CC BY
3ВАРИАНТЫ СОКРАЩЕНИЯ ВЫБРОСОВ ПАРНИКОВООБРАЗУЮЩИХ ГАЗОВ ЭНЕРГЕТИКОЙ АЛТАЙСКОГО
КРАЯ НА ОСНОВЕ МИНИ-ТЭЦ
В. В. Логвиненко
В Алтайском крае интенсивно газифицируется как коммунальный, так и энергетический сектор. Наряду с газификацией существующих мелких и средних котельных, производится перевод на газ крупных энергетических объектов, таких как районная водогрейная котельная 1, часть котлов Барнаульской ТЭЦ-2, пиковой водогрейной котельной ТЭЦ-3. Построена газотурбинная теплоэлектроцентраль с 4 газотурбинными установками ОАО «Энергомаш» электрической мощностью по 9 МВт и тепловой - по 15 Гкал/ч. В разной стадии технико-экономического обоснования находятся более трех десятков энергетических объектов с применением газотурбинных установок и газопоршневых агрегатов с использованием природного газа.
Согласно «Стратегии социально-экономического развития Алтайского края на период до 2010 года» за 1992 - 1998 годы объем инвестиций в основной капитал в крае сократился на 79% (по России - на 75%), промышленность края потеряла 69% своих объемов производства, сельское хозяйство -33%. Одной из основных причин этого является низкая доля топливно-энергетического комплекса, составлявшая в 1992 г. в структуре промышленности края 7% против 25% по народнохозяйственному комплексу страны в целом и 19% по Западно-Сибирскому экономическому району, а также недостаток собственной топливно-энергетической базы и ресурсной базы для ряда отраслей промышленности края. На втором этапе (1999 - 2002 годы) уровень инвестиций в основной капитал в сопоставимых ценах составил в 2002 г. к уровню 1991 г. всего 30%. В общем рейтинге регионов России по этим показателям край занимает 38 место. В инвестиционной сфере принципиально изменилось соотношение источников инвестиций в сторону резкого сокращения бюджетного финансирования и увеличения финансирования строительства объектов за счет собственных средств предприятий и населения.
Спад в экономике в результате «реформ 1992-1998 годов» привел к общему снижению потребления электричества в крае с 11,6 млрд. кВтч в 1992 г. до 8,4 млрд. кВтч - в 2002 г. При этом промышленность снизила
потребление электроэнергии за тот же период времени более чем в два раза - с 5,1 млрд. кВтч в 1992 году до 2,4 млрд. кВтч в 2002 году. Потребность в электроэнергии для нужд населения и быта несколько возросла с 1,2 млрд. кВтч в 1992 г. до 1,6 млрд. кВтч в 2002 году. Край получает от 38% до 53% (в среднем 46%) электроэнергии через сети ОАО «Алтайэнерго» от монополизированного рынка энергии РАО ЕЭС России ФОРЭМ. Только Барнаул испытывает дефицит в производстве тепла 2-2,5 тыс. Гкал/час.
Практически 100% используемых первичных энергоресурсов край получает из источников, находящихся в ведении других субъектов РФ. Основным сырьем для производства тепла и электрической энергии в крае служат энергетические угли Канско-Ачинского и Кемеровского угольных бассейнов. Общее годовое потребление топлива для целей выработки электрической и тепловой энергии по крупным и средним предприятиям края в 2002 г. составило 5429 тыс. т. условного топлива, из них угля - 4347 тыс. т. у. т., природного газа - 479 тыс. т. у. т., топочного мазута - 146 тыс.т. у. т. Из-за большого расстояния перевозок угля, низкой доли в производстве энергоресурсов газа и отсутствия собственных энергоресурсов в крае сложился один из самых высоких в России тарифов на тепловую и электрическую энергию. Планируется увеличить долю природного газа в энергобалансе края.
Основными направлениями развития энергетической отрасли станут:
- активизация работ по разработке и внедрению экологически безопасных, энерго-и ресурсосберегающих технологий, направленных на снижение затратной части производства и отрицательных последствий для окружающей среды;
- децентрализация производства тепловой энергии за счет строительства сети малых газотурбинных станций, реконструкция и модернизация существующих электрических и тепловых сетей с целью снижения потерь энергии при транспортировке ее к потребителю;
- расширение применения энергоэффективного и энергосберегающего оборудования и технологий;
- строительство парогазовых, газопоршневых и газотурбинных надстроек паросиловых блоков существующих ТЭЦ, пиковых и квартальных котельных на газовом топливе и высокоэффективных паросиловых и водогрейных энергоблоков на твердом топливе.
Темпы и конкретные траектории развития отрасли в планируемый период будут формироваться под воздействием и взаимодействием двух основных факторов: повышения внутреннего спроса и необходимостью сокращения удельного веса издержек на энергоресурсы в себестоимости промышленной продукции. Одновременно происходят позитивные изменения в номенклатуре энергетического машиностроения Алтайского края. ОАО «Бийскэнергомаш» увеличивает выпуск котельных установок на природном газе. ОАО «Сибэнергомаш» разработал и освоил водогрейные котлы-утилизаторы и сетевые водоподогреватели для газотурбинных теплоэлектроцентралей. Наибольших успехов добился ОАО ХК «Барнаултрансмаш», освоивший разработку и выпуск газопоршневых мини-ТЭЦ типа МТП экономичного класса.
Основным препятствием для широкого внедрения энергетических мощностей на природном газе, наряду с организационными и техническими проблемами, являются проблемы привлечения финансовых средств. Анализ фактических возможностей экономики Алтайского края показывает, что в нынешнем состоянии одним из наиболее рациональных механизмов финансирования по сокращению выбросов парниковообразующих газов является механизм «проектов совместного осуществления» по статье 6 Киотского соглашения. Суть механизма заключается в привлечении инвестиций иностранного партнера для реализации в Алтайском крае проекта по сокращению объемов парниковообразующих газов путем строительства энергетического объекта с использованием природного газа, переработки бытовых отходов, биомассы в сельских районах, уменьшения потерь парниковых газов, других проектов, направленных на уменьшение объемов парниковообразующих газов. Зачет партнерам фактического сокращения выбросов объемов парниковообразующих газов осуществляется пропорционально вложенным средствам. Выгода российского партнера состоит в фактическом привлечении иностранных средств
для реализации проекта в Алтайском крае, а иностранного партнера - в экономии средств для требуемого сокращения выбросов по сравнению с реализацией аналогичного сокращения выбросов СО2 в своей стране.
Еще в 2000 году для реализации данного механизма сокращения выбросов парниковообразующих газов администрацией края по нашим обоснованиям (совместно с ген. директором ОАО П.П. Фадеевым) предложен (письмо от 16 марта 2000 №376/7) ряд проектов. На настоящий момент с учетом произошедших изменений основные проекты могут выглядеть следующим образом.
ПРОЕКТ "ДЬТМЕТ"
«Сокращение выбросов парниково-образующих газов при организационно-технической модернизации тепловых сетей города Барнаула».
Главная цель проекта "АИЫБТ" - снижение расхода топлива и соответственно эмиссий парниковообразующих газов путем уменьшения потерь тепла и химически очищенной сетевой воды в магистральных и распределительных отопительных сетях краевого центра.
Эта цель должна быть достигнута коренной организационно-технической модернизацией тепловой сети города. В организационной части модернизации следует передать системы магистральных и распределительных трубопроводов транспортирующей компании. За счет собственных инвестиций и инвестиционной составляющей за транспортировку тепловой энергии теплосети должны быть реставрированы, восстановлены или заменены на новые с применением современных технологий и материалов. В понятие реабилитация тепловых сетей входит и модернизация центральных тепловых пунктов, крупных бойлерных. Одной из основных задач реабилитации тепловых сетей является организация полного приборного учета покупаемого и продаваемого тепла, контроля качества сетевой воды и эксплуатация с минимальными потерями сетевой воды. Вторичная цель состоит в том, чтобы стабилизировать теплоснабжение города Барнаула и улучшить экологическую обстановку в нем. Третья цель состоит в открытии для российских инженеров более широкого доступа к зарубежным технологиям в строительстве трубопроводов, защите их от коррозии, теплоизоляции трубопроводов, диагностике, системам контроля трубопроводов.
В.В.ЛОГВИНЕНКО
В настоящее время подпитка отопительных сетей общей протяженностью до 500 км составляет в городе более 1000 тонн химически очищенной воды в час. Оценки экспертов показывают, что непроизводительные потери тепла в сети ввиду их изношенности, плохой теплоизоляции и больших потерь горячей воды достигают 900 тыс. Гкал в год. При проведении успешной реабилитации тепловых сетей в течение трех лет с вложением примерно по 3,33 млн. долларов США ежегодно можно получить дополнительно около 900000 Гкал ежегодно, уменьшив, таким образом, сжигание угля на существующих угольных теплоэлектроцентралях ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3.
ПРОЕКТ "ДЬТБИ^"
«Крупномасштабное сокращение выбросов парниковообразующих газов в Сибири путем организации производства современных мини-ТЭЦ экономного и среднего класса на базе двигателей внутреннего сгорания»
Главная цель проекта "АНАВНКМ" -организация производства современных мини-ТЭЦ экономного и среднего класса на природном газе и уменьшение при их эксплуатации эмиссий парниковообразующих газов за счет уменьшения объемов сжигания угля. Фактические неэффективные и тяжелые системы загрязнения на угле и мазуте должны быть заменены эффективной когенераци-онной выработкой теплоты и электрической энергии с чистым сгоранием газового топлива.
Эта цель должна быть достигнута разработкой мини-ТЭЦ современного уровня, которые будут производится ОАО ХК «БАРНАУЛТРАНСМАШ» в сотрудничестве с зарубежными индустриальными партнерами. Зарубежные опытные образцы и технологии изготовления мини-ТЭЦ должны быть поставлены на взаимовыгодных условиях с компенсацией расходов уступкой доли сокращения выбросов парниковообразующих газов, которое будет достигнуто в Сибири при применении указанных технологий и мини-ТЭЦ. Другая цель состоит в том, чтобы стабилизировать теплоэнергоснабжение городов Сибири и улучшать экологическую обстановку. Третья цель состоит в открытии для российских инженеров более широкого доступа к европейским технологиям в двигателестрое-нии, электронике, системах управления, теп-лообменном оборудовании, которые совершенно необходимы при производстве современных мини-ТЭЦ. Основой мини-ТЭЦ явля-
ется переведенный на газ дизельный двигатель [1-6]. Двигатель снабжен электрогенератором, теплообменниками охлаждения двигателя и отработанных газов, которые присоединены к системам отопления (как правило, децентрализованным). Когенерационное производство тепла и электроэнергии в непосредственной близости от потребителя этих энергоресурсов, при минимальных потерях энергии на ее транспорт, позволяют уменьшить почти в 1,5 раза расход топлива и в 2,7 раза выбросы парниковообразующих газов.
Для сибирского региона перспективными являются мини-ТЭЦ экономичного класса и среди них - производства ХК ОАО «Барнаул-трансмаш», общий вид которых дан на рис.1 [7-10]. Это основной и резервный стационарный источник переменного 3-х фазного тока и тепловой энергии. Система смазки - циркуляционная, с "сухим" картером. Агрегат снабжен расходным маслобаком и электронасосом предпусковой прокачки системы. Пуск агрегата осуществляется электростартером. Для зарядки аккумуляторных батарей двигатель снабжен зарядным генератором переменного тока со встроенным выпрямителем, регулятором напряжения и устройством подавления помех радиоприему. Любой применяемый газ должен иметь метановое число не менее 30 и подаваться в двигатель под давлением 1,0 - 2,5 кгс/см2.
Для нагрева теплоносителя (сетевой воды) в утилизационном блоке используется охлаждающая жидкость и выхлопные газы двигателя. Регулирование тепловой мощности происходит автоматически в зависимости от мощности вырабатываемой электрической энергии. Допускается работа без выработки тепловой энергии. Все модификации мини-ТЭЦ имеют автоматическое и ручное регулирование напряжения и частоты тока, автоматическое регулирование температуры охлаждающей жидкости, автоматическую подзарядку аккумуляторных батарей, автоматическую защиту силового генератора от короткого замыкания и перегрузки по току. Конструкция электроагрегата мини-ТЭЦ обеспечивает возможность параллельной работы с идентичными по характеристикам агрегатами и промышленной электросетью.
В зависимости от степени автоматизации агрегат совместно со щитами управления обеспечивает "1" степень автоматизации или местное ручное управление (пуск, останов, прием нагрузки), визуальный контроль параметров, аварийную сигнализацию и защиту по параметрам: перегрев охлаждающей жид-
кости и масла, падение давления масла и разнос. При "2" степени автоматизации обеспечивается автоматический пуск, включая пуск по исчезновению (падению) напряжения в контролируемой сети, автоматический прием нагрузки, автоматический контроль и защиту по параметрам: перегрев охлаждающей жидкости и масла, падение давления масла и разнос, а также индикацию состояния и визуальный контроль параметров агрегата. Имеется местное ручное управление.
С мини-ТЭЦ поставляются щит (система) управления, комплект аккумуляторных батарей, комплект запасных частей, комплект эксплуатационных документов. По желанию потребителей мини-ТЭЦ за дополнительную плату может быть укомплектована системой поддержания в "горячем резерве" с электронагревателем типа ТЭН с питанием от постороннего источника напряжением 380 В, монтажным комплектом узлов и деталей (газоот-водящие литые колена с ответными фланцами, прокладками, крепежом, а также фундаментные болты).
Параметры дымности и токсичности отработавших газов мини-ТЭЦ удовлетворяют требованиям ГОСТ 24028-80, ГОСТ 24585-81 и значительно ниже аналогичных параметров агрегатов с дизельным двигателем. Мини-ТЭЦ адаптирована к тепловым сетям массовых потребителей тепла. Возможна работа мини-ТЭЦ на сжиженных углеводородных газах, биогазе, синтетическом газе, рапсовом масле и некоторых других жидких топливах. Это необходимо указать в заказе.
Рис.1. Фотография МТП 315/450
Мини-ТЭЦ могут выполняться как в существующих стационарных помещениях, так и в перемещаемых боксах, а также устанавливаться на «колесах». На рисунке 2. приведена фотография мини-ТЭЦ в укрытии. Таким
образом, указанные мини-ТЭЦ можно, использовать как передвижные, используя их основное время на крупных и средних предприятиях, а при необходимости - для энергоснабжения в зонах катастроф.
Л
у. __^
Рис.2. Фотография мини-ТЭЦ ХК ОАО «Бар-наултрансмаш» в укрытии
Часть расчета денежных потоков, операционной деятельности, затраты за срок жизни проекта 21 год приведены в таблице 1 (только за первые 14 лет). В расчетах использованы следующие определения. Базовая линия эмиссий и затрат по проекту определяется прогнозируемым уровнем эмиссий и затрат (будущим сценарием) того, что вероятнее всего произойдет, если деятельность компании будет осуществляться без внедрения проекта совместного осуществления. Продолжительность проекта определена в 21 год, т.е. средним сроком амортизации основного оборудования. Объем сокращенных выбросов рассчитывается через разницу показателей, характеризующих выбросы парниковых газов по базовой линии и выбросы парниковых газов при условии окончания реализации проекта совместного осуществления. Ввиду невозможности использования метода замеров используется расчетный метод, учитывающий выбросы ПГ при сжигании топлива. Дополнительные затраты по проекту определяются разницей между общими приведенными (дисконтированными) затратами предлагаемого проекта совместного осуществления (с учетом экономии от сокращения затрат на приобретение энергии в результате энергосбережения) и общими приведенными затратами по базовой линии.
В таблице для уменьшения ее размера приведена только треть величин, участвующих в расчете. Для обоснования экономической части проекта "АНАВНКМ' принимаем следующие условия:
В.В.ЛОГВИНЕНКО Обоснование экономической части проекта «ALTAIBHKW»
Таблица 1
Год проекта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Прирост капитала, млн. руб. -17 -180 -381 -606 -856 -908 -962 -1020 -1081 -1146 -1215 0 0 0
Итого инвестиций млн. руб. -36017 -24180 -381 -606 -856 -908 -962 -1020 -1081 -1146 -1215
Число блоков в год, шт. 10 100 200 300 400 400 400 400 400 400 400 0 0 0
Число блоков всего 10 110 310 610 1010 1410 1810 2210 2610 3010 3410 3400 3300 3100
Мощность электрическая, МВт 4,0 44,0 124,0 244,0 404,0 564,0 724,0 884,0 1044 1204 1364 1360 1320 1240
Число часов использования, час 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000 6000
Годовая выработка электр.энергии , ГВт*ч 24 264 744 1464 2424 3384 4344 5304 6264 7224 8184 8160 7920 7440
Тариф на электр. энергию, руб/квт*ч 1,272 1,348 1,425 1,510 1,601 1,697 1,799 1,906 1,906 1,906 1,906 1,906 1,906 1,906
Стоимость электрич. энергии, млн. руб. 31 356 1060 2211 3880 5742 7813 10112 11942 13772 15603 15557 15099 14184
Тепловая мощность, Гкал/ч 7,00 77,0 217,0 427,0 707,0 987,0 1267 1547 1827 2107 2387 2380 2310 2170
Отпуск тепла тыс. Гкал 42 462 1302 2562 4242 5922 7602 9282 10962 12642 14322 14280 13860 13020
Тариф на тепло, руб/Гкал 381,6 404,5 427,4 453,0 480,2 509,0 539,6 571,9 571,9 571,9 571,9 571,9 571,9 571,9
Индекс доллара относительно начала проекта 1,200 1,344 1,478 1,552 1,614 1,671 1,729 1,790 1,853 1,917 1,985 2,054 2,126 2,200
Стоимость тепла, млн. руб. 10,7 124,6 371,0 773,8 1358 2010 2735 3539 4180 4820 5461 5445 5285 4964
Стоимость продукции, млн. руб. 17,1 199,1 593,0 1237 2171 3212 4371 5657 6681 7705 8729 8703 8447 7935
Стоимость основных. средств ,млн. руб. 18,0 201,6 443,5 698,5 968,6 1003 1038 1074 1112 1150 1191
Штат комплекса, чел 3 33 93 183 303 423 543 663 783 903 1023 1020 990 930
Средняя зарплата с налогом 38%, тыс. руб. 3,18 3,37 3,56 3,78 4 4,24 4,5 4,77 4,77 4,77 4,77 4,77 4,77 4,77
Затраты на зарплату, млн. руб. 2 26 77 161 283 419 570 737 871 1004 1138 1134 1101 1034
Цена газа, руб/1000 м3 1060 1124 1187 1258 1334 1414 1499 1589 1589 1589 1589 1589 1589 1589
Расход газа, млн. м3 7 77 216 425 703 981 1260 1538 1817 2095 2373 2366 2297 2158
Затраты на газ, млн. руб. 7,4 86,0 256 534 938 1388 1888 2444 2886 3328 3771 3760 3649 3428
Эксплуатационные расходы, млн. р. 6 62 174 342 566 790 1014 1238 1462 1686 1910 1904 1848 1736
Непредвиденные расходы млн. р. 4 44 124 244 404 564 724 884 1044 1204 1364 1360 1320 1240
Постоянные расходы на произв., млн. руб. 15 174 507 1037 1786 2596 3472 4419 5219 6018 6818 6798 6598 6198
Выбросы ПОГ на газе, тыс. т 3,2 35,2 99,2 195,2 323,2 451,2 579,2 707,2 835,2 963,2 1091 1088 1056 992
Выбросы ПОГ при выработке эл. энер. на угле, тыс. т. 5,3 58,1 163,7 322,1 533,3 744 956 1167 1378 1589 1800 1795 1742 1637
Выбросы ПОГ при выработке тепла на угле, тыс. т. 8,1 89,3 251,7 495,3 820,1 1145 1470 1795 2119 2444 2769 2761 2680 2517
Сокращение выбросов ПОГ при работе блоков на газе, тыс. т. 10,2 112,2 316 622,2 1030 1438 1846 2254 2662 3070 3478 3468 3366 3162
Коэфф. дисконтиров. 0,870 0,769 0,693 0,659 0,621 0,596 0,583 0,540 0,500 0,463 0,429 0,397 0,368 0,340
Прибыль от реализации млн. р. 33,8 400,1 1172 2528 4470 6663 9127 11887 14038 16190 18341 18287 17750 16674
Продолж. таблицы 1
Год проекта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Налогооблагаемая прибыль, млн. руб. 33,5 460,8 1334 2835 4965 7327 9955 2872 15174 17490 19807 19688 19096 17923
Налог на прибыль, млн. руб. 8,0 110,6 327,4 680,4 1175 1758 2389 1089 3642 4198 4754 4725 4583 4301
Балансовая прибыль, млн. руб. 25,7 350,4 1044 2166 3773 5569 7566 1783 11532 13293 15053 14963 14513 13622
Аморт. отчисления, млн. руб. 1,4 14,4 30,5 48,5 68,5 72,6 77,0 >1,6 36,5 91,7 97,2 97,2 97,2 97,2
Расходы на страхование, млн. руб. 1,0 11,5 34,2 71,3 125,1 185,2 252,0 126,1 385,1 444,2 503,2 501,7 487,0 457,4
Чистая прибыль за год, млн. руб. 25,0 342,3 1010 2095 3665 5401 7333 1477 11168 12871 14573 14485 14049 13187
Выплата дивидендов, млн. руб. 25,0 342,3 1010 2095 3665 5401 7333 1477 11168 12871 14573 14485 14049 13187
Себестоимость э-энергии, коп/кВт*ч 27,39 28,21 28,95 29,83 30,78 31,78 32,86 14,01 34,00 34,00 33,99 33,99 33,99 34,00
Себестоимость тепл. энергии, руб/Гкал 317,8 327,2 335,8 346,0 357,0 368,6 381,1 194,6 394,4 394,4 394,3 394,3 394,3 394,4
Реальные денежные потоки, млн. руб. -35990 -23812 693 1609 3002 4751 6699 ¡864 10558 12260 13959 15084 14634 13742
Дисконтированные потоки платежей, млн. руб. -31295 -18322 481 1060 1864 2833 3909 1789 5282 5679 5987 5990 5381 4679
ЧДС, млн. руб. 11890
Срок окупаемости без дисконта, лет 2,6 Срок окупаемости с дисконтом, лет 3,1
1. Программа ОАО БАРНАУЛТРАНС-МАШ рассчитана на увеличение выпуска в первые годы с 10 шт. до 400 шт., следующие 7 лет - по 400 шт. и 10 лет вырабатывается ресурс этих блоков.
2. Мощность одной установки 0,4 МВт по электроэнергии и 0,7 Гкал по теплу.
3. Стоимость одного блока 1,5 млн. руб. под ключ.
4. Штат - 0,3 человека на установку.
5. Расход газа 116 м3 в час на один блок 400 кВт электрической мощности.
8. При работе на угле удельные выбросы СО2 - 0,33 кг/ кВт час, в водогрейной котельной на мазуте - 0,25 кг /кВт час, в мини-ТЭЦ при работе на газе - 0,2 кг/кВт час.
9.Европейские инвестиции - 1,2 млн. долл. в первый год и 0,8 млн. долл. во второй год.
Расчеты (на начало 2005 г.) показывают, что при вложении инвесторами по механизму «проектов совместного осуществления» 2 млн. долл. собственных средств в объеме 8,373 млрд. рублей на строительство и эксплуатацию в течение 21 года 3410 газовых блоков мощностью 400 МВт, будет выработано 90 млрд. кВт час электроэнергии, 157 млн. Гкал. тепла. Сокращение выбросов СО2 при этом по сравнению с выработкой такого количества энергоресурсов на угле составит 57,39 млн. т. Чистый дисконтированный доход сос-
тавит 11890 млн. руб. Срок окупаемости - 2,6 лет, с учетом дисконта 3,1 года. В этом уникальном проекте в расчете только на зарубежные инвестиции (в основном оборудованием и технологиями) цена составит порядка 3,48 цента за тонну СО2 без стоимости инвестиций российской стороны. С российскими инвестициями цена составит порядка 39,71 цента за тонну СО2. Однако объем производства мини-ТЭЦ и срок реализации проекта подлежат, по-видимому, уточнению. Представленный вариант является самым оптимистическим.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гордеев П.А., Яковлев Г.В. Развитие электростанций с поршневыми двигателями за рубежом // Электрические станции, 2001, № 10. - С. 68-73.
2. Бордуков В.Т., Левин М.И. Отечественное дизелестроение и проблемы малой энергетики // Двигателестроение, 1997, № 4. -С. 3-4.
3. Алейников С.К., Дмитриевский Е.В. Электрические станции на базе мощных малооборотных дизелей - перспективное направление энергетики // Двигателестроение, 1997, № 4.- С. 4-7
4. Шляхтов В.А., Коньков А.И., Пургин В. Р. / Когенерационные установки фирмы «Рус-
В.В.ЛОГВИНЕНКО
ский дизель» // Двигателестроение, 1997, № 4. - С. 7-9.
5. Разуваев А.В. Экономическая эффективность эксплуатации ДВС с системой утилизации тепла // Двигателестроение, 2000, № 3. - С. 37-38.
6. Кривов В.Г., Агафонов А.Н., Предложения по созданию комбинированных малых теплоэлектроцентралей на базе поршневых и газотурбинных двигателей с утилизацией теплоты // Двигателестроение, 1998, № 2. - С. 3-5.
7. Антошкин А.С. Применение мини-ТЭЦ для резервного и основного тепло- и электроснабжения // Двигателестроение, 1998, № 4. -С. 10-12.
8. Байкалов С.П., Логвиненко В.В., Мати-евский Д.Д., Роль и место когенерационных
установок в концепции развития энергетики Алтайского края / Двигателестроение №4, 1998.- С. 5-6
9. Логвиненко В.В., Червяков Ю.С., Ма-тиевский Д.Д., Кисляк С.М. Технико-экономические показатели мини-ТЭЦ на базе когенерационных установок ОАО «Барнаул-трансмаш» Двигателестроение №4, 1998.
10. Коновалов В.В., Кузьмин А.Г. Повышение эффективности энергосбережения локальных объектов при совместном использовании централизованных источников и поршневых мини-ТЭЦ // Сб. Проблемы энергосбережения и энергобезопасности Сибири // Материалы Всероссийской научно-практической конференции / Алт. гос. техн. ун-т им. И.И. Ползунова. - Барнаул: Изд-во АлтГТУ, 2003.-С. 95-101.
