Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Оптимизация параметров и схем пылеугольных газотурбинных мини-ТЭЦ с технологией внешнего сжигания

Диссертация: Оптимизация параметров и схем пылеугольных газотурбинных мини-ТЭЦ с технологией внешнего сжигания
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

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 строительстваотносительно низкие инвестиции (нет необходимости в сооружении распределительного… Читать ещё >

Оптимизация параметров и схем пылеугольных газотурбинных мини-ТЭЦ с технологией внешнего сжигания (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 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 Е
      • 3. 1. 3. Удельные затраты при производстве Ех
      • 3. 1. 4. Удельные затраты при производстве Е
      • 3. 1. 4. Удельные затраты при производстве Е
    • 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

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 строительстваотносительно 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 сетьвозможность размещения на малых территориях, выделенных для городских и заводских котельныхвысокая 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.

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.

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.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Д.Б. Основные тенденции в развитии энергетики мира. // Теплоэнергетика. 1995, -№ 9. -С.5−12-
  2. В.И. Энергосбережение — важнейшее направление новой энергетической политики России. // Теплоэнергетика. 1993, -№ 4. -С.2−5-
  3. А.Г. Влияние научно-технического прогресса на повышение эффективности производства электроэнергии и тепла. // Теплоэнергетика. 1993,-№ 4. -С.6−13.
  4. А.И. Энергетическая эффективность теплофикации от блок-ТЭЦ на базе районных котельных. // Энергетика. Известия ВУЗов. 1991, -№ 6. -С.3−7.
  5. 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. Е.Я., Мартынов В. А. Энергетические характеристики газотурбинных теплофикационных установок. // Теплоэнергетика. 1994, -№ 12. -С.11−16.
  7. 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. А.Д., Ларин Е. А., Шелудько Л. П. Экономическая эффективность газотурбинных мини-ТЭЦ. // Энергетика. Известия ВУЗов. 1991, -№ 7. -С.106−108.
  9. 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. 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. И.Р. Котлы с предвключенными газотурбинными установками. // Теплоэнергетика. 1995, -№ 4. -С.41−43.
  13. Г. П. Расчет показателей тепловой экономичности и удельных расходов топлива на газотурбинных блок-ТЭЦ. // Теплоэнергетика. 1996, -№ 6. -С.14−17.
  14. 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. 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. 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. Г. Г. Разработка перспективных ГТУ в США. // Теплоэнергетика. 1994, -№ 9. -С.61−69.
  18. 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 -№ 100 348, 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. В.Ю. Научно-техническое прогнозирование в газотурбинострое-нии. // Энергетика. Изв. ВУЗов. 1992, -№ 3. -С.3−11.
  23. 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. В.Н. Газотурбинный двигатель авиационного типа НК-37 для электростанции. // Теплоэнергетика. 1992, -№ 9. -С.27−31.
  25. 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. И.И., Сударев A.B., Резников А. Г. Керамика в высокотемпературных ГТУ. // Промышленная теплотехника. 1988. т. 10, -№ 6. -С.67−87.
  27. С.Ф., Кузнецов А. Л., Тихомиров Б. А. Целесообразные направления повышения экономичности ГТУ. // Теплоэнергетика. 1989, -№ 7. -С.68−70.
  28. 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. И.И., Сударев A.B., Резников А. Г. Керамика в высокотемпературных ГТУ. //Промышленная теплотехника. 1988. т.10, -№ 6. -С.67−87.
  32. 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. Е.Я., Мартынов B.A. Энергетические характеристики газотурбинных теплофикационных установок. // Теплоэнергетика. 1994, -№ 12. -С. 1116.
  43. А.Д., Смирнов И. А., Баркат Кхчер, Hyp Ахмад Условия повышения термодинамической эффективности утилизационных ГТУ. // Теплоэнергетика. 1992, -№ 12. -С.38−42.
  44. 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. 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. 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. Я., Петела Р. Эксергия. // М.: Эгсергия. 1968. -279С.
  58. А.И., Аминов Р. З., Хлебалин Ю. М. Теплофикационные установки и их использование. // М.: Высшая школа. 1989. -256С.
  59. А.И., Дубинин А. Б., Ларин Е. А. О показателях экономической эффективности энергетических объектов. // Энергетика. Известия Вузов. 1990, -№ 7. -С.3−6.
  60. Л.С., Денисов В. И., Светлов К. С. О методах распределения затрат на ТЭЦ. // Электрические станции. 1989, -№ 11. -С.20−25.
  61. В.М. Эксергетический метод термодинамического анализа. // М.: Энергия. 1973. -296 С.
  62. Э.А., Соснов Ю. В. Разработка высокоэффективных полузамкнутых систем охлаждения газовых турбин ПТУ. // Теплоэнергетика. 1997, -№ 1, -С.60−64.
  63. Д.Т. Особенности развития теплофикации в условиях перехода к рыночной экономике. // Теплоэнергетика. 1997, -№ 1. -С.72−77.
  64. В.И., Дьяков А. Ф., Нечаев В. В., Ольховский Г. Г. Электроэнергия из органических топлив. // Теплоэнергетика. 1993, -№ 6. -С.12−22.
  65. Е. Энерготехнологическое использование угля. // М.: Энерго-атомиздат. 1983. -328 С.
  66. 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. // Erdol 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. 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. Kerstuck 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., Gohler P., Jelich W., Rehwinkel H. GSR-Flugstromvergasung: Entwicklungsstand, Betriebserfahrungen und Anwendungsmoglichkeiten. // 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 Furstenhausen offiziell in Betrieb fenommen. //TIZ-Fachber. 1987. Ill, N1.-S.5−5.
  106. Г. В. Эффективность применения в энергетике КАТЭКа экологически перспективных энерготехнологических блоков электростанций с новыми технологиями использования угля. // -Новосибирск. НГТУ. 1992. -261 С.
  107. Е.И. Плазменно-энергетические технологии комплексного использования твердых топлив. // Диссертация д.т.н. в форме научного доклада. -Новосибирск, НГТУ. 1995. -85 С.
  108. 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 2 577 983. Франция. Заявление N 8 502 546. 1986. МКИ F01 К 23/08.
  111. В.Г., Васильев Ю. А. Бурые угли и основы их энерготехнологического использования. // -Саратов, СПИ. 1984. -67 С.
  112. 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. 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. В.Г. Экспериментальные основы комплексного энерготехнологического использования топлива. // -Саратов, СГУ. 1981. -144 С.
  115. Ю.Я. Моделирование и расчет теплообмена одно- и двухфазных систем в трубчатых аппаратах. // Диссертация д.т.н. -Саратов: СПИ. 1988. -584 С.
  116. В.Е. Электротермическая подготовка к сжиганию и переработка низкосортных твердых топлив. // Автореферат диссертации д.т.н. -Новосибирск: ИТФ СО РАН. 1991. -33 С.
  117. В.Г. Основы энерготехнологического использования бурых углей. // -Саратов, СПИ. 1979. -45 С.
  118. 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. 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. Г. В., Зыков В. В. Надежность теплооборудования ТЭС. // -Новосибирск, НГТУ. 1996. -72 С.
  122. 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. B.M., Ахмедов Д. Б. Расчет выгорания тяжелого жидкого топлива при многоступенчатом сжигании. // Теплоэнергетика. 1981. -№ 5. -С.40−44.
  126. 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. JI.A. Системные исследования в энергетике. Элементы теории, направления развития. // М. 1983. -455 С.
  131. JI.C. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. // М. 1978. -416 С.
  132. JI.A. Случайный поиск в задачах оптимизации многопараметрических систем. //-Рига. 1965. -190 С.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!