На правах рукописи МРАКИН Антон Николаевич ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ

На правах рукописи
МРАКИН Антон Николаевич
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ
НА ОСНОВЕ ПОТОЧНЫХ ГАЗИФИКАТОРОВ ТВЕРДОГО
ТОПЛИВА С ПАРОКИСЛОРОДНЫМ ДУТЬЕМ
Специальность 05.14.01 – Энергетические системы и комплексы
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание учёной степени
кандидата технических наук
Саратов – 2012
Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном
образовательном учреждении высшего профессионального образования
«Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.»
Научный руководитель:
доктор технических наук, профессор
Николаев Юрий Евгеньевич
Официальные оппоненты: Щинников Павел Александрович
доктор технических наук, профессор,
ФГБОУ ВПО «Новосибирский государственный
технический университет», профессор кафедры
«Тепловые электрические станции»
Малов Валерий Тимофеевич
кандидат технических наук, доцент,
ФГОУ ВПО «Саратовский государственный
аграрный университет имени Н.И. Вавилова»,
доцент кафедры «Теплотехника,
теплогазоснабжение и вентиляция»
Ведущая организация:
ОАО
«Всероссийский
дважды
ордена
Трудового Красного Знамени теплотехнический
научно-исследовательский институт», г. Москва
Защита состоится «24» апреля 2012 г. в 1000 часов на заседании диссертационного совета Д 212.242.07 при ФГБОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.» по адресу:
410054, г. Саратов, ул. Политехническая, д. 77, корп. 1, ауд. 319.
С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке
ФГБОУ ВПО «Саратовский государственный технический университет
имени Гагарина Ю.А.».
Автореферат разослан « 23 » марта 2012 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета
кандидат технических наук, профессор
2
Ларин Е. А.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. В соответствии с Энергетической стратегией
России до 2030 г. предусматривается ежегодное увеличение доли твердых
видов топлива в топливно-энергетическом балансе страны. К началу XXI
века наполнение федерального бюджета РФ происходит в основном за счет
экспортных поставок нефти и газа. Это положение усугубляется решением
ОАО «Газпром» о снижении поставок природного газа на внутренний рынок с целью выполнения обязательств по коммерческим контрактам с европейскими государствами. В связи с этим намечено увеличение доли используемого угля в энергообеспечении национального хозяйства. Однако
покрытие роста энергопотребления за счет прямого сжигания угля не
представляется возможным, поскольку при этом возрастает негативное
воздействие на окружающую среду, ухудшаются экономические показатели производства энергоносителей. Решение поставленных проблем может
быть достигнуто при сооружении энергетических комплексов (ЭК) с газификацией топлива, которые комбинированным способом могут вырабатывать электрическую и тепловую энергию, синтез-газ (водород), а так же
ряд побочных продуктов в виде серосодержащих компонентов, гранулированного шлака, технического азота. В силу специфики работы энергетических установок, требований современной техники по маневренности и
надежности, а также учитывая мировой опыт, наиболее перспективными
являются поточные газогенераторы. Применение парокислородного дутья
обусловлено соображениями достижения максимальной теплоты сгорания
получаемого газа.
Целью исследования является повышение энергетической и экономической эффективности энергетических комплексов с поточной парокислородной газификацией твердого топлива для комбинированного производства энергоносителей и материалов в современных экономических
условиях страны.
В соответствии с целью определены основные задачи исследования:
 математическое описание реактора газификации твердого топлива с
определением геометрических размеров и времени пребывания частицы
топлива в нем для обоснования рациональной схемы энергетического
комплекса и определения его характеристик;
 разработка математической модели расчета характеристик и показателей эффективности ЭК с газификацией угля;
 оценка тепловой экономичности вариантов использования синтез-газа,
обоснование рабочих параметров паросилового цикла;
 технико-экономическое определение дальности транспорта синтез-газа
и теплоты;
 расчет себестоимости энергоносителей на базе эксергетической методологии;
3
 определение экономических показателей ЭК при комбинированном
производстве энергоносителей.
Научная новизна диссертации заключается в следующем:
1. Разработана методика определения характеристик и показателей эффективности ЭК с парокислородной газификацией топлива в поточных реакторах.
2. Произведено дополнение методики расчета характеристик газогенераторного процесса с определением времени пребывания частицы топлива
и геометрических размеров газификатора.
3. Предложена новая схема энергетического комплекса с парокислородной газификацией угольной пыли для получения водородосодержащего
газа, электроэнергии и теплоты, защищенная патентом РФ.
4. Разработаны рекомендации по выбору параметров паросилового цикла,
экономически обоснованной дальности транспорта синтез-газа и горячей воды.
5. Определены показатели энергетической и экономической эффективности ЭК с комбинированным производством электроэнергии, теплоты,
синтез-газа (водорода).
Практическая ценность результатов работы заключается в использовании методических подходов, математического описания газогенераторного процесса, эффективности вариантов использования синтез-газа.
Полученные результаты могут служить информативной базой при технико-экономическом обосновании строительства новых ЭК или реконструкции угольных ТЭС с применением газогенераторных технологий. Полученные результаты использованы в учебном процессе СГТУ имени Гагарина Ю.А. при подготовке бакалавров и магистров теплоэнергетического
направления.
На защиту выносятся методические положения, математическое
описание и блок-схема расчета характеристик и показателей эффективности ЭК, результаты расчетов его энергетической и экономической эффективности, рекомендации по эффективному применению установок с комбинированным производством энергоносителей.
Достоверность результатов и выводов обеспечивается использованием методики системных термодинамических и экономических исследований,
фундаментальных положений технической термодинамики, теплопередачи,
теории надежности теплоэнергетического оборудования и корреляцией полученных зависимостей и показателей с работами других авторов.
Апробация работы. Основные материалы и результаты, вошедшие в
диссертацию, докладывались и обсуждались на научных конференциях и
семинарах кафедры «Теплоэнергетика» Саратовского государственного
технического университета имени Гагарина Ю.А. в 2008-2012 гг., Международной научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения» (Саратов, 2008, 2010), Всерос4
сийской научно-технической конференции молодых ученых «Инновации и
актуальные проблемы техники и технологий» (Саратов, 2009, 2010), V и VI
Международных молодежных научных конференциях «Тинчуринские чтения» (Казань, 2010, 2011), 17 и 18 ежегодных Международных научнотехнических конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника,
электротехника и энергетика» (Москва, 2011, 2012), XXIV Международной
научной конференции «Математические методы в технике и технологиях –
ММТТ-24» (Саратов, 2011), VII Всероссийском семинаре вузов по теплофизике и энергетике (Кемерово, 2011), Всероссийской научнопрактической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых с
международным участием «Энерго- и ресурсосбережение. Энергообеспечение. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии» (Екатеринбург, 2011).
Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 15
печатных работах, из них 4 статьи в изданиях по рекомендуемому списку
ВАК РФ. Получен патент Российской Федерации на изобретение
№2428459.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованной литературы. Общий объем
152 стр., включая 38 рисунков и 28 таблиц. Список использованной литературы содержит 163 наименования, в том числе 12 иностранных и 8 электронных адресов сайтов сети Интернет.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность диссертационной работы,
определены объект, цель и задачи исследования, сформулирована научная
новизна и практическая ценность. А так же указаны методические положения, выносимые на защиту, конференции, где проходила апробация материалов, вошедших в диссертацию.
В первой главе «Состояние вопроса и выбор направления исследования» дан анализ современного состояния и перспектив развития топливноэнергетического комплекса Российской Федерации, рассмотрены основные
технологии, характеристики процессов газификации твердого топлива,
приведен краткий анализ исследований по применению технологий газификации на ТЭС и промпредприятиях.
Вопросам эффективного использования топливно-энергетических ресурсов страны уделяется особое внимание как со стороны вузовской, академической науки, так и производственных предприятий, фирм и правительства. Значительный вклад в развитие комплексного использования
топлива, системного анализа энергоустановок внесли В.С. Альтшулер,
А.А. Беляев, Д.Б. Гинзбург, Е.С. Головина, В.Г. Каширский, В.Ф. Симонов,
А.Ф. Рыжков, А.И. Андрющенко, Р.З. Аминов, А.И. Попов, Ю.М. Хлеба5
лин, А.М. Клер, Г.В. Ноздренко, П.А. Щинников и др., трудами которых в
XX-XXI веках была создана теоретическая основа для создания установок
с газификацией угля и комбинированным производством энергоносителей.
Анализ выполненных работ по проблемам использования твердого топлива выявил необходимость проведения дополнительных исследований по
выбору рациональных схем и параметров ЭК на базе парокислородных газификаторов угольной пыли, обоснованию параметров установки, выбора
направления использования получаемых продуктов и возможности выделения водорода из синтез-газа.
Во второй главе «Методические основы исследования энергетических комплексов с газификацией твердого топлива» представлены показатели для определения топливной и экономической эффективности ЭК с
учетом технологических особенностей процессов газификации, надежности систем газо- и электроснабжения. Разработано математическое описание расчета характеристик и показателей эффективности ЭК для различных направлений использования получаемого синтез-газа.
Оценку энергетической эффективности комбинированного производства энергоносителей на базе ЭК предлагается выполнять с использованием критерия системного эксергетического КПД:
exc 
Exээ  Exсг  Exтепл  Exзш
,
Exээ Exсг Exтепл
В  exт  Gв озд  exв озд  GH 2O  exH 2O  G реаг  ex реаг  кэс  эту 
кот
ex
ex
ex
(1)
где Exээ , Exсг , Exтепл , Exзш – эксергия отпущенной потребителям электрической энергии, синтез-газа, теплоты и золошлакового материала, кВт; exт ,
exвозд , exH O , ex реаг – удельная эксергия потребленного топлива, воздуха, воды и реагента сероочистки, кДж/кг; B , Gвозд , GH O , G реаг – расход топлива,
воздуха, воды и реагента сероочистки в ЭК, кг/с; Exээ , Exсг , Exтепл –
недовыработка эксергии электроэнергии, синтез-газа и теплоты в сравнении с базовым вариантом, кВт;  exкэс ,  exэту ,  exкот – эксергетические КПД замещающих КЭС, газогенераторной энерготехнологической установки и
котельной.
Технико-экономическая эффективность ЭК определялась с использованием следующих критериев: интегрального эффекта (чистый дисконтированный доход), индекса доходности, внутренней нормы доходности и
срока окупаемости первоначальных инвестиций. Величина интегрального
эффекта с учетом приведения вариантов к равному энергетическому эффекту определена по формуле, руб.:
T
(2)
,

 1
2
2
сл
Эин   Rcг  Rээ  Rтепл  Rзш  Зt 
t 0
(1  E )t
 (1  н)  K
где Rcг , Rээ , Rтепл , Rзш – результат от реализации синтез-газа, электрической
и
тепловой
энергии,
золошлакового
материала,
руб./год;
6
– эксплуатационные затраты на
топливо, ремонт основного и вспомогательного оборудования, заработную
плату персонала, прочие виды расходов, обеспечение надежности и защиты окружающей среды, затраты на приобретение электроэнергии и синтезгаза от замещающих установок, руб./год; E – норма дисконта, 1/год; t –
номер расчетного шага (0, 1, 2… Tсл ); Tсл – расчетный срок службы объекта,
Зt  Зт  З рем  Ззп  Зпр  Знад  Зос  Зээ  Зсг
Tсл
лет; н – коэффициент учитывающий налог на прибыль; K   Kt 
t 0
1
–
(1  E )t
приведенные капиталовложения в осуществление инвестиционного проекта, руб.; K t – капитальные вложение в объект строительства в год t, руб.
Обеспечение заданного уровня надежности энергоснабжения потребителей от ЭК требует учета дополнительных затрат в резервные установки по производству электроэнергии и синтез-газа. Эти затраты определялись по следующим зависимостям, руб.:
T
(3)
1
Знээ   (1  K Г )  ЭэкГ  bэрез  СТрез  р рез  u  N эк  kэрез 
 u  N эк  kэрез ,
t
сл
t 0
Tсл

Знсг   (1  K Г ) VсгГ  bгрез  СТрез  р рез Vcг  kгрез
t 0
(1  E )
1

 Vcг  kгрез ,
t
(1  E )

(4)
где Э , V – годовой отпуск электроэнергии и синтез-газа от ЭК, кВт∙ч/год
и м3/год; bэрез , bгрез – удельные расходы топлива резервными установками
на производство электроэнергии и синтез-газа, кг/кВт∙ч и кг/м3; СТрез – стоимость резервного топлива, руб./кг; р рез – коэффициент, учитывающий отчисления от капиталовложений в резервные установки, 1/год; u – аварийный резерв в энергосистеме; N эк , Vcг – электрическая мощность ЭК и производительность по синтез-газу, кВт и м3/с; k эрез , k грез – удельные капитальные затраты в резервные установки, руб./кВт и руб./(м3/с); E – норма дисконта, 1/год; Tсл – срок службы ЭК, лет.
Затраты, связанные со снижением вредных выбросов и компенсацией
негативных последствий от загрязнения окружающей среды (при условии
не превышения предельно-допустимых выбросов), рассчитаны по формуле, руб.:
T
Y
(5)
1
Зос   З y ,t  VсгГ  vпс  n y ,t  C y ,t 106 
,
t
Г
эк
Г
сг
сл
t 0 y 1
(1  E )
где З y ,t – затраты на подавление в t году y-го выброса, руб./год; VсгГ – годовой расход синтез-газа ЭК, м3/год; vпс – суммарный удельный объем продуктов сгорания, м3/м3; n y ,t – плата в t год за выброс y-го загрязнителя,
руб./кг; C y ,t – концентрация в t году вредного y-го ингредиента в продуктах
сгорания синтез-газа, мг/м3.
7
Для определения характеристик, показателей энергетической и экономической эффективности вариантов тепловых схем ЭК разработана математическая модель, блок-схема которой представлена на рис. 1.
Блок №1
1
Состав и расход топлива; параметры дутьевой смеси; характеристики продукции;
климатические данные;
доля синтез-газа, отдаваемого потребителю;
ценовые факторы
Блок №2
Блок №8
Расчет ГПК
Блок №9
Расчет компрессора синтезгаза
Блок №10
Расчет системы пылеприготовления
Расчет охладителя синтез-газа
γ=0
Блок №3
Расчет показателей ВРУ
нет (0<γ≤1)
да
Блок №4
Блок №11
Расчет ГТУ
Блок №13
Расчет ПТУ
Расчет газогенераторной
установки
Блок №12
Блок №14
Расчет КУ №3
Определение часовых и годовых балансовых показателей
Блок №5
Расчет котла-утилизатора №1
Блок №15
нет
проверка условия
900≤tух1≤1000 оС
да
Блок №6
Расчет системы очистки генераторного газа
Расчет термодинамической
эффективности ЭК
Блок №16
Оценка капиталовложений в
основное и вспомогательное
оборудование
Блок №17
Блок №7
Расчет котла-утилизатора №2
нет
проверка условия tух2> tпв+δt
Определение экономических
показателей
Вывод результатов расчета
да
1
Рис. 1. Блок-схема расчета технологических и экономических показателей ЭК
Расчет газогенераторного процесса парокислородной газификации
пылеугольного топлива выполнен для определяющих реакций:
С  О2  СО2


С  СО2  2СО

Кр
С  2 Н О 
СО2  2 Н 2
2

(6)
.
Дополнив
систему
(6)
реакцией
встречной
диффузии
СО+Н2О=СО2+Н2 и уравнением константы равновесия в зависимости от
8
температуры процесса Кр=f(tгазиф) по методу проф. Беляева А.А. рассчитан
состав генераторного газа.
Время пребывания частицы топлива в газификаторе оценивается по
наиболее медленной химической реакции. Для принятых условий такой
реакцией является реакция Будуара, поэтому время рассчитывается по выражению, с:
1
(7)
E 
   exp  акт  ,
k0
 RT 
где k0 – предэкспоненциальный множитель, м/с; Eакт – энергия активации
реакции, Дж/моль; R  8,314 Дж/(мольК) – универсальная газовая постоянная; T – температура процесса, К.
Для реакции Будуара в принятых условиях Eакт  367400 Дж/моль и
lg k 0  0,2 10 4  Eакт  2 .
Поскольку конструктивно газификатор выполняется из двух цилиндрических горизонтальных частей с торцевыми горелками, то его диаметр
определяется при заданной интенсивности процесса из соотношения, м:
(8)
2 B
,
D
j
где B – суммарный расход топлива, т/ч; j – интенсивность процесса газификации, т/м2∙ч.
Общая длина реактора, обеспечивающая протекание химических реакций, определяется по выражению, м:
4  Vгг 
(9)
l
,
  D2
где Vгг – выработка генераторного газа, м3/с.
Математическая модель расчета технологических и экономических
показателей ЭК включает уравнения материальных, энергетических балансов, теплопередачи и аэродинамических сопротивлений отдельных элементов энергетического комплекса (газогенераторов, котлов-утилизаторов,
паротурбинной и парогазовой установок, компрессоров синтез-газа и пр.),
критерии оценки энергетической и экономической эффективности, ограничения на технически достижимые параметры сред, температурные напоры в котлах-утилизаторах и др.
В третьей главе «Расчетные исследования работы элементов ЭК и
определение его тепловой эффективности» предложена тепловая схема
ЭК, защищенная патентом РФ, обоснованы параметры пара утилизационной ПТУ, рассчитаны затраты на обеспечение надежности установки,
определены энергетические показатели ЭК для различных направлений
использования синтез-газа.
Тепловая схема приведена на рис. 2. Особенностью предложенной
схемы является применение автотермического газогенератора, двух кот9
лов-утилизаторов для охлаждения синтез-газа, с включением в рассечку
системы высокотемпературной очистки. Охлажденный синтез-газ может
использоваться для отпуска потребителям, выделения водорода или сжигаться в парогазовой установке.
Рис. 2. Тепловая схема ЭК: 1 – воздухоразделительная установка; 2 – система подготовки угольной пыли; 3 – реактор газификации; 4 – котел-утилизатор №1; 5 – система
очистки газа; 6 – котел-утилизатор №2; 7 – подогреватель конденсата; 8 – компрессор
синтез-газа; 9 – паровая турбина; 10 – электрогенератор; 11 – конденсатор; 12 – конденсатный насос; 13 – деаэратор; 14 – питательный насос; 15 – бустерный насос; 16 – химводоподготовка; 17 – компрессор ГТУ; 18 – камера сгорания; 19 – газовая турбина;
20 – котел-утилизатор на продуктах сгорания синтез-газа; 21 – емкостной подогреватель ГВС (аккумулятор теплоты)
С использованием разработанного математического описания газогенераторного процесса проведен расчет состава синтез-газа, при использовании в качестве основного топлива Кузнецкого каменного угля с низшей
теплотой сгорания 27420 кДж/кг. Образующийся синтез-газ имеет следующий состав: CO2=2,5%; CO=48,0%; H2=38,9%; N2=1,3%; H2О=9,3% и менее 0,1% H2S. Низшая теплота сгорания синтез-газа 10268 кДж/м3.
10
Расчет газогенераторного процесса, материальный и тепловой балансы процесса при расходе угольной пыли на один газогенератор 33,5 кг/с;
удельном расходе кислорода 0,493 кгк/кг угля; удельном расходе водяного
пара 0,483 кгп/кг угля; степени чистоты кислорода – 0,95; потерях от механической неполноты выгазовывания топлива – 2,0%; размере угольной частицы – 0,08 мм, приведены в табл. 1-3.
Таблица 1
Результаты расчета газогенераторного процесса
Показатель, ед. изм.
Величина
Показатель, ед. изм.
1. Диаметр газогенератора, м
5,24
5. Интенсивность газификации, ту/м2∙ч
2. Длина газогенератора, м
8,48
6. Выработка генераторного газа, м3 газа/с
3. Время пребывания топливной
7. Удельный расход угля,
частицы, с
2,5
кгу/м3 газа
4. Объемная производительность
8. Удельный выход газа,
реактора, ту/м3∙ч
0,659
м3 газа/кгу
Величина
2,79
73,14
0,458
2,183
Таблица 2
Материальный баланс газогенератора.
Приходные статьи
ЗначеРасходные статьи балан%
баланса, ед. изм.
ние
са, ед. изм.
1. Угольная пыль, кг/с
33,50 50,6 1. Генераторный газ, кг/с
2. Дутьевой кислород, кг/с
16,50 24,9 2. Шлак, кг/с
3. Водяной пар, кг/с
16,20 24,5 3. Золовой унос, кг/с
Итого
66,20 100 Итого
Значение
58,51
3,85
3,84
66,20
%
88,4
5,8
5,8
100
Таблица 3
Приходные статьи
баланса, ед. изм.
1. Химическая теплота
топлива, МВт
2. Физическая теплота
топлива, МВт
3. Физическая теплота
кислород, МВт
4. Физическая теплота
водяного пара, МВт
Итого
Тепловой баланс газогенератора.
Расходные статьи
Значение %
баланса, ед. изм.
1. Химическая теплота
918,6
98,2 газа, МВт
2. Физическая теплота га7,3
0,7 за, МВт
3. Теплота шлака и уноса,
5,3
0,6 МВт
4. Потери теплоты в
4,3
0,5 окружающую среду, МВт
935,5
100 Итого
Значение
%
751,0
80,3
173,6
18,5
9,2
1,0
1,7
935,5
0,2
100
Для указанного состава генераторного газа был произведен расчет
теплофизических свойств с последующей их аппроксимацией для использования в расчетах котлов-утилизаторов.
Выбор давлений пара в котлах-утилизаторах производился на основе
технико-экономических расчетов. В качестве критерия эффективности
11
принят прирост интегрального эффекта за срок службы паротурбинной
установки ЭК по выражению, руб.:
T
(10)
1
Эин   (С ээ  ЭtГ  р  K ) 
 (1  н)  K ,
t
сл
(1  E )
t 1
где Сээ – стоимость реализуемой электроэнергии, руб./кВт∙ч; ЭtГ – прирост годовой выработки электроэнергии в год t, кВт∙ч/год; р – коэффициент, учитывающий отчисления на ремонт, обслуживание и прочие виды
расходов, 1/год; К – изменение капиталовложений в ЭК включая паропроводы, паровую турбину, электротехническое оборудование и котлыутилизаторы, руб.
В расчетах принято: механический КПД – 98%; КПД электрического
генератора – 99%; давление в деаэраторе – 0,6 МПа; доля собственных
нужд паротурбинной установки – 0,08; Т сл  30 лет; С ээ  1,36 руб./кВт∙ч;
р  0,11 1/год; E  0,1 1/год; н  0,2 и   7500 ч/год. Результаты расчетов
представлены на рис. 3.
Прирост интегрального
эффекта, млн. руб.
500,00
450,00
2
400,00
350,00
1
Рис. 3. Изменение величины прироста интегрального эффекта от давлений в котлах-утилизаторах, при
давлении в КУ №2: 1 – 3,5 МПа; 2 –
6,0 МПа
300,00
250,00
200,00
150,00
100,00
50,00
0,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
20,00
Давление в котле-утилизаторе №1, МПа
Степень утилизации теплоты синтез-газа (КПД системы утилизации)
составляет 96,1-97,5%. С учетом имеющегося опыта эксплуатации типовых
ПТУ были выбраны параметры вырабатываемого пара в КУ №1 – 13 МПа
/ 565 оС, в КУ №2 – 6 МПа / 535 оС. Количество вырабатываемого пара
при этом составило в КУ №1 – 39 кг/с, в КУ №2 – 15 кг/с.
Сооружение ЭК с комбинированным производством энергоносителей
оказывает влияние на показатели надежности систем электро- и газоснабжения потребителей. В работе произведены расчеты коэффициентов готовности ЭК при изменении количества параллельно работающих цепочек,
включающих систему топливоприготовления, газогенераторы, котлыутилизаторы и паротурбинную установку. Для трех технологических цепочек коэффициент готовности составил 0,8525. Затраты на обеспечение
надежности рассчитаны при bэрез  0,360 кг/кВт∙ч; СТрез  1,00 руб./кг;
р рез  0,163 1/год; k эрез  36 тыс. руб./кВт; bгрез  0,4 кг/м3; k грез  85918 тыс.
руб./(м3/с); E  0,1 1/год и Tсл  30 лет, u=0,50-0,58 (в зависимости от
12
Затраты в обеспечение надежности,
млрд. руб.
направления использования синтез-газа). Результаты расчетов представлены на рис. 4.
70
60
1
2
3
Рис. 4. Изменение затрат
для обеспечения надежности энергоснабжения в зависимости от направления
использования синтез-газа:
1 – газ; 2 – электроэнергия;
3 – суммарные затраты
50
40
30
20
10
0
отпуск синтезгаза
50/50
сжигание синтезгаза
Из рисунка следует, что суммарные затраты на обеспечение надежности снижаются с ростом доли синтез-газа, используемого для выработки
электроэнергии.
Из проведенных в диссертации расчетов следует, что сооружение ЭК
приводит к снижению оплаты вредных выбросов по сравнению с вновь
вводимыми КЭС на твердом топливе при условии одинакового количества
вырабатываемой электрической энергии.
Производимый на ЭК синтез-газ может быть использован для замещения твердых топлив и природного газа в топливоиспользующих установках промышленных и коммунально-бытовых потребителей с целью
улучшения экологической обстановки урбанизированных территорий, а
также для химических и нефтехимических производств в качестве технологического сырья.
Оценка энергетической эффективности ЭК при различных направлениях использования синтез-газа выполнена с применением коэффициента,
представляющего собой отношение энергии синтез-газа, израсходованной
на ЭК, к энергии выработанного синтез-газа:
(11)
V  (Qнр ) сг
  эк
,
р сг
Vв ыр  (Qн )
где Vэк – количество синтез-газа, потребляемое ЭК, м3/с; Vв ыр – общая выработка синтез-газа, м3/с.
В расчетах принято: затраты электрической энергии для целей топливоприготовления эшбм  24,12 кВт∙ч/т; объемный расход кислорода от ВРУ –
40,3 м3/с, объемный расход синтез-газа – 219,4 м3/с, КПД компрессора
к  0,88 , удельная эксергия твердого топлива – 28876 кДж/кг. В качестве
замещающих установок принято: для синтез-газа – газогенераторная энерготехнологическая установка с эксергетическим КПД 80%; для электроэнергии – угольная конденсационная электростанция повышенной эффективности с КПД 44%. Отпуск теплоты и золошлакового материала в срав13
ниваемых вариантах сохраняется одинаковым. Результаты расчета вариантов схем энергетического комплекса представлены в табл. 4.
Таблица 4
Годовой эксергетический баланс ЭК
Направление использования синтез-газа
Показатель, ед. изм.
  0,0
  0,5
  1,0
Приход эксергии, млрд. кВт∙ч/год
топливо
21,7653
воздух
0,0059
вода
0,0009
сероочистной реагент
0,0001
Расход эксергии, млрд. кВт∙ч/год
отпущенная электроэнергия
0,1639
3,4369
6,7099
синтез-газ
16,3906
8,1953
–
тепловая энергия
0,0370
0,0370
0,0370
золошлаковый материал
0,0006
0,0006
0,0006
Эксергетический КПД ЭК, %
76,2
53,6
31,0
Недовыработка эксергии, млрд. кВт∙ч/год
– электроэнергии
6,546
3,273
–
– синтез-газа
–
8,1953
16,3906
Системный эксергетический КПД, %
63,13
58,64
54,24
Из анализа табл. 4 видно, что максимальная эффективность использования угля при наличии в системе новых угольных ТЭС достигается в схеме с полным отпуском синтез-газа, это объясняется тем, что при использовании синтез-газа в цикле ПГУ возникают дополнительные термодинамические потери.
В четвертой главе «Технико-экономическая эффективность комбинированного производства энергоносителей на основе газификации твердого топлива» проведен расчет экономических показателей ЭК при производстве электроэнергии и синтез-газа, обоснована дальность транспорта синтез-газа и теплоты, определена эффективность выработки электроэнергии и
водорода.
Определение эффективности ЭК при производстве электроэнергии и
синтез-газа выполнено для трех значений коэффициента γ=0,0; 0,5 и 1,0
(крайние значения соответствуют максимальной выработке синтез-газа и
электроэнергии). Варианты приведены к одинаковому энергетическому
эффекту путем учета затрат на покупную электроэнергию - 1,36 руб./кВт∙ч,
и синтез-газа – 1,17 руб./м3. Расчеты произведены при следующих исходных данных: Ст  862 руб./т; Е  0,1 1/год;  р  7500 ч/год; срок строительтч
эч
 2,0 чел./(т/ч) и nшт
 1,5 чел./МВт; годовой фонд заработной
ства 5 лет; nшт
платы – 180 тыс. руб./чел.∙год и коэффициент отчислений в фонд социального страхования – 0,27. Удельные капиталовложения в замещающие
установки по производству электроэнергии k э  36 тыс. руб./кВт, а в энерготехнологическую установку с газификацией твердого топлива для про14
изводства синтез-газа – 85,918 млн. руб./(м3/с). Дальность транспорта синтез-газа принята 22,5 км. Результаты расчетов представлены в табл. 5.
Таблица 5
Расчет эксплуатационных затрат вариантов схем
Показатель, ед. изм.
Расход исходного угля, кг/с
Электрическая мощность, кВт
Производительность по синтез-газу, м3/с
Суммарные капиталовложения, млн. руб.
Производственные издержки, млн. руб.
– топливо
– ремонтные работы (8%)
– заработная плата с отчисления в ФСС
– прочие виды расходов (2,5%)
– оплата вредных выбросов
– затраты в обеспечение надежности
Затраты на замещающую ТЭС, млн. руб.
Затраты на замещающую ЭТУ, млн. руб.
Суммарные производственные издержки, млн. руб.
Отчисления на амортизацию основных фондов
(3,3%), млн. руб.
Направление использования газа
  0,0
  0,5
  1,0
100,5
21857
458253
866175
219,42
109,71
0
18852,067 29659,826 39510,974
2338,000
1508,165
201,706
471,302
0
3198,219
8612,064
0
16329,46
2338,000
2372,786
351,348
741,496
0,402
4692,966
4160,784
3465,739
18123,52
2338,000
3160,878
491,223
987,774
0,804
6405,734
0
6931,478
20315,89
622,118
978,774
1303,862
250
150
100
50
0
-50
-100
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
6,0
Стоимость электроэнергии, руб./кВтч
Интегральный эффект,
млрд. руб.
Интегральный эффект,
млрд. руб.
Стоимость энергоносителей при комбинированном производстве на
ЭК определена с использованием эксергетического метода распределения
затрат и заданной норме рентабельности, равной 0,15. Стоимость электроэнергии при этом составила 1,25 руб./кВт∙ч, синтез-газа – 1,01 руб./м3 .
Интегральный эффект рассчитан при изменении стоимости отпускаемой электроэнергии С ээ  1,0  6,0 руб./кВт∙ч и синтез-газа в пределах
Ссг  1,0  10,0 руб./м3 (рис. 5, 6).
200
150
100
50
0
-50
-100
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Стоимость синтез-газа, руб./м3
15
Рис. 5. График зависимости интегрального
эффекта от стоимости реализуемой электроэнергии (при Ссг  1,01 руб./м3):
─── –   0,0 ; ─ ─ ─ –   0,5 ;
── - ── –   1,0
Рис. 6. График зависимости интегрального эффекта от стоимости реализуемого
синтез-газа (при Сээ  1,25 руб./кВт∙ч):
─── –   0,0 ; ─ ─ ─ –   0,5 ;
── - ── –   1,0
Из анализа рисунков следует, что положительный эффект достигается
при Сээ  2,0 руб./кВт∙ч и Ссг  1,6 руб./м3. Увеличение тарифов на топливо
и стоимости сооружения энергетических комплексов с парокислородной
газификацией угля на 10% приводит к снижению эффекта на 3-6%.
Для экономической оценки дальности газоснабжения от ЭК выразим
стоимость синтез-газа на границе района газопотребления, руб./кДж:
r   сг  ( Зt  З ам  З н )
(12)

C сг  1 
,

р сг

1 н 
Vсг   р  (Qн )
Стоимость энергоносителя,
руб./ГДж
где r – рентабельность производства; н – коэффициент, учитывающий налог
на прибыль;  сг – доля эксергии синтез-газа в суммарной эксергии отпускаемых продуктов; Зt , Зам , Зн – годовые производственные затраты на ЭК, включающие затраты на топливо, электроэнергию, ремонтные работы, заработную
плату персоналу, прочие виды расходов, амортизацию основного оборудования и обеспечение надежности энергоснабжения, руб./год; Vсг – выработка
синтез-газа, м3/ч; (Qнр )сг – низшая теплота сгорания синтез-газа; кДж/м3.
В расчетах приняты
следующие показатели: r  0,15 ; н  0,20 ;
р сг
 сг  0,98785 ; (Qн )  10268 кДж/м3; время работы установки 7500 ч/год; давление синтез-газа перед ГРП потребителей – 0,3 МПа; стоимость природного газа на уровне 2011 г. составляет 100 руб./ГДж; удельная стоимость
электроприводных компрессоров – 540 руб./кВт, трубопроводов – 45 млн.
руб./км. Результаты вариантных расчетов представлены на рис. 7.
250
200
Рис. 7. Стоимость энергоносителей:
─── – природный газ (нижняя линия –
цена на уровне 2011 г., верхняя – с учетом
платы за технологическое подключение и
возможное дальнейшее удорожание к
2018 г.); ─ ─ ─ – синтез-газ
150
100
50
0
22,5
45,0
67,5
Дальность транспорта, км
Из анализа рис. 7 можно сделать вывод, что сооружение ЭК с комбинированным производством электроэнергии и синтез-газа будет эффектив16
но при стоимости природного газа 175 руб./ГДж и более (что при существующем уровне роста цен может быть достигнуто уже к 2018 г.). В современных экономических условиях с учетом фактора надежности вырабатываемый на ЭК синтез-газ получается дороже природного, но с учетом
его удорожания экономически обоснованная дальность транспорта синтезгаза может составить 24-28 км.
В диссертации предлагается способ дальнего теплоснабжения на базе
утилизации теплоты шлака. Экономическая эффективность дальнего теплоснабжения определяется путем оценки достигаемой экономии дисконтированных затрат по сравнению с вариантом производства теплоты для горячего водоснабжения в котельных на природном газе, размещаемых в
районе теплопотребления. Для указанной схемы прирост интегрального
эффекта представим в виде
Tсл
г
Эин   (Ст  Вкот
 ркот  К кот  Сэ  Эпер  СQ  Qтп  рнс  К нс  рто  К то 
t 0
(13)
ртс  К тс )  (1  Е ) t  ( К нс  К то  К тс  К кот ),
где С т – стоимость природного газа, сжигаемого в котельных, руб./м3;
г
Вкот
– годовой расход топлива котельными, м3/год; ркот – коэффициент,
учитывающий отчисления на ремонты, обслуживание, прочие эксплуатационные затраты, 1/год; К кот  kкот  Qгвс – стоимость котельной, руб.; kкот –
удельная стоимость котельной, руб./кВт; Qгвс – тепловая мощность котельной, кВт; Сэ – стоимость электроэнергии, расходуемой на перекачку воды,
руб./кВт∙ч; Эпер – расход электроэнергии на перекачку воды, кВт∙ч/год;
С Q – стоимость теплоты, отпускаемой от ЭК, руб./ГДж; Qтп – тепловые потери, ГДж/год; рнс , рто , ртс – коэффициенты, учитывающие отчисления на
ремонт и обслуживание насосной станции, теплообменного оборудования
и тепловых сетей, 1/год; К нс  kнс  N – стоимость насосной станции, руб.;
kнс – удельная стоимость насосной станции, руб./кВт; N – мощность
насосной станции, кВт; К то  kто  F – стоимость теплообменного оборудования, устанавливаемого на ТЭС, руб.; k то – удельная стоимость теплообменного оборудования, руб./м2; F – площадь теплопередающей поверхности, м2; К тс  kтс  l – стоимость тепловых сетей, руб.; kтс – удельная стоимость теплосети, руб./м.
Расчеты прироста интегрального эффекта по выражению (13) выполнены при осуществлении дальнего транспорта теплоты от загородного ЭК
в зависимости от протяженности транзитной теплосети и стоимости природного газа, сжигаемого в котельных для климатических условий СФО (г.
Новосибирск) при тепловой нагрузке горячего водоснабжения 20 МВт и
дальности теплоснабжения 10-60 км. Стоимостные показатели энергоносителей и оборудования приняты на уровне 2011 г.: С э  1,36 руб./кВт∙ч,
17
СQ  198 руб./ГДж, kкот  2000 руб./кВт, kнс  12000 руб./кВт, kтс  5000 руб./м,
kто  21000 руб./м2. Дополнительные исходные данные: кот  0,92 ,  тс  0,95 ;
ркот  рнс  рто  0,12 1/год; ртс  0,05 1/год; Е  0,1 1/год; Tсл  30 лет; β=0,05;
Предельная длина теплотрассы, км
и F=2040 м2. Результаты расчетов показаны на рис. 8.
70
60
аун=0%
50
Рис. 8. Влияние стоимости природного газа, сжигаемого в котельных, на предельную длину
теплосети в зависимости
от степени уноса золы
40
30
20
аун=50%
10
0
2
3
4
Стоимость природного газа, руб./м3
Вырабатываемый на ЭК синтез-газ может транспортироваться к потребителям или из него может выделяться водород с последующей передачей предприятиям химической, нефтехимической, металлургической и
пищевой промышленности. Его потребление в перспективе будет только
возрастать. Наиболее перспективным способом производства водорода из
синтез-газа является применение палладиевых мембран.
Расчеты эксергетических КПД ЭК с производством электроэнергии и
водорода и раздельной схемы (электроэнергия на угольной КЭС с КПД
36%, водород на установке с паровой конверсией природного газа с удельным расходом – 0,45 м3 газа/м3 водорода) выполнены при следующих данных: коэффициент проницаемости 0,234∙10-3 кг/(с∙м2∙бар0,5) при толщине
мембраны 60 мкм; давление выделенного водорода составляет 0,15 МПа.
Площадь водородной мембранной установки составляет 23187 м2, что
обеспечит выход водорода 2304,450 млн. м3/год. Результаты расчетов
представлены в табл. 6. Из таблицы следует, что комбинированное производство обеспечивает прирост КПД на 3,15%.
Таблица 6
Термодинамическое сравнение вариантов технологического использования синтез-газа
Величина, ед. изм.
Эксергия первичного топлива, млрд. кВт∙ч/год
Эксергия отпущенного водорода, млрд. кВт∙ч/год
Эксергия электроэнергии, млрд. кВт∙ч/год
Эксергетический КПД, %
18
Технологический профиль
ЭК
раздельная схема
21,7653
23,1297
6,7059
6,7059
4,9046
4,9046
53,34
50,19
Экономические расчеты вариантов схем проведены при базовых стоимостных характеристиках: СТ  862 руб./т; С ээ  1,36 руб./кВт∙ч; зНпкм  6,50
руб./м3; удельная стоимость палладиевых мембран 180 тыс. руб./м2;
тч
 р  7500 ч/год; срок строительства 5 лет, жизни объекта – 30 лет; nшт
 2,0
эч
 1,5 чел./МВт и представлены в табл. 7.
чел./(т/ч); nшт
2
Таблица 7
Экономический расчет вариантов схем
Технологический профиль
Показатель, ед. изм.
ЭК
раздельная схема
Суммарные капиталовложения, млн. руб.
30417,855
54268,097
Производственные издержки, млн. руб.
– топливо
2338,000
4506,581
– ремонтные работы (8%)
2433,428
4341,448
– заработная плата с отчисления в ФСС
366,758
286,990
– прочие виды расходов (2,5%)
760,446
1356,702
– оплата вредных выбросов
0,322
0,322
Суммарные производственные издержки, млн. руб.
5898,954
10492,043
Поступления от амортизации основных фондов 1003,789
1790,847
(3,3%), млн. руб.
Выручка от реализации электроэнергии, млн. руб.
6670,256
Выручка от реализации водорода, млн. руб.
при его стоимости:
1,75 руб./м3
4032,788
3,50 руб./м3
8065,575
3
5,25 руб./м
12098,363
Интегральный эффект, млрд. руб.
при стоимости водорода:
1,75 руб./м3
-0,565
-40,155
3
3,50 руб./м
18,319
-21,271
5,25 руб./м3
37,203
-2,387
Вариант ЭК с производством водорода оказывается эффективным при
его стоимости более 1,8 руб./м3. При базовых капиталовложениях и стоимости водорода СНЭК  3,50 руб./м3 интегральный эффект составляет 18319
млн. руб., индекс доходности – 1,79 руб./руб., срок окупаемости – 12 лет и
внутренняя норма доходности – 16,6%.
2
19
15000
10000
5000
0
1,00
1,15
1,30
Увеличение капитальных
влож ений
Рис. 11. Влияние относительного
изменения капиталовложений
на интегральный эффект
2
20
1,5
15
1
10
0,5
5
0
0
1,00
1,15
Срок окупаемости, лет
Индекс доходности,
руб./руб.
Интегральный эффект, млн.
руб.
20000
1,30
Увеличение капитальных влож ений
Рис. 12. Влияние относительного изменения
капиталовложений на индекс доходности
(───) и срок окупаемости (─ ─ ─)
Учитывая неопределенность в оценке капиталовложений в ЭК для
случая с выделением водорода при стоимости реализуемого водорода
СНЭТУ  3,50 руб./м3, выполнен расчет показателей экономической эффективности от относительного изменения капиталовложений по сравнению с базовым вариантом (табл. 7), которые представлены на рис. 11, 12.
Как видно из рисунков, абсолютное значение капиталовложений оказывает существенное влияние на экономические показатели ЭК с выделением водорода, при увеличении их более чем на 45-50% и сохранении тарифов на энергоносители строительство такого рода ЭК становиться нецелесообразным.
2
ВЫВОДЫ
1. Разработаны методические положения расчета характеристик и показателей эффективности энергетических комплексов с поточными газификаторами на парокислородном дутье с учетом взаимосвязей с системами
электроснабжения, газоснабжения и теплоснабжения.
2. Произведено дополнение методики расчета характеристик газогенераторного процесса с определением времени пребывания частицы топлива и геометрических размеров газогенератора.
3. Разработана математическая модель для определения характеристик
и показателей энергетической и экономической эффективности ЭК и блоксхема алгоритма расчета, включающая описание технологической и энергетической частей установки и их взаимное влияние.
4. Предложена новая схема ЭК с комбинированным производством
электрической и тепловой энергии, синтез-газа (водорода) и золошлакового материала, защищенная патентом РФ, отличающаяся применением двух
котлов-утилизаторов разных давлений вырабатываемого пара для охлаждения генераторного газа с включенной в рассечку между ними системой
очистки.
20
5. Расчетно-теоретическими исследованиями обоснованы параметры
пара, вырабатываемого котлами-утилизаторами. Для первой ступени
охлаждения синтез-газа рекомендуется выработка пара 13 МПа / 565 оС,
для второй – 6,0 МПа / 535 оС. Установлено, что максимум термодинамической эффективности (63,13%) достигается при полной реализации синтез-газа стороннему потребителю.
6. Определены характеристики и показатели эффективности ЭК при
различных направлениях использования синтез-газа. Наибольший эффект
(эксергетический КПД 63,1%) достигается при реализации синтез-газа и
выработки электроэнергии за счет утилизации теплоты синтез-газа. Сооружение такого энергокомплекса экономически целесообразно при
Сээ  2,0 руб./кВт∙ч и Ссг  1,6 руб./м3.
7. Дано экономическое обоснование предельной дальности транспорта
синтез-газа и тепловой энергии за счет утилизации теплоты шлака. Предельная дальность транспорта синтез-газа составляет 24-28 км и определяется ценой природного газа. Дальность транспорта теплоты находится в
пределах 30-60 км и зависит от цены природного газа, сжигаемого в котельных города.
8. Выполнен анализ эффективности производства на ЭК электроэнергии и водорода. Эксергетический КПД комбинированной схемы составляет
53,34%, интегральный эффект – 18319 млн. руб.; индекс доходности – 1,79
руб./руб.; срок окупаемости с учетом строительства – 12 лет и внутренняя
норма доходности – 16,6%.
Основные положения диссертации опубликованы в следующих
печатных работах:
Публикации в изданиях, рекомендованных перечнем ВАК РФ
1. Николаев Ю.Е. Возможности создания энергокомплексов с газификацией топлива для энергообеспечения городов / Ю.Е. Николаев,
А.Н. Мракин // Промышленная энергетика. 2009. №9. С. 2-7.
2. Николаев Ю.Е. Математическое описание процесса газификации
твердого топлива в поточных автотермических газогенераторах / Ю.Е. Николаев, А.Н. Мракин // Вестник Саратовского государственного технического университета. 2011. №1 (54). С. 154-161.
3. Николаев Ю.Е. Выбор направления рационального использования
синтез-газа, получаемого при газификации угля / Ю.Е. Николаев,
А.М. Чертыков, А.Н. Мракин // Известия высших учебных заведений.
Проблемы энергетики. 2011. №3-4. С. 33-40.
4. Николаев Ю.Е. Анализ эффективности комбинированного производства водорода и электроэнергии из твердого топлива / Ю.Е. Николаев,
А.Н. Мракин, М.С. Семушкина // Энергетик. 2011. №8. С. 38-40.
Патент
21
5. Установка для комбинированного производства водородосодержащего газа, электрической и тепловой энергии / Ю.Е. Николаев,
А.Н. Мракин // Патент РФ на изобретение №2428459; Бюл. №25 от
10.09.2011.
Публикации в других изданиях
6. Мракин А.Н. Технико-экономические предпосылки сооружения
энергокомплексов с газификацией твердых топлив / А.Н. Мракин,
Ю.Е. Николаев // Инновации и актуальные проблемы техники и технологий: материалы Всерос. науч.-практ. конф. молодых ученых: в 2 т. Т. 2. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2009. С. 218-221.
7. Мракин А.Н. Обоснование параметров утилизации теплоты генераторного газа установок с газификацией твердого топлива / А.Н. Мракин //
Материалы докладов V Междунар. молодежной научной конференции
«Тинчуринские чтения»: в 4 т. Т. 2. Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2010. С.
203-204.
8. Николаев Ю.Е. Определение показателей энергетической и экономической эффективности энергокомплексов с газификацией угля / Ю.Е.
Николаев, А.Н. Мракин // Проблемы энерго- и ресурсосбережения: сборник науч. трудов. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2010. С. 179-184.
9. Мракин А.Н. Эффективные технологии комбинированного производства энергоносителей на основе газификации твердого топлива / А.Н.
Мракин, М.С. Семушкина, Ю.Е. Николаев // Инновации и актуальные проблемы техники и технологий: материалы Всерос. науч.-практ. конф. молодых ученых: в 2 т. Т. 2. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2010. С. 208-210.
10. Николаев Ю.Е. Определение показателей надежности и затрат на
ее обеспечение при проектировании энерготехнологических установок с
газификацией твердого топлива / Ю.Е. Николаев, А.Н. Мракин // Проблемы теплоэнергетики: сб. науч. тр. Вып. 1. Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т,
2011. С. 105-111.
11. Мракин А.Н. Эффективность дальнего теплоснабжения от загородных ТЭС с газификацией угля / А.Н. Мракин // Радиоэлектроника,
электротехника и энергетика: тез. докл. 17 Междунар. науч.-техн. конф.
студентов и аспирантов: в 3 т. Т. 2. М.: Изд. дом МЭИ, 2011. С. 564-565.
12. Мракин А.Н. Разработка математической модели расчета показателей энерготехнологических установок с газификацией угля / А.Н. Мракин // Материалы докладов VI Междунар. молодежной научной конференции «Тинчуринские чтения»: в 4 т. Т. 2. Казань: Казан. гос. энерг. ун-т,
2011. С. 166-167.
13. Мракин А.Н. Математическое описание паровых котловутилизаторов на продуктах газификации твердого топлива / А.Н. Мракин,
Ю.Е. Николаев // Участники школы молодых ученых и программы
У.М.Н.И.К.: сб. трудов XXIV Междунар. науч. конф. «Математические
22
методы в технике и технологиях – ММТТ-24». Саратов: Сар. гос. техн. унт, 2011. С. 11-14.
14. Николаев Ю.Е. Исследование эффективности источников комбинированного энергоснабжения на базе газогенераторных установок / Ю.Е.
Николаев, А.Н. Мракин // Тезисы докладов VII Всероссийского семинара
вузов по теплофизике и энергетике. Кемерово: Кузбасс. гос. техн. ун-т,
2011. С. 52.
15. Мракин А.Н. Экономическое обоснование предельной дальности
транспорта синтез-газа от энерготехнологических установок / А.Н. Мракин, Ю.Е. Николаев // Энерго- и ресурсосбережение. Энергообеспечение.
Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии: Сборник материалов Всероссийской студенческой олимпиады, научно-практической конференции и выставки работ студентов, аспирантов и молодых ученых 1316 декабря 2011 г. Екатеринбург: УрФУ, 2011. С. 160-163.
16. Мракин А.Н. Термодинамическая и экономическая эффективность энерготехнологических установок с парокислородной газификацией
угольной пыли / А.Н. Мракин // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Восемнадцатая Междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов: тез. докл.: в 4 т. Т. 3. М.: Изд. дом МЭИ, 2012. С. 312-313.
23
Подписано в печать 15.03.2012
Формат 60×84 1/16
Бум. офсет.
Усл. печ. л. 1,0
Уч.-изд. л. 1,0
Тираж 100 экз.
Заказ 34
Бесплатно
Саратовский государственный технический университет
410054, Саратов, ул. Политехническая, д. 77.
Отпечатано в Издательстве СГТУ. 410054, Саратов, ул. Политехническая, д. 77.
Тел.: 99-87-39, Е-mail: izdat@sstu.ru
24
25