персоналом электростанции, заводами и фирмами поставщиками оборудования на основании договоров по сервисному обслуживанию, а также с привлечением персонала специализированных предприятий.
Характеристика рабочего места машиниста энергоблока в помещении эксплуатационного персонала ТЭЦ, расположенного в инженерно — бытовом комплексе.
ИБК — 4-хэтажное отапливаемое здание с постоянным пребыванием персонала.
Первый этаж — помещения столовой и бытовые помещения персонала ТЭЦ;
Второй этаж — помещения эксплуатационного персонала ТЭЦ;
Третий этаж — помещения оперативного персонала и помещения диспетчерской и серверной энергокомплекса;
Четвертый этаж — помещения административно — управленческого персонала ТЭЦ, помещения вентиляции, помещение серверной для связи с АИСУ ГОК.
Площадь ИБК составляет 995 м²; объем ИБК — 12 930 м³.
Рабочее место машиниста находится на 2 этаже ИБК, машиниста в составе одного персонального компьютера (ПК) с двумя мониторами для контроля и управления основным технологическим оборудованием, а так же общестанционным оборудованием главного корпуса.
Работа машиниста организована по непрерывному графику, утверждённому начальником ТЭЦ с продолжительностью смены 12 часов.
Режим труда и отдыха регламентируется двумя перерывами по 30 минут каждый, для принятия пищи. Кроме этого, для снижения напряженности труда машиниста имеется звукоизоляционная кабина, в которой он находится в периоды, свободные от переключений и контроля.
В обязанности машиниста входит контроль параметров, периодический осмотр, обслуживание и оперативный ремонт технологического оборудования главного корпуса.
На машиниста в зонах обслуживания котлоагрегатов и турбоустановок воздействуют следующие вредные факторы: повышенный уровень шума, повышенная температура микроклимата, вибрация. Производственная опасность исходит и от оборудования, работающего под избыточным давлением и с высокой температурой, и от работы вращающихся механизмов.
Для защиты от воздействия и вредных факторов необходимо применять следующие средства индивидуальной защиты (СИЗ):
для снижения шумовых нагрузок необходимо обязательное использование средств защиты органов слуха (СИЗ ОС) противошумных вкладышей «беруши"типа ЗМ-1100.
Пребывания в зонах постоянного воздействия уровня шума свыше 85дБ (А) без СИЗ ОС запрещено. Допустимое значение уровня звука в зонах обслуживания 80 дБ (А) (фактическое 81 — 92дБ (А)).
для обеспечения среднесменного термического напряжения на допустимом уровне в условиях нагревающего микроклимата суммарная продолжительность деятельности в зонах с температурой выше +25˚С не должна превышать 3-х часов. В случае проведения более длительных работ должно быть установлено воздушное душирование.
При обслуживании вращающихся механизмов не должно быть развевающихся частей одежды, которые могут быть захвачены движущимся (вращающимися) частями механизмов. Засучивать рукава спецодежды запрещается.
Запрещается находиться без производственной необходимости на площадках агрегатов, вблизи запорной, регулирующей арматуры и фланцевых соединений трубопроводов, находящихся под давлением.
При нахождении в помещении с действующим технологическим оборудованием (за исключением звукоизолированной кабины) необходимо носить защитную каску для защиты головы от ударов случайными предметами.
Машинист должен работать в спецодежде, выдаваемой на основании отраслевых норм:
Хлопчатобумажный костюм по ГОСТ 27 572–87 1шт. на 12 месяцев;
Ботинки кожаные ГОСТ 12.
4.137−84 1 пара на 12 месяцев;
Куртка х/б на утеплённой подкладке ГОСТ 29 335–92 1 шт. на 24 месяца.
Использование СИЗ:
Рукавицы комбинированные ГОСТ 12.4010−75 тип Б-Г пара на 1 месяц;
Очки защитные ГОСТ 12.4013−97 до износа;
Каска защитная ГОСТ 12.
4.128−83.
3.
2.1 Безопасность проекта На ТЭЦ собственных нужд можно выделить следующие виды опасных производственных факторов и соответствующие мероприятия по обеспечению травмобезопасности.
механические опасности:
движущиеся части оборудования;
потенциальная энергия ударной волны (при взрыве газовоздушной смеси);
шум и вибрация при работе газотурбинных установок.
термические опасности:
нагретые элементы оборудования;
трубопроводы горячей воды;
дымоходы.
химические опасности:
природный газ (взрывоопасен и обладает удушающими свойствами, так как его присутствие снижает концентрацию кислорода в воздухе рабочей зоны).
электрические опасности:
металлические части электрооборудования;
кабели и провода;
электрический ток.
Наличие высокотемпературных поверхностей представляет опасность для обслуживающего персонала. Все высокотемпературные поверхности покрыты слоем изоляционного материала, температура на поверхности которого не превышает 45 °C и имеет ограждение.
На данном объекте, с точки зрения данного фактора опасность представляют: котёл — утилизатор, газотурбинная установка, деаэраторы, насосы и трубопроводы высокотемпературных сред.
Газотурбинная установка закрыта звукоизолирующим кожухом, который препятствует случайному соприкосновению с высокотемпературными частями установки. Вентиляция внутри кожуха препятствует его нагреву до опасных значений.
Внешняя поверхность котла утилизатора покрыта слоем в 100−200мм изоляционного материала, температура на поверхности которого не является опасной. Защитные кожухи, элементы ограждения окрашены в жёлтый цвет в соответствии с ГОСТ Р 12.
4.026−2001[8].
Движущиеся части приводов и механизмов (валы генераторов, электродвигателей, насосов, соединительные муфты, и.т.д.), контакт с которыми может быть опасен, закрыты защитными кожухами или находятся внутри защитного корпуса. Все кожухи, двери защитных корпусов при нормальном режиме работы оборудования должны быть закрыты. Защитные кожухи окрашены в жёлтый цвет в соответствии с ГОСТ Р 12.
4.026−2001.
Помещение машзала относится к категории помещений с повышенной опасностью (наличие токопроводящих железобетонных полов). На данном объекте присутствуют генераторы электрической мощности, трансформаторы и кабели напряжением от 0,4 до 6,3кВ. Для защиты от поражения электрическим током все открытые токоведущие части ограждены или находятся внутри распределительных устройств, запертых на замок. Внутри машзала кабели проложены в специальных кабельных сооружениях: кабельные каналах, кабельных полуэтажах, кабельные подвалах, кабельных лотках и коробах. Все электрооборудование имеет защитное заземление или зануление. Заземление выполнено в соответствии с требованиями ПУЭ глава 1.7 и ГОСТ 12.
1.030−81. ССВТ. Электробезопасность. Защитное заземление и зануление[9].
Средства защиты машиниста энергоблока:
средства защиты головы (каски защитные);
средства защиты глаз и лица (очки и щитки защитные);
средства защиты органов дыхания (противогазы и респираторы);
средства защиты рук (рукавицы);
средства защиты от падения с высоты (пояса предохранительные и канаты страховочные);
одежда специальная защитная (комплекты защиты от электрической дуги).
На территории ТЭЦ здания и сооружения с категорией производств и классификацией по взрывной и взрывопожарной опасности относятся к специальным объектам с надежностью защиты от прямых ударов молнии (ПУМ) — 0,90. Защита этих объектов от прямых ударов молнии выполнена при помощи отдельно стоящих прожекторных матч с молниеотводами. Здание главного корпуса относится по устройству молниезащиты к III категории (Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций (СО 153 — 34.
21.122−2003))[10].
3.
2.2 Освещенность Освещение выполнено в соответствии с требованиями СП 52.
13 330.
2011"Естественное и искусственное освещение"[12].
Система освещения состоит из рабочего, аварийного, охранного и дежурного освещения. В качестве источников света применены, в основном, газоразрядные лампы и лампы накаливания мощностью до 60 Вт, энергосберегающие лампы.
Аварийное освещение в свою очередь подразделено на освещение безопасности и эвакуационное.
Рабочее освещение обеспечивает необходимую для выполнения работ освещенность. При наличии в помещениях аварийного освещения требуемую освещенность создают совместно оба вида освещения.
Через оконные проемы в светлое время сутокосуществляется естественное освещение (помещения с постоянным пребыванием персонала).
В помещениях без естественного света, независимо от наличия освещения безопасности, выполнено эвакуационное освещение, автоматически переключаемое на третий независимый источник питания — светильники и указатели имеют автономный источник питания.
В помещении машзала освещение комбинированное искусственное и естественное, искусственное с помощью люминесцентных ламп дневного света и ламп накаливания.
Освещение вмашзале на уровне обслуживания генераторов и местных щитах управления не менее 200 лк, в остальном не менее 50 лк.
Для ослабления слепящего действия высота подвеса светильников должна быть не менее предусмотренной нормами (при мощности лампы 200 Вт и менее — не ниже 2.5 — 4 м, а при мощности более 200 Вт — не ниже 3 — 6 м в зависимости от типа светильника). Не допускается снимать рассеиватели светильников.
Рабочие без особого напряжения зрения могут наблюдать за показаниями различных приборов, водоуказательных стекол, манометров и т. п. Работе машиниста соответствует IV разряд зрительной работы (средней точности). Следовательно, нормативное значение коэффициента естественной освещенности КЕО составит 1,5% (при боковом освещении).
3.
2.3 Защита от шума и вибраций Допустимый уровень шума на постоянных рабочих местах и в рабочих зонах не должен превышать 80дБА (ГОСТ 12.
1.003−83*) [13].
Вибрация турбогенераторов связана в той или иной степени с вращением ротора. Вибрации подвергаются различные части и детали генераторов: сам ротор, полюса роторов, шейки вала, подшипники, соединительные муфты, контактные кольца, корпус статора, щеточный аппарат и многие другие детали.
На машиниста действует только общая (технологическая) вибрация. Данные условия работы по вибрационному состоянию относятся к IIIкатегории, тип а (общая технологическая вибрация категории III по месту действия, тип а: на постоянных рабочих местах производственных помещений предприятий).
Борьба с шумом и вибрацией проводится по двум направлениям:
принятие объемно-планировочных решений, позволяющих локализовать источники шума и вибрации (устройство тамбуров, коридоров);
локализация шума и вибрации по мере их образования путем применения современных звукопоглощающих материалов и акустических подвесных потолков.
Для локализации шума в источнике его образования выполнены следующие мероприятия:
Звукоизолирующий кожух, закрывающий отсеки газовой турбины и отсеки вспомогательного оборудования, обеспечивая гарантированные уровни шума в ближайшем поле на уровне 80 дБА.
Стены машзалазаполнены звукопоглощающими материалами и имеют двойную стенку в местах установки дверей, обеспечивающие тем самым допустимые параметры по уровню шума и вибрации.
Установлены мягкие вставки при соединении воздуховодов с вентиляторами и кондиционерами.
Установлены вентиляторы на виброизолирующих основаниях.
Установлены шумоглушители на воздуховодах и в приточных камерах.
Подобраны вентиляторы с максимальным значением КПД.
Для снижения уровня шума при эксплуатации газовой турбины, система воздухозабора и котёл-утилизатор оборудованы шумоглушительными камерами.
3.
2.4 Пожарная безопасность Помещение машзала по взрывопожарной и пожарной опасности согласно СП 12.13 130 — 09 относится к категории Б (работа оборудования связана с применением горючих газов, которые могут образовывать с воздухом взрывоопасные смеси) [14].
Класс взрывоопасности зоны ТЭЦ В — Iа согласно ПУЭ (зоны, расположенные в помещениях, в которых при нормальных режимах работы взрывоопасные смеси горючих газов не образуются, а возможны только в результате аварий или неисправностей).
Причиной взрыва может стать утечка газа вследствие неисправности оборудования или эксплуатации газопроводов.
Согласно СП 2.13 130 — 09 относится к III степени огнестойкости здания (по категориивзрывопожарной и пожарной опасности и высоте здания) [17].
В котельной предусмотрена пожарная автоматика, первичные средства пожаротушения, разработана схема эвакуации в случае возникновения пожара.
В помещении диспетчерской энергокомплекса установлен блок индикации.
Помещения защищены автоматическими дымовыми адресно — аналоговыми пожарными извещателями. Система оповещения и управления эвакуацией СОУЭ в защищаемых автоматической установкой пожарной сигнализации в зданиях и сооружениях ТЭЦ ГОК выполнена по 2-му типу СП 3.
13 130.
2009"Система оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре".
Сигнал о возникновении пожара вынесен на пульт диспетчера. Сеть противопожарного трубопровода внутризаводская, имеет два источника подачи воды, кольцевые участки с отключающей арматурой, что обеспечивает гибкость схемы для подачи воды в период ремонтов. Внутри помещения находятся пожарные краны, оснащенные рукавами длинной 10 — 20 м и стволами, укладываемыми в специальные шкафы, дверцы которых пломбируются.
Газотурбинная установка имеет собственную систему пожаротушения на основе углекислоты с системой распыла внутри защитного корпуса.
Для размещения первичных средств пожаротушения в производственных помещениях и на территории установлены специальные пожарные щиты. В качестве первичных средств пожаротушения применяются: газовый огнетушитель ОУ-5, порошковый огнетушитель ОП-5, песок.
3.
2.5 Чрезвычайные ситуации На данной ТЭЦ могут возникнуть ЧС следующего характера:
ЧС техногенного характера: выброс природного газа в случае порыва трубопровода или аварии на газотурбинной установке. При возникновении данной ситуации (превышение предельно допустимого содержания природного газа в помещении машзала) произойдёт оповещение персонала устройствами звуковой сигнализации. Персонал должен выполнить аварийный останов оборудования и немедленно покинуть ТЭЦ согласно правилам эвакуации, т.к. существует опасность взрыва выброшенного в машзал газа и возникновение пожара.
ЧС природного характера: ураган, шквалистый ветер (снос кровли, разрушение оконных блоков, в итоге поломка оборудования, панелей, щитов КИП, т. е. потеря управления энергоблоком, травмирование людей стеклом). В случае возникновения данного ЧС нужно закрыть окна и двери, спуститься на первый этаж здания.
ТЭЦ является источником потенциальной опасности для окружающей среды. В данном разделе перечислены воздействия ТЭЦ на окружающую среду и приведены меры для снижения или ликвидации факторов загрязнения.
3.
2.6 Анализ влияния ТЭЦ на окружающую среду и мероприятия по охране окружающей среды Место расположения ТЭЦ не затрагивает охранных зон, памятников природы, заповедников и других особо охраняемых объектов. Санитарно-защитная зона для ТЭЦ согласно Сан.
ПиН 2.
2.½.
1.1. 1200−03 «Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация «300 м, предприятиеIII класса.
Эксплуатация данного объекта сопряжена со следующими воздействиями на окружающую среду:
Выбросы в атмосферу с продуктами сгорания вредных веществ, образовавшихся в процессе горения;
Шумовое воздействие, сопряженное с эксплуатацией оборудования;
Водопотребление на производственные, хозяйственно-бытовые и противопожарные нужды;
Сброс загрязненной воды с производства.
Вывод: производственная оценка степени воздействия ТЭЦ собственных нужд показала, что эксплуатация данного объекта не вызывает нарушения экологического равновесия в районе его размещения.
Заключение
.
В связи с постоянным ростом цен на электроэнергию многие предприятия, производящие и использующие водяной пар на технологические нужды и отопление, переходят на самостоятельное ее производство с помощью блочных паровых турбогенераторов с противодавленческой турбиной для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии.
В отличие от паротурбинного (паросилового цикла Ренкина на перегретом водяном паре), в циклах газотурбинных установок рабочим телом служат нагретые до высокой температуры сжатые газы. В качестве таких газов чаще всего используют смесь воздуха и продуктов сгорания жидкого (или газообразного) топлива.
При строительстве нового большого производственного предприятия неизбежно возникает вопрос его снабжения электрической и тепловой энергией. Тарифы на подключение к существующим электрическим и тепловым сетям в центральных частях страны порой настолько огромны, что рассматривается возможность строительства собственных генерирующих установок.
В данном проекте рассмотрен вопрос строительства ТЭЦ собственных нужд крупного горно-обогатительного комбината.
В проекте рассмотрено проектирование ТЭЦ собственных нужд горно-обогатительного комплекса «Томинский».
Актуальность работы заключалась в том, что в промышленных районах России остро стоит проблема нехватки энергии от работающих энергоснабжающих предприятий. Вопросы собственной генерации и выработки теплоты актуальны особенно для проектируемых предприятий.
В результате изучен принцип работы ТЭЦ, рассмотрены различные способы производства электрической и тепловой энергии на промышленных объектах, спроектирована и рассчитана схема ТЭЦ.
Произведен расчет цикла ГТУ, в результате которого определены параметры состояния в каждой точке цикла. Температура газов за газовой турбиной 421оС. Эта теплота полезно используется в котле утилизаторе с дожиганием.
Выполнен расчет котла-утилизатора с дожиганием для получения пара. Расчет котла показал, что при работе в штатном режиме утилизации теплоты уходящих газов из газовой турбины с дожиганием расход природного газа составит 0,874 м3/с, коэффициент полезного действия котла 93,5%, температура уходящих газов 170оС.
Рассмотрено вспомогательное оборудование ТЭЦ, топливоснабжение, водоподготовка.
Произведена оценка капиталовложений в строительство ТЭЦ, технико-экономических показателей проектируемой ТЭЦ. Капитальные затраты составят 1105,7 млн.
руб. в ценах 2015 года. Себестоимость тепловой энергии в виде пара составит 815 руб/Гкал. Срок окупаемости проекта с учетом дисконтирования затрат оценен в 3 года 10 месяцев.
Рассмотрена безопасность и экологичность проекта.
Практическая значимость работы заключается в использовании результатов проекта при проектировании автономных систем энергоснабжения для подобных предприятий.
ГОСТ Р 50 571.
3−94 «Электроустановки зданий».
ГОСТ 12.
1.029−80. ССБТ. Методы и средства защиты от шума.
НПБ 105−03. Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной и пожарной опасности. Нормы государственной противопожарной службы МВД России, 1995.
Правила технической эксплуатации электростанций и сетей. — М.: Энергоатомиздат, 2003.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ), 1987 г.
Правила устройства электроустановок. — М.: Энергоатомиздат, 2001.
СН 2.
2.4/2.
1.8583−96 «Инфразвук на рабочих местах, в жилых и общественных зданиях и на территории жилой застройки».
СНиП 2.
04.07−86*. Тепловые сети. — М.: Минстрой России, 1994.
СНиП 2.
08.02−89/(1999) «Общественные здания и сооружения».
СНиП 21−01−97 Пожарная безопасность зданий и сооружений. М.: Госстрой России, 1997. 14с.
СНиП 23−01−99 «Строительная климатология».
СНиП 23−03−2003.
Защита от шума.
СНиП 23−05−95. Строительные правила и нормы РФ. «Естественное и искусственное освещение».
СНиП II-35−76 «Котельные установки».
СНиП 31.03−2001 «Производственные здания».
СП 31−110−2003.
Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий.
ОНД-86 «Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий».
Ахмедов Р. Б, Цирульников Л. Н. Технология сжигания горючих газов и жидких топлив.- Л.: Недра, 1984.
Астахов Н.Л., Калинов В. Ф., Киселёв Г. П. Современная методика расчёта показателей тепловой экономичности ТЭС. — Энергетик, 1997, № 12.
Бузников Е.Ф., Роддатис К. Ф. Производственные и отопительные котельные. М.: Энергия, 1974.
Виленский П.Л., Лившиц В. Н., Орлова Е. Р., Смоляк С. А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. — М.: Дело, 1998.
Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений. СНиП 11−01−95. — М.: ГП «ЦЕНТРИНВЕСТ-проект», 1995.
Информационный бюллетень «Энергосовет», выпуск № 4 (4) ноябрь 2009 г.
Иссерлин А. С. Основы сжигания газового топлива. Справ. пособие. — Л.: Недра. 1987.
Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий. МУКП. — СПб.: СЗПИ, 1998.
Кириенков А. В. Комплексная оценка эффективности применения стационарных газотурбинных установок на промышленно-отопительных котельных автореферат диссертации по энергетике.
Ковалёв В. В. Методы оценки инвестиционных проектов. — М.: Финансы и статистика, 1998.
Корсов Ю. Г., Ефимов В. С., Ртищев В. В. Сравнительный анализ энергетических газотурбинных установок //Энергетическое строительство, 1990, № 11.
Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты / А. П. Воинов, В. А. Зайцев, Л. И. Куперман, Л. Н. Сидельковский. — М.: Энергоатомиздат, 1989.
Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты. / Под ред. Л. Н. Сидельковского — М.: Энергоатомиздат, 1989.
Котлы-утилизаторы и котлы энерготехнологические. Отраслевой каталог / В. А. Зайцев, Л. М. Микрюкова. — М.: НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ, 1985.
Лебедев В. М. Тепловой расчёт и конструирование котельных агрегатов. Ч. Тепловой расчёт котельных агрегатов и определение расхода топлива: Метод. указания / Омская гос. акад. путей сообщения. Омск, 1995.
Манюк В.И., Каплинский И. И., Хиж Э. Б. и др. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей. — М.: Стройиздат, 1988.
Мелкумов Я. С. Экономическая оценка эффективности инвестиций и финансирование инвестиционных проектов. — М.: ИКЦ «ДИС», 1997.
Митор В. В. Теплообмен в топках паровых и водогрейных котлов.- М.-Л.: Машиз., 1963.
Общие методические положения по выявлению резервов экономии топлива за счет использования вторичных энергетических ресурсов на промышленных предприятиях.- М.: Госплан СССР (НИИПиН), 1977.
Основные методические положения по планированию использования вторичных энергетических ресурсов. — М.: Энергоатомиздат, 1987.
Паровые турбины и турбогенераторы. Номенклатурный перечень № 1. — Калуга, ОАО КТЗ, 2001.
Паротурбинные энергетические установки. — М.: ЦНИИТЭИ-тяжмаш, 1988.
Порецкий Л. Я. Справочник эксплуатационника газифицированных котельных. М: Энергия, 1978.
Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений. СП 11−101−95. — М.: Минстрой России, 1995.
Промышленная теплоэнергетика и теплотехника. Справочник / Под общ. ред. В. А. Григорьева, В. М. Зорина. — М.: Энергоатомиздат, 1991.
Ривкин С.Л., Александров А. А. Теплофизические свойства во-ды и водяного пара — М.: Энергия, 1980.
Самсонов В.С., Вяткин М. А. Экономика предприятий энергетического комплекса. М., 2003.
Семененко Н. А. Организация топливоиспользования и энерготехнологическое комбинирование в промышленной огнетехнике. — М.: Энергия, 1976. 279 с.
Семенов В. Г. Теплофикация в современных рыночных условиях, Информационная система по теплоснабжению, www.rosteplo.ru, 2012 г.
Сидельковский Л.Н., Юренев В. Н. Котельные установки промышленных предприятий. — М.: Энергоатомиздат, 1988.
Спейшер В. А. Обезвреживание промышленных выбросов дожиганием. М.: Энергоатомиздат, 1986.
Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоатомиздат, 1989.
Теория и практика сжигания газа. «Сборник статей» — Л.: Недра, 1981.
Тепловые и атомные электрические станции. Справочник / Под общ. ред. В. А. Григорьева, В. М. Зорина. — М.: Энергоатомиздат, 1989.
Тепловой расчёт котельных агрегатов. Нормативный метод / Под ред. Н. В. Кузнецова и др. М.: Энергия, 1973.
Фурсенко В.Ф., Каплунова И. М., Жукова Н. Н. Вопросы охраны окружающей среды. Ч. 1. — Ростов-на-Дону, 1989.
Фурсенко В.Ф., Каплунова И. М., Жукова Н. Н. Вопросы охраны окружающей среды. Ч. 2. — Ростов-на-Дону, 1989.
Фурсенко В.Ф., Каплунова И. М., Жукова Н. Н. Вопросы охраны окружающей среды. Ч. 3. — Ростов-на-Дону, 1989.
Эстеркин Р. И. Перевод промышленных котлов на газообразное топливо. М.: Энергия, 1967.
Яковлева Е.Ж., Семёнов Н. Д. Охрана окружающей среды: Учебник для вузов. М., 1986.
http://www.businesspress.ru/.
http://www.energyland.info.
http://esto.tomsk.gov.ru.
http://generation.ru/.
http://max-energy-saving.info.
http://newenergetika.narod.ru/.
http://novostienergetiki.ru/.
