Анализ тепловых схем энергоблоков повышенной эффективности Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА

УДК 621.311.22

АНАЛИЗ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ЭНЕРГОБЛОКОВ ПОВЫШЕННОЙ

ЭФФЕКТИВНОСТИ

М.М. ЗАМАЛЕЕВ, В.И. ШАРАПОВ

Ульяновский государственный технический университет

Рассмотрены широко рекламируемые схемы энергоблоков повышенной эффективности (БПЭ), произведена оценка их тепловой экономичности и инвестиционной привлекательности, определены условия для практического применения на ТЭС.

В настоящее время теплоэнергетика страны находится в сложных условиях, характеризующихся непрерывным старением энергетического оборудования и отсутствием инвестиций для ввода новых экономичных энергоустановок. Ситуация усугубляется появлением в ряде регионов дефицита мощности, недостаток которой в ближайшие годы неизбежно отразится на развитии крупных промышленноразвитых регионов России. В сложившихся условиях обоснованным является поиск малозатратных решений, направленных на продление срока службы действующего оборудования и повышения его экономичности.

В качестве одного из таких решений предлагается использовать реконструкцию энергоблоков по схеме БПЭ. Так называемые блоки повышенной эффективности (БПЭ) пропагандируются рядом авторов [1-8]. Основная идея заключается в использовании отбора теплоты от энергетических котлов за счет установки дополнительных поверхностей нагрева в конвективных газоходах и, тем самым, снижения температуры уходящих газов. Для охлаждения дополнительных поверхностей нагрева предлагается использовать байпас группы регенеративных подогревателей высокого давления (ПВД), а также обвод части подогревателей системы регенерации низкого давления (ПНД-3, 4, 5) паровых турбин [2, 3, 5, 7]. Другие решения предусматривают отбор теплоты от котлов путем установки так называемого «высокотемпературного теплофикационного экономайзера» (ВТЭ), охлаждаемого сетевой водой системы теплоснабжения [8].

Отметим, что употребление в этом выражении термина «теплофикационного» свидетельствует о полном непонимании авторами этих решений сути теплофикации - централизованного теплоснабжения на базе комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, по выражению Е.Я. Соколова. Очевидно, что теплофикационная выработка электричества и теплоты при применении «теплофикационных экономайзеров» только снижается.

Авторы публикаций, в основном специалисты ОАО «Подольский машиностроительный завод», настаивают на том, что «рациональное уменьшение отбора пара на регенерацию может быть использовано для повышения эффективности энергоблока» [2]. При этом, благодаря увеличению расхода пара в конденсатор, вырабатывается дополнительная электрическая мощность, а снижение КПД паросилового цикла компенсируется увеличением КПД парового котла. Кроме повышения тепловой экономичности, разработчики предполагают также некоторое возможное улучшение экологических показателей энергоблоков,

© М.М. Замалеев, В.И. Шарапов Проблемы энергетики, 2006, № 9-10

работающих по схеме БПЭ. В частности, предполагается снижение выбросов золы вследствие улучшения работы электрофильтров при снижении температуры уходящих газов и снижение выбросов оксидов азота благодаря снижению температуры дутьевого воздуха. Кроме того, на котлах, оснащенных регенеративными воздухоподогревателями (РВП), падение перепада температур газ - воздух может привести к уменьшению перетоков воздуха.

Вместе с тем разработчиками признается ограниченность условий, способствующих эффективному использованию схем БПЭ. «Это высокие

параметры пара и низкокалорийные высоковлажные топлива» [2], поскольку температура уходящих газов при использовании этих топлив достаточно высока и в уходящих газах содержится значительное количество теплоты, утилизируемой в схемах БПЭ. Помимо соблюдения указанных условий, потребуется также решение сложных инженерных задач, связанных с обеспечением противоречивых требований:

1. Для экономичного и надежного сжигания низкокалорийных влажных топлив необходимо поддерживать достаточно высокую температуру уходящих газов, обеспечивающую бескоррозионную работу хвостовых поверхностей нагрева.

2. При сжигании низкореакционных топлив для обеспечения устойчивого факела в топке и приемлемых потерь теплоты от механической неполноты сгорания необходимо поддерживать достаточно высокую температуру подогрева воздуха в воздухоподогревателе котла.

3. Для глубокого охлаждения уходящих газов и, следовательно, максимального повышения КПД котла необходимо отбирать теплоту как можно ближе к выходу из парогенератора.

4. Для повышения мощности паровой турбины целесообразно байпасировать систему регенерации высокого давления, а для компенсации недогрева питательной воды в парогенераторе подогрев должен осуществляться в зоне высоких температур газов, т.е. подальше от выхода из котла.

Рассмотрим некоторые из предлагаемых схем БПЭ. На рис. 1 представлена одна из наиболее приемлемых схем БПЭ. Отличие от обычных блоков заключается в том, что в конвективный газоход котла БПЭ между котельным экономайзером и РВП встроен теплообменник (так называемый «турбинный экономайзер») для дополнительного отбора теплоты от дымовых газов. В качестве охлаждающей среды в этом теплообменнике используется байпасируемая часть питательной воды системы регенерации высокого давления паротурбинной установки. Уменьшение отбора пара на регенеративные подогреватели высокого давления позволяет получить дополнительную мощность без повышения расхода пара в «голову» турбины, а отбор теплоты от дымовых газов парогенератора -повысить КПД котла.

Так, в статье [3] приводятся данные применительно к некоторым отечественным котлам и турбинам при их модернизации по схеме, представленной на рис. 1. Например, для конденсационной турбины типа К-500-240 при 23% байпасе регенерации высокого давления предполагается получить дополнительную мощность 16 МВт, удельный расход топлива на производство электроэнергии снизить на 1%, а КПД котла увеличить на 1,7%. Следует отметить, что в расчетах, подтверждающих эффективность БПЭ, разработчиками не показывается доля снижения КПД паросилового цикла вследствие увеличения потерь теплоты в конденсаторе турбины.

Рис. 1. Энергоблок повышенной эффективности

Рис. 2. Включение турбинного экономайзера

На рис. 2 представлена схема размещения «турбинного

экономайзера» (ТуЭ) в конвективном газоходе котла, оснащенного трубчатым воздухоподогревателем (ТВП). Отличие от решения, представленного на рис. 1, заключается в том, что ТуЭ установлен в рассечке ТВП в зоне более низких температур газов.

Особенностью решений,

представленных на рис. 3, 4, является использование промежуточного

теплоносителя - дутьевого воздуха, осуществляющего передачу теплоты от дымовых газов парового котла к основному конденсату Основной конденсат направляется помимо регенеративных низкого давления специальный теплообменник, за

достигается снижение температуры газов и повышение КПД котлоагрегата.

турбины. турбины последних подогревателей (ПНД-3,4) в

воздуховодяной счет которого

ПН Д-3,4

Рис. 3. Включение воздуховодяного теплообменника

Рис. 4. Включение встроенного теплообменника

Кроме представленных на рис. 1-4 схем отбора теплоты от энергетических котлов, существуют также, как было упомянуто выше, решения с использованием «высокотемпературного теплофикационного экономайзера», размещаемого в газоходе парогенератора между котельным экономайзером и воздухоподогревателем и охлаждаемого сетевой водой системы теплоснабжения. Авторы [8] такого рода решений утверждают, что использование отбора теплоты для нужд теплоснабжения от энергетических котлов приемлемо не только для замещения пиковой теплофикационной мощности, но также «может быть конкурентоспособным с отбором тепла от турбин по тепловой эффективности». Следует, однако, заметить, что заключения относительно тепловой экономичности схем с использованием «высокотемпературного

теплофикационного экономайзера» не подтверждаются каким-либо техникоэкономическим расчетом и основываются на голословных утверждениях.

Для обоснованного заключения о тепловой экономичности энергоблоков, модернизируемых по схемам БПЭ, необходим тепловой расчет схемы ТЭС до и после реконструкции, а также полный учет факторов, влияющих на экономичность станции в процессе эксплуатации.

Проведенный нами предварительный анализ, основанный на определении КПД блока по производству электроэнергии и частного абсолютного электрического КПД турбогенераторной установки, показывает существенное влияние снижения отбора пара на регенеративные подогреватели высокого и низкого давления на экономичность энергоблока в целом при соответствующем увеличении КПД парового котла. Для получения сопоставимых данных принято, что значения КПД теплового потока и электромеханический КПД турбоагрегатов (конденсационных и теплофикационных) различных схем энергоблоков одинаковы (пт.П = 0,98; пэм = 0,98). Увеличение значений КПД парового котла принято в зависимости от степени байпасирования системы регенерации турбины и соответствующего снижения температуры уходящих газов. При определении КПД производства электроэнергии теплофикационной турбиной принят физический метод распределения теплоты на выработку электрической и тепловой энергии.

КПД (брутто) блока по производству электроэнергии рассчитывался по формуле [9]

БР БР БР БР

пЭ = пТ.У 'пТ.П ' Лп.Г = пI 'пЭМ • ЛТ.П ' Лп.Г =

БР

= пг • по.I • Пэм • Пт.п • пП.Г, (1)

БР

где Пт У - абсолютный электрический КПД брутто турбоустановки; пт.П - КПД

БР

теплового потока; Пп г - КПД брутто парогенератора; пI - абсолютный внутренний КПД турбоустановки; ПЭМ - электромеханический КПД турбоустановки; пг - термический КПД паросилового цикла; пол - внутренний относительный КПД паровой турбины.

При наличии промежуточного перегрева пара п I определялся по формуле (2), а при отсутствии промперегрева - по выражению (3):

РК (го - гК + ДП. П ) + Р1 (г о - г1 ) + Р2 (г о - *2 ) ,

п г =------------------------------------------------+

рТ (го - г П. В ) + ( РТ ~ Р1 - Р2 ) ДП. П

+ Р3(го ~ г3 + гП.П. ) + Рп (го - гп ) (2)

Рт (г о ~ г П. В. ) + ( РТ ~ Р1 ~ Р2 ) ДП. П

РК (го ~ гК ) + Р1 (го ~ г1 ) +... + Рп (го ~ гп ) ¡ъ\

п * =-----------------------------------------------------------------ТТТ--:-)-, (3)

РТ (го ~ г П. В )

где Рт - расход пара на турбину, кг/с; Рк ,Р1,...,Рп - расход пара в конденсатор и отборы турбины, кг/с; *1 гп - энтальпия пара в отборах, кДж/кг; г к -

энтальпия пара в конце действительного процесса расширения в турбине, кДж/кг; го - энтальпия перегретого пара перед турбиной, кДж/кг; гп.в - энтальпия питательной воды, кДж/кг; Дг п. п - повышение энтальпии пара в промежуточном пароперегревателе, кДж/кг.

Результаты расчета экономичности производства электроэнергии типовыми энергоблоками и БПЭ сведены в таблицу. В ней представлены значения КПД двух конденсационных энергоблоков с турбинами К-500-240 и К-800-240, а также блока ТЭЦ с теплофикационной турбиной типа Т-100-130.

Анализ полученных результатов позволяет сделать следующие выводы относительно тепловой эффективности различных схем БПЭ:

1. Байпас группы подогревателей системы регенерации высокого давления турбин К-500-240, К-800-240 с компенсацией недогрева питательной воды в «турбинном экономайзере» за счет отбора теплоты от парового котла становится экономичнее типовой схемы обычного энергоблока при условии прироста КПД парогенератора на два и более процента. Для теплофикационной турбины типа Т-100-130 увеличение КПД котлоагрегата за счет снижения температуры уходящих газов должно быть более двух процентов.

2. Обвод части подогревателей системы регенерации низкого давления (ПНД-3, 4, 5) для рассмотренных типов турбин (К-500, К-800, Т-100) нецелесообразен даже при значительном увеличении КПД парогенератора

БР

(пп Г = 94%), т. к. существенное снижение пг не может быть компенсировано ростом

пБР пП. Г.

3. Использование для охлаждения «высокотемпературного теплофикационного экономайзера» сетевой воды теплосети, направляемой помимо сетевых подогревателей турбины, крайне неэкономично, поскольку за счет значительного расхода низкопотенциального пара отопительных отборов (как правило, 6-го и 7-го) на подогрев сетевой воды достигается наибольшая выработка электроэнергии на тепловом потреблении и никакое увеличение КПД парового котла не может сравниться с эффективностью теплофикации. Кроме снижения тепловой экономичности, применение ВТЭ существенно снизит надежность паровых котлов из-за высокой коррозионной активности сетевой воды.

Показатели тепловой экономичности БПЭ и традиционных паротурбинных энергоблоков

Энергоблок с турбиной П і ЛЭМ ЛТ. П ПБР ПП. Г ПБР ПЭ

Т-100-130 (типовая схема без байпаса системы регенерации) 0,9631* 0,98 0,98 0,90 0,8325

Т-100-130 (схема БПЭ с байпасом ПВД) 0,9420* 0,98 0,98 0,92 0,8323

Т-100-130 (схема БПЭ с байпасом ПВД и ПНД-4) 0,9129* 0,98 0,98 0,93 0,8154

Т-100-130 (схема БПЭ с байпасом ПВД и ПНД-3,4) 0,8969* 0,98 0,98 0,94 0,8097

К-500-240 (типовая схема без байпаса системы регенерации) 0,4474 0,98 0,98 0,90 0,3867

К-500-240 (схема БПЭ с байпасом ПВД) 0,4446 0,98 0,98 0,92 0,3928

К-500-240 (схема БПЭ с байпасом ПВД и ПНД-5) 0,4167 0,98 0,98 0,93 0,3722

К-500-240 (схема БПЭ с байпасом ПВД и ПНД-4,5) 0,4083 0,98 0,98 0,94 0,3686

К-800-240 (типовая схема без байпаса системы регенерации) 0,4387 0,98 0,98 0,90 0,3792

К-800-240 (схема БПЭ с байпасом ПВД) 0,4362 0,98 0,98 0,92 0,3854

К-800-240 (схема БПЭ с байпасом ПВД и ПНД-4) 0,4128 0,98 0,98 0,93 0,3687

К-800-240 (схема БПЭ с байпасом ПВД и ПНД-3,4) 0,4041 0,98 0,98 0,94 0,3648

*- представлены значения КПД производства электроэнергии теплофикационной турбиной.

Таким образом, с точки зрения тепловой экономичности из всех перечисленных схем БПЭ приемлемы лишь решения с обводом части подогревателей высокого давления турбины и компенсацией недогрева питательной воды отборной теплотой парогенератора. Необходимо также учитывать то, что существенное повышение КПД парового котла (более 3%) возможно лишь при значительном снижении температуры уходящих газов. Так, согласно проведенных расчетов [10], при снижении температуры уходящих газов со 160оС до 100оС на энергетическом котле типа ТГМ-96Б прирост КПД составляет 3,47%.

Для получения желаемого экономического эффекта от внедрения схем БПЭ потребуется установка громоздких теплообменников со значительными поверхностями нагрева, что вряд ли осуществимо на действующих энергоблоках вследствие ограниченности свободного пространства в конвективных газоходах паровых котлов. В представленных расчетных данных [2] поверхность нагрева «турбинного экономайзера», обеспечивающая снижение температуры уходящих газов со 143оС до 100оС, составляет 13580 м2. Ситуация с внедрением схем БПЭ усугубляется необходимостью значительных капиталовложений, поскольку наряду с необходимостью установки дорогостоящих теплообменников (в особенности для подогрева питательной воды) потребуется сохранение подогревателей системы регенерации высокого давления, полное замещение которых за счет «турбинного экономайзера» не представляется возможным.

Сколько-нибудь достоверное сопоставление требуемых капиталовложений и возможного выигрыша в тепловой экономичности при внедрении БПЭ в публикациях, к сожалению, отсутствует. Тем более отсутствуют сведения о затратах, требуемых на освоение нового производства котлов и турбин для БПЭ, а также данные по дополнительным эксплуатационным издержкам.

К числу эксплуатационных условий, учет которых обязателен при внедрении схем БПЭ, относятся:

1. Необходимость увеличения расхода охлаждающей воды через конденсаторы паровых турбин для конденсации дополнительного расхода отработавшего пара и поддержания нормируемого значения вакуума, снижение которого оказывает существенное влияние на экономичность паросилового цикла.

2. Потребность, в ряде случаев, повышения производительности тягодутьевых механизмов вследствие возрастания сопротивления газового тракта парогенераторов, а также напора питательных насосов, обусловленного гидравлическими потерями в «турбинных экономайзерах».

3. Поддержание чистоты хвостовых поверхностей нагрева паровых котлов и обеспечения их бескоррозионного режима работы.

Оценка предполагаемого экономического эффекта от внедрения энергоблоков повышенной эффективности должна предусматривать эксплуатационные затраты, а также затраты электроэнергии на собственные нужды, влияющие на ее отпуск потребителям. Следует отметить, что наибольшие затраты электрической энергии приходятся на питательные (ПН) и циркуляционные насосы (ЦН), а также на тягодутьевые механизмы (ПН -3,2+3,6% от установленной мощности турбины, ЦН - 1,1+1,7% от

конденсационной выработки) [9]. Исходя из этого величина дополнительной мощности, получаемой в схемах БПЭ, несколько снизится в сравнении со значениями, представленными в [2, 3, 5, 7]. Кроме того, на ТЭЦ с оборотными системами водоснабжения может возникнуть проблема с нехваткой охлаждающих устройств (градирен, прудов-охладителей), не рассчитанных на увеличенные расходы пара в конденсаторы турбоустановок, особенно в теплое время года.

Следовательно, для принятия правильного решения относительно возможности применения схем БПЭ кроме оценки тепловой экономичности необходим детальный анализ всей тепловой схемы электростанции с учетом особенностей вспомогательного оборудования и эксплуатационных затрат, недооценка которых приведет к существенному снижению экономического эффекта от предлагаемой реконструкции.

С учетом сказанного проведена предпроектная оценка экономической эффективности БПЭ [11], модернизируемого по наиболее приемлемой схеме с обводом части подогревателей высокого давления турбины и компенсацией недогрева питательной воды в «турбинном экономайзере» парогенератора. Сравнивались экономические показатели двух энергоблоков с турбинами типа К-500-240, один из которых реконструируется по схеме БПЭ, а второй функционирует по типовой схеме без модернизации. Масса дополнительных теплообменников для реконструкции по рассматриваемой схеме БПЭ составляет 760 тонн [3]. Расчетный период времени действия инвестиций -срок жизни сравниваемых энергоблоков принят равным 10 годам, поскольку эффективность инвестиций определяется для уже существующих энергоустановок, отработавших 2/3 паркового ресурса, составляющего для энергооборудования 30 лет. Сопоставимость вариантов обеспечивалась за счет принятия следующих условий:

- сравниваемые энергоблоки сжигают один и тот же вид топлива -уголь;

- для выравнивания вариантов по вырабатываемой мощности условно увеличена мощность обычного блока (без реконструкции по схеме БПЭ) за счет закупки недостающей электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии

(мощности) с учетом величины разности расходов электроэнергии на собственные нужды (для БПЭ - 4,6% от выработки, для типового энергоблока - 4,0%);

- число часов использования установленной мощности (и=7000 часов), а также потери в ЛЭП одинаковы для обоих вариантов;

- для приведения показателя надежности БПЭ до требуемого уровня предусмотрены дополнительные мероприятия по защите хвостовых поверхностей нагрева от заноса золой и низкотемпературной коррозии, ориентировочная стоимость которых принята в размере 1 млн. рублей за год эксплуатации.

Также учитывался единовременный характер капиталовложений в БПЭ (срок реконструкции - менее 1 года), ориентировочная стоимость которых в денежном выражении составила [3]:

- для 1 тонны теплообменников - 56000 руб.;

- цена монтажа 1 тонны теплообменников - 56000 руб.

Величина дополнительной мощности (без учета собственных нужд), вырабатываемой БПЭ, принята в размере 16 МВт [3]. Расход топлива БПЭ определен по условию снижения удельного расхода топлива на производство электроэнергии на 1,0% [3].

Наиболее просто оценить экономическую эффективность альтернативных вариантов позволяет интегральный метод расчета совокупных затрат. В общем виде затраты определяются по формуле

^ И )

З = К инв + £----*—, (4)

t=1(1 + Я))

где Кинв - капиталовложения в реконструкцию блока по схеме БПЭ, руб.; И) -текущие затраты (издержки производства) за период времени ) , руб.; ) -

рассматриваемый период времени, год; Т - срок жизни проекта, лет; Я - ставка (норма) дисконта (принята равной 12%).

Поскольку сравниваемые варианты энергетически сопоставимы и отличаются лишь расходами топлива и значениями вырабатываемой электроэнергии, то в первом приближении для оценки текущих затрат учитываем:

- топливную составляющую, исходя из ориентировочной стоимости 1 т у.т. равной 812 руб.;

- стоимость электроэнергии, приобретаемой на оптовом рынке (600 руб. за МВт-ч);

- стоимость дополнительных мероприятий по защите хвостовых поверхностей нагрева от заноса золой и низкотемпературной коррозии.

Проведенные по формуле (4) расчеты позволяют сделать вывод о том, что в рассматриваемый период времени (10 лет) совокупные затраты в БПЭ меньше на 104,6 млн. рублей по сравнению с обычными энергоблоками.

Согласно рекомендаций [11], анализ экономической целесообразности должен предусматривать сравнение критериев экономичности, определенных различными методами. Определить экономическую эффективность внедрения схем БПЭ путем оценки дисконтированных денежных поступлений позволяет метод расчета чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Формула для определения ЧДД имеет следующий вид:

£ П)

ЧДД = £-------~г - К инв , (5)

)=1(1 + Я))

где П) - потоки денежных средств в конце периода ); остальные обозначения см. формулу (4).

Полученные результаты расчета ЧДД сравниваемых энергоблоков также подтверждают некоторый выигрыш в экономичности при внедрении рассматриваемого варианта БПЭ:

- для БПЭ - 7954993,6 тыс. руб.;

- для традиционного блока - 7847867,9 тыс. руб.

В расчетах ЧДД традиционного энергоблока учитывалась 8% надбавка за транспорт и распределение электроэнергии, приобретенной на оптовом рынке. При определении выручки от реализации отпускаемой электроэнергии закладывалась цена в размере 0,653 руб. за кВт-ч.

Отметим, что в расчетах по формулам (4) и (5) не учтены весьма значительные затраты на освоение производства нового энергетического котельного и паротурбинного оборудования.

Помимо оценки интегральных критериев экономичности обоснованным, с точки зрения инвесторов, является определение срока окупаемости инвестиций. Определить момент окупаемости капиталовложений с учетом дисконтирования позволяет формула

£ П)

К инв -£-------Ч = 0. (6)

)=1(1 + я ))

Расчет по формуле (6) показывает, что срок окупаемости инвестиций в БПЭ составляет:

- 3 года при числе часов использования установленной мощности - 7000;

- 4 года при числе часов использования установленной мощности - 6000;

- 6 лет при числе часов использования установленной мощности - 5000. Следовательно, небольшой выигрыш в экономичности при внедрении

рассмотренного варианта БПЭ может быть достигнут только при максимальном использовании установленной мощности энергоблока повышенной эффективности.

Выводы

1. Пропагандируемые рядом авторов пути повышения эффективности энергоблоков ТЭС за счет внедрения схем БПЭ представляются недостаточно проработанными и обоснованными.

2. Проведенный анализ ряда предлагаемых схем БПЭ доказывает неэффективность некоторых из них, в частности решений с установкой теплообменников, охлаждаемых основным конденсатом турбины, направляемым помимо части регенеративных подогревателей низкого давления, а также крайне неэкономичного использования «высокотемпературного теплофикационного экономайзера», замещающего сетевые подогреватели теплофикационной турбины.

3. Получение некоторого выигрыша в тепловой экономичности возможно лишь на энергоблоках, реконструируемых путем замещения части подогревателей системы регенерации высокого давления встраиваемым в конвективный газоход

котла «турбинным экономайзером». Оценка эффективности инвестиций в данный вид БПЭ, проведенная на основе интегральных методов с учетом эксплуатационных факторов, подтверждает возможность получения незначительной экономии совокупных затрат в сравнении с традиционными энергоблоками.

4. Вместе с тем даже самые экономичные схемы БПЭ имеют ограниченную сферу применения на действующих ТЭС в связи с отсутствием свободного пространства в конвективных газоходах паровых котлов и значительным количеством ограничивающих условий, для решения которых необходимо совместное проектирование и весьма дорогостоящее освоение нового энергетического котельного и паротурбинного оборудования.

Summary

The systems of electric power blocks of higher efficiency which are broadly advertised are looked upon. The evaluation of their heating efficiency and their investing advantage is fulfilled. The condition of their practical application at the Thermal Power Stations.

Литература

1. Липец А.У. О перспективах развития котлов большой единичной производительности // Теплоэнергетика. -1996. -№10. -С. 57-60.

2. Овчар В.Г., Гордеев В.В., Сотников И.А., Липец А.У. Опыт заводских разработок энергоблоков повышенной эффективности // Теплоэнергетика. -1999. -№9. -С. 2-5.

3. Стырикович М.А., Сафонов Л.П., Берсенев А.П., Шевченко В.С. и др. Энергоблоки повышенной эффективности // Теплоэнергетика. -1996. -№5. -С. 39-42.

4. Медведев В.А., Липец А.У., Пономарев Н.В. и др. Эффективность комплексной модернизации хвостовой части действующих пылеугольных котлов // Теплоэнергетика. -1999. -№8. -С. 43-47.

5. Липец А.У., Кузнецова С.М., Дирина Л.В., Андреева А.Я. и др. Некоторые пути совершенствования котла и энергоблока на суперсверхкритические параметры пара // Теплоэнергетика. -1998. -№6. С. -3137.

6. Липец А.У., Кузнецова С.М., Дирина Л.В., Будняцкий Д.М. Производство тепла в энергетических котлах // Энергетик. -2001. -№10. -С. 1416.

7. Овчар В.Г., Липец А.У., Кузнецова С.М., Дирина Л.В. Дополнительная мощность, получаемая при переводе энергоблоков на схему БПЭ // Теплоэнергетика. -1999. -№9. -С. 6-9.

8. Гордеев В.В., Ершов Ю.А., Сотников И.А., Липец А.У. и др. Отбор высокопотенциального тепла от энергетических котлов - путь повышения эффективности электростанции // Теплоэнергетика. -1999. -№9. -С. 10-12.

9. Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций. Под общей редакцией А.М. Леонкова, Б.В. Яковлева. Минск, Беларусь, 1974. -368 с.

10. РД 34.08.552-95. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. -М.: ОРГРЭС, 1995.

11. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов, утвержденные Министерством экономики Российской Федерации, Министерством финансов Российской Федерации и Государственным комитетом Российской Федерации по строительной, архитектурной и жилищной политике 21 июня 1999 г. N ВК 477.

Поступила 17.08.2006