На правах рукописи БУРТАСЕНКОВ Дмитрий Геннадьевич

На правах рукописи
БУРТАСЕНКОВ Дмитрий Геннадьевич
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПУТЁМ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ
НАСОСОВ
Специальность: 05.14.04 – «Промышленная теплоэнергетика»
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Краснодар – 2006
2
Работа выполнена в Кубанском государственном технологическом
университете
Научный руководитель:
канд. техн. наук, доц. Шерстобитов И.В.
Официальные оппоненты:
д-р техн. наук, проф. Амерханов Р.А.;
д-р техн. наук, проф. Ефимов Н.Н.
Ведущая организация:
ОАО «Южный инженерный центр энергетики»
Защита диссертации состоится 5 декабря
диссертационного совета
Д 212.100.06
2006 г. в 14.00 на заседании
в Кубанском государственном
технологическом университете (350000, г. Краснодар, ул. Старокубанская
88/4 в ауд. 410)
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Кубанского
государственного технологического университета: 350072, г.Краснодар,
ул. Московская , 2
Автореферат разослан 3 ноября 2006 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета Д 212.100.06
кандидат технических наук, доцент
Копелевич Л.Е.
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. Установлено, что на количество теплопотребления в централизованных системах теплоснабжения значительное влияние оказывает ветер. Ветер является вторым по значимости параметром
после наружной температуры воздуха, определяющим количество теплопотребления. С повышением скорости воздушного потока возрастает
коэффициент теплопередачи, влияющий на увеличение тепловых потерь
от отапливаемых объектов и теплоносящих магистралей. При создании
температурного графика теплоснабжения берётся во внимание один параметр - температура наружного воздуха, что не позволяет получить реальную картину теплопотребления. Поправка на ветер вносится в виде постоянного коэффициента для средней расчетной скорости ветра в данном регионе. При скорости ветра выше расчетного температура прямой сетевой
воды прямопропорциональна только температуре наружного воздуха и дополнительные потери теплоты, вызванные принудительной конвекцией в
результате усиления ветра, не учитываются. Ввести поправку в температурный график, учитывающую скорость ветра в реальный момент времени, сложно из-за его переменного характера. Таким образом, необходимо
техническое решение, которое бы позволило найти способ регулирования
температуры сетевой воды при централизованном отоплении с учетом такого немаловажного параметра как ветер. В настоящей работе рассмотрен вопрос повышения эффективности централизованного теплоснаб-
4
жения путём использования оборудования, работающего на альтернативных источниках энергии, а именно тепловых насосов и ветроэнергетических установок. Работа выполнялась в рамках Г/Б НИР 2.15.035 Минобразования РФ по теме: «Подготовка технической документации наиболее
перспективных мероприятий в области энергоресурсосбережения, повышающих экономичность и рабочую мощность Краснодарской ТЭЦ».
Цель исследований. Решить вопросы по повышению качества и эффективности централизованного теплоснабжения, путем применения
энергетического оборудования, использующего для своей работы возобновляемые источники энергии.
Задачи исследования. Для достижения поставленной
цели реша-
ются следующие задачи:
- разработка комбинированной теплоснабжающей установки позволяющей
решить вопросы повышения качества и эффективности централизованного теплоснабжения, включающей в себя оборудование, использующее для
своей работы возобновляемые источники энергии;
- разработка и выбор методик расчетов эффективности применённого
оборудования в системах централизованного теплоснабжения;
- определение оптимальных режимов работы комбинированной теплоснабжающей установки в системе централизованного теплоснабжения,
включающей в себя тепловой насос и ветроэнергетическую установку;
5
- оценка энергоэффективности применённого оборудования в системах
централизованного теплоснабжения с помощью эксергетического метода.
Научная новизна:
- усовершенствован метод качественного регулирования температуры
сетевой воды в системах централизованного теплоснабжения, учитывающий не только температурные колебания окружающей
среды, но и
скорость ветра в реальный момент времени;
- разработана и запатентована комбинированная теплоснабжающая установка, включающая в себя абсорбционный тепловой насос
усовершен-
ствованный ветроэлектрической установкой, и позволяющая учесть многофакторную зависимость объёма теплоснабжения от теплоэлектроцентрали при изменении скорости ветра и наружной температуры воздуха.
Методы исследования. Поставленные задачи решены с использованием методов математического анализа и современных методов термодинамического анализа: в частности эксергетического.
Достоверность исследований. Применение современных методов
термодинамического анализа прямых и обратных циклов, сопоставимость
полученных результатов с результатами исследований известных учёных
в области тепловых насосов (Е. И. Янтовский, Л. М. Розенфельд).
Теоретическая значимость работы. Полученные автором результаты и методики могут быть использованы проектными и научноисследовательскими организациями при проектировании новых промыш-
6
ленных теплоэнергетических объектов, а также при модернизации уже
действующих. Отдельные разделы работы целесообразно использовать в
учебном процессе вузов при подготовке инженеров по специальностям
05.14.04 - «Промышленная теплоэнергетика»
и
05.14.01 - «Тепловые
электрические станции».
Практическая ценность работы. Подтверждается соответствующими актами о внедрении основных результатов исследования ОАО «ЮГК
ТГК-8» филиал «Кубанская генерация».
Положения выносимые на защиту:
- усовершенствованный метод качественного регулирования температуры сетевой воды в системах централизованного теплоснабжения, учитывающий не только температурные колебания окружающей среды, но
и скорость ветра в реальный момент времени;
- рекомендации по проектированию и применению комбинированной теплоснабжающей установки в системе централизованного теплоснабжения.
Апробация
работы. Результаты исследований, представленные в
диссертационной работе, докладывались и обсуждались на:
- ежегодных научных конференциях КубГТУ (2000-2003 г.);
- Южнороссийской научной конференции «ЮРНК-5» «Энерго- и ресурсосберегающие технологии и установки» (г.Краснодар, 7-8 апреля 2005 г.);
7
- V Международной научно-технической конференции «Повышение эффективности производства электроэнергии» (г. Новочеркасск, 26 -28 октября 2005 г.);
- V Южнороссийской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности», (г. Ульяновск,
20-21 апреля, 2006 г.).
Публикации результатов работы. По материалам диссертационной
работы опубликовано 7 печатных работ. Получено 2 патента РФ на полезную модель.
Структура и объем работы. Работа состоит из введения, пяти глав,
заключения, списка литературы. Основной текст изложен на 130 страницах, диссертация содержит 18 рисунков, 23 таблицы, список использованных источников включает 103 наименования.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы основные цели исследований, приведены основные положения, выносимые
на защиту, научная и практическая ценность работы.
В первой главе рассмотрены современные проблемы централизованных систем теплоснабжения на основании обзора имеющейся литературы. Определены пути решения данных проблем. Освещен отечественный и зарубежный опыт разработки и внедрения новых технологий в сек-
8
тор энергетики для повышения энергоэффективности централизованного
теплоснабжения.
Для повышения эффективности отечественной теплофикации и централизованных систем теплоснабжения в целом необходимо решение следующих научно-технических проблем:
- снижение тепловых потерь в тепловых сетях и повышения качества и эффективности централизованного теплоснабжения;
- экономия энергоресурсов на промышленных энергогенерирующих
предприятиях.
Исходя из этого, актуальным является вопрос повышения
эффек-
тивности централизованного теплоснабжения путём использования оборудования, работающего на альтернативных источниках энергии, а именно
тепловых насосов и ветроэнергетических установок.
Во второй главе предлагаются пути решения повышения эффективности централизованного теплоснабжения и экономии энергоресурсов на
энергогенерирующих предприятиях с помощью использования тепловых
насосов (ТН) в комбинации с ветроэнергетическими установками (ВЭУ).
Для решения выше указанных проблем в системах централизованного
теплоснабжения предлагается использовать комбинированную работу абсорбционного ТН с ВЭУ, расположенных непосредственно на теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и включенных в основной цикл. Для этого абсорбционный ТН устанавливается на линии сброса охлаждающей воды из конден-
9
сатора паровой турбины для съёма теплоты низкого потенциала. В качестве
привода ТН используется энергия ветра, преобразованная в тепловую с
помощью ВЭУ. Вся полученная энергия в ТН передается сетевой воде,
идущей на нужды теплоснабжения. Возможны два варианта применения
установки: подогрев прямой сетевой воды (рис.1) и подогрев обратной сетевой воды (рис.2);
На рисунках 1 и 2 представлена схема КТУ при подогреве прямой
и обратной сетевой воды на ТЭЦ. Где: 1- электрогенератор; 2 – конденсатор паровой турбины; 3 - сетевой насос; 4 и 5 - сетевые подогреватели; 6 –
испаритель; 7 – абсорбер; 8 – насос; 9 – генератор ТН; 10 - дроссельный
клапан; 11 - конденсатор ТН; 12 - дроссельный клапан; 13 - ветроэнергетическая установка; 14 - электронагреватель;
Рисунок 1 - Принципиальная схема КТУ при подогреве прямой сетевой
воды
10
Рисунок 2
- Принципиальная схема КТУ при подогреве обратной
сетевой воды
В данной установке работа ТН полностью зависит от скорости ветра.
В результате этого получается прямая зависимость дополнительного подогрева сетевой воды от скорости ветра. Повышение скорости ветра неизбежно ведет к увеличению тепловых потерь с поверхностей теплотрасс и
отапливаемых зданий. Но эти потери компенсируются самим же ветром, за
счет включения в работу ТН, который повышает температуру прямой сетевой воды пропорционально увеличению скорости ветра.
При отсутствии ветра, чтобы избежать «простой» оборудования или
исключить тепловую инертность генератора ТН, предлагается к нему подвести дополнительный тепловой источник в виде пара из теплофикационного отбора паровой турбины. При низких скоростях ветра температура в
генераторе ТН с помощью отборного пара может поддерживаться на том
11
уровне, при котором ТН будет отдавать необходимое количество теплоты
потребителю.
В третьей главе предлагается методика расчета КТУ в системе централизованного теплоснабжения. Определено влияние на режимы работы
ТЭЦ различных схем включения КТУ в основной цикл. Сделаны расчеты
режимов работы и определены рабочие диапазоны температур КТУ при
подогреве прямой и обратной сетевой воды. Расчеты проводились для КТУ
с теплопроизводительностью 5,9 МВт, работающей совместно с турбогенератором ПТ-50 при подогреве прямой и обратной сетевой воды с расходом Gс.в.=500 т/ч. Результаты расчетов представлены в виде графиков,
изображенных на рисунках 3-6.
Рисунок
3 - Диапазон возможной работы КТУ (качественное
регулирование теплоснабжения) при подогреве сетевой воды на 20°С:
1- температура прямой сетевой воды; 2- температура сетевой воды на выходе из КТУ; 3- температура обратной сетевой воды
12
Qсп
Qисп2+Qотб+Qвэу
Qисп1 + Qотб
Рисунок 4 -
Режим подогрева обратной сетевой воды на 20°С с
помощью КТУ при использовании в генераторе ТН дополнительной
теплоты из отопительного отбора с учетом переменных скоростей ветра
(заданный температурный график 98°С/54°С
при
Gс.в. =138 кг/с):
Qисп – теплота подведенная к испарителю ТН; Qсп - теплота подведенная к сетевой воде в сетевых подогревателях; Qвэу - теплота
подведенная в генератор ТН от ВЭУ; Qотб - теплота подведенная к
генератору ТН из отопительного отбора.
13
Qисп.+Qвэу
Qсп
Рисунок 5 -
Режим регулирования
прямой сетевой воды при
переменном значении скорости ветра от 2 м/с до 5м/с для расхода
Gс.в.=138кг/с для тепловых графиков 70°С/47°С и 70°С/44°С
На рисунке 6 представлен график режима регулирования температуры прямой сетевой воды при переменном характере скорости ветра при
расходе
Gс.в.=138кг/с
для
температурных
графиков
70°С/47°С
70°С/44°С с подводом дополнительной теплоты в генератор ТН.
и
14
Qисп2+Qотб+Qвэу
Qисп1+Qотб
Qсп
Рисунок 6 - Режим регулирования
прямой сетевой воды при
переменном характере скорости ветра для температурных графиков
70°С/47°С и 70°С/44°С и расходе сетевой воды G с.в.=138 кг/с
В четвертой главе произведен эксергетический анализ системы КТУ
и ТЭЦ при подогреве прямой и обратной сетевой воды. Расчеты проводились для КТУ с теплопроизводительностью 5,9 МВт, работающей в составе с турбогенератором ПТ-50 при подогреве прямой и обратной сетевой воды с расходом 500 т/ч.
По результатам проведенного эксергетического анализа видно, что
прирост эксергетического КПД, после включения КТУ с теплопроизводительностью QКТУ =5,9 МВт в состав ТЭЦ для подогрева прямой сетевой
воды составил 0,87 % по сравнению с обычным производством теплоты
на ТЭЦ.
15
При включение КТУ с теплопроизводительностью QКТУ = 5,9 МВт в
состав ТЭЦ для подогрева обратной сетевой воды при работе по теплофикационному графику, прирост эксергетического КПД составил 0,3% по
сравнению с обычным производством теплоты на ТЭЦ. При этом получен
дополнительный прирост вырабатываемой электроэнергии  Nэ = 0,6 МВт
на клеммах генератора паровой турбины.
При включение КТУ с теплопроизводительностью QКТУ = 5,9 МВт в
состав ТЭЦ для подогрева обратной сетевой воды при работе с неизменной
электрической нагрузкой наблюдается снижение общего расхода острого
пара на турбину. При этом снижение тепловой нагрузки парогенератора
на
 Qтоп = 5,9 МВт привело к снижению общего расхода топлива на
 В = 0,1 кг/с. Прирост эксергетического КПД составил 1% по сравнению
с обычным производством теплоты на теплоэлектроцентрали.
В пятой главе рассмотрены вопросы экономической эффективности
применения КТУ в системе централизованного теплоснабжения
при по-
догреве прямой и обратной сетевой воды. На основе проведенных расчетов сделаны рекомендации по выбору оптимальных параметров и режимов
работы КТУ в составе ТЭЦ.
Срок окупаемости КТУ составляет 7,5 лет по ценам приведенным к
2 кварталу 2006 года. При увеличении цен на энергоносители срок окупаемости КТУ снижается в прямопропорциональной зависимости.
16
На рисунках 7-14 представлены результаты расчетов по выбору оптимальных режимов работы КТУ в составе ТЭЦ.
На рисунке 7 представлена зависимость
определяемая как Òãåí =
f
Тсб.в = 35 Ñ ; Т с.в.вых. -
f
(Т
с.в.вых
, Тсб.в.),
Òñ.â.âû õ Òñá.â.
.
 2 Òñá.â. - Òñ.â.âû õ 
Рисунок 7 - Зависимость Тген. =
зависимости Тген. =
Тген. =
f
(Т с.в.вых , Тсб.в.): 1-4 соответственно
(Т с.в.вых) при Тсб.в =20 Ñ ; Тсб.в = 25 Ñ ; Тсб.в = 30 Ñ ;
сетевая вода на выходе из КТУ; Тсб.в. - температура
сбросных вод после конденсатора паровой турбины; Тген. – температура в
генераторе ТН
Из рисунка 7 видно, что максимальная температура сетевой воды на
выходе из КТУ достигает 94
Ñ
при температуре сбросных вод 35
Ñ.
При
этом температура в генераторе КТУ соответствует своему максимальнодопустимому значению 180
Ñ.
При температуре сбросных вод 20
Ñ
максимальная температура сетевой воды на выходе из КТУ достигает
17
83
Ñ,
температура
в генераторе КТУ соответствует максимально-
допустимому значению 180
Ñ
.
Зависимость коэффициента трансформации Rт от температуры в генераторе ТН:
Тогда
Rт=
Òñ.â.âû õ  Òãåí - Òñá.â. 
Òãåí .  Òñ.â.âû õ - Òñá.â. 
 ÊÒÓ
Rт = f ( Тген ,Т с.в.вых , Тсб.в.).
Работа, затрачиваемая в цикле КТУ обратно-пропорциональна температуре сбросных вод из конденсатора паровой турбины и абсолютной
температуре нагрева сетевой воды в ТН.
На рисунке 8 представлен график зависимости åõÊÒÓ = f ( Т, Тс.в.вых,
Тсб.в.), определяемой как: åõ
ÊÒÓ
=ЕКТУ/Еген=Qот(1-Т0/Тсрс.в.вых)/Qген(1-Т0/Тсрген)
 åõÊ ÒÓ
Рисунок 8 - График зависимости
величина нагрева
ÊÒÓ
= f ( Т, Тс.в.вых , Тсб.в.):
åõ
сетевой воды в КТУ, принимаем 10
Ñ;
1 - 4 –
соответственно зависимости åõÊÒÓ = f ( Т, Тс.в.вых, Тсб.в.), при Тсб.в. = 20
Тсб.в. = 25
Ñ,
Тсб.в. = 30
Ñ,
Тсб.в. = 35
Ñ
Т-
Ñ,
18
На рисунке 9 представлен график зависимости åõÊÒÓ = f ( Т, Тсб.в.), где:
Т - величина нагрева сетевой воды в КТУ, принимаем 10 Ñ ; 1 - 5 – соответственно
Тс.в.вых = 50
Ñ;
зависимости
åõÊÒÓ = f ( Т,Тсб.в.)
при
Тс.в.вых =
40
Ñ;
Тс.в.вых = 60 Ñ ; Тс.в.вых = 70 Ñ ; Тс.в.вых = 80 Ñ ;
Ê ÒÓ
 åõ
Рисунок 9 - График зависимости åõÊÒÓ = f ( Т, Тс.в.вых , Тсб.в.)
На рисунке 10 представлен график зависимости  exТЭЦ+КТУ= f (Тс.в.вых),
где:
Т - величина нагрева сетевой воды в КТУ, принимаем 10 Ñ ;
1 - зависимость  exТЭЦ+КТУ = f (Тс.в.вых) при подогреве прямой сетевой воды:
 exТЭЦ+КТУ=[L+Qот(1-Т0/ТсрD)+QКТУ(1-Т0/ТсрЕ)]/[Qтопл(1-Т0/Тсрa)+
+Qвэу(1-Т0/Тср C )];
2 - зависимость  exТЭЦ+КТУ = f (Тс.в.вых) при подогреве обратной сетевой
воды с дополнительной выработкой электрической энергии турбогенера-
19
тором:  exТЭЦ+КТУ =[L+  L+Qот1(1-Т0/ТсрD)+QКТУ(1-Т0/ТсрF)]/[Qтопл (1-Т0/Тсрa)+
+Qвэу(1-Т0/ТсрC)];
3 - зависимость  exТЭЦ+КТУ = f (Тс.в.вых) при подогреве обратной сетевой воды без дополнительной выработки электрической энергии турбогенератором, но со снижением общей тепловой нагрузки на парогенератор:
 exТЭЦ+КТУ = [L+Qот1 (1-Т0/ТсрD) + QКТУ(1-Т0/ТсрF)] / [Qтопл (1-Т0/Тсрa) –
- QКТУ(1-Т0/ТсрF)+ Qвэу (1-Т0/ТсрC)].
ÒÝ Ö  Ê ÒÓ
 åõ
Рисунок 10 - Зависимость åõÒÝ Ö  ÊÒÓ = f ( Т, Тс.в.вых ,Тсб.в.), при Тсб.в =35 Ñ
Из рисунка 10 видно что при температуре сбросных вод
равной
Тсб.в= 35 Ñ максимально нагреваемая сетевая вода в КТУ составляет 93 Ñ .
При этом эксергетический КПД ТЭЦ достигает максимального значения
при подогреве прямой сетевой воды в интервале 90 - 93 Ñ (см. кривую 1).
20
Точка пересечения кривой 1 с кривой 3 свидетельствует о целесообразности перехода от подогрева прямой сетевой воды к подогреву обратной сетевой воды без дополнительной выработки электрической энергии, но со
снижением общей парой нагрузки на турбогенератор, что в конечном итоге
приведет к снижению тепловой нагрузки на парогенератор. Кривая 2 соответствует режиму подогрева обратной сетевой воды, но с дополнительной
выработкой электрической энергии (пропуск излишнего пара в проточную
часть цилиндра низкого давления в связи со снижением паровой нагрузки из теплофикационного отбора). Данный режим менее эффективен по
сравнению с режимом подогрева обратной сетевой воды без дополнительной выработки электрической энергии (кривая 3), однако при сравнении с
режимом подогрева прямой сетевой воды (кривая 1) видно, что имеется
точка пересечения, свидетельствующая о том, что в интервале подогрева
сетевой воды 70 - 83 Ñ целесообразен подогрев обратной сетевой воды с
дополнительной выработкой электрической энергии. На рисунках 11 -13
соответственно представлены аналогичные
графики
зависимостей
åõÒÝ Ö  ÊÒÓ = f ( Т, Тс.в.вых, Тсб.в.) при переменных значениях температуры
сбросных вод: Тсб.в.= 30 Ñ , Тсб.в.= 25 Ñ , Тсб.в.= 20 Ñ .
21
ÒÝ Ö  Ê ÒÓ
 åõ
Рисунок 11- Зависимость åõÒÝ Ö  ÊÒÓ = f ( Т, Тс.в.вых, Тсб.в.) при Тсб.в.= 30 Ñ
ÒÝ Ö  Ê ÒÓ
 åõ
Рисунок 12 - Зависимость åõÒÝ Ö  ÊÒÓ = f ( Т, Тс.в.вых, Тсб.в.) при Тсб.в.=25
Ñ
22
åõÒÝÖ  ÊÒÓ
Рисунок 13 - Зависимость åõÒÝ Ö  ÊÒÓ = f ( Т, Тс.в.вых, Тсб.в.) при Тсб.в.= 20
Ñ
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
В диссертации обобщен и проанализирован существующий опыт повышения эффективности и качества централизованного теплоснабжения.
При этом получены следующие научные и практические результаты:
1. Усовершенствован способ регулирования температуры прямой сетевой
воды, отпускаемой на нужды теплоснабжения, учитывающий скорость
ветра в реальный момент времени.
2. Применение
комбинированной теплоснабжающей установки в систе-
ме централизованного теплоснабжения позволяет повысить энергоэффективность путем получения дополнительной выработки отпускаемой теплоты и электроэнергии от ТЭЦ потребителю при неизменном расходе топлива в основном цикле.
23
3. Проведен эксергетический анализ режимов работы различных схем
включения комбинированной теплоснабжающей установки в состав теплоэлектроцентрали с последующей
оптимизацией данной энергетиче-
ской системы. Прирост эксергетического КПД теплоэлектроцентрали составил: 0,87% - при подогреве прямой сетевой воды; 1% - при подогреве
обратной сетевой воды;
4. Энергоэффективность схемы включения комбинированной теплоснабжающей установки
в систему
централизованного теплоснабжения для
подогрева обратной сетевой воды выше на 13% по сравнению со схемой
включения при подогреве прямой сетевой воды.
5. Срок окупаемости комбинированной теплоснабжающей установки в
системе централизованного теплоснабжения составляет 7,5 лет.
Список публикаций по теме диссертации:
1. Шерстобитов И.В., Буртасенков Д.Г. Энергетическая установка для регулирования температуры сетевой воды на теплоэлектроцентрали/Патент
РФ на полезную модель №48363 от 10.10.2005г
2. Шерстобитов И.В. Галушко В.Ф. Буртасенков Д.Г.
Энергетическая
установка/Патент РФ на полезную модель № 51676 от 27.02.2006г.
3. Шерстобитов И.В., Буртасенков Д.Г. «Повышение эффективности работы теплоэлектроцентрали с помощью нетрадиционной энергетики». - Материалы четвертой южнороссийской научной конференции «ЮРНК-05»
«Энерго- и ресурсосберегающие технологии и установки» Том 2, С.97-101.
4. Шерстобитов И.В., Чепель В.В., Буртасенков Д.Г. Повышение эффективности работы теплоэлектроцентрали с помощью нетрадиционной
24
энергетики / Материалы V Международной научно-технической конференции
«Повышение эффективности производства электроэнергии»
(г.Новочеркасск, 2005), С. 204-207.
5. Шерстобитов И.В., Галушко В.Ф., Буртасенков Д.Г. Использование энергии ветра в газотурбинных и парогазовых установках / Материалы четвертой южнороссийской научной конференции «ЮРНК-05»
«Энерго- и ресурсосберегающие технологии и установки». Том 2, С. 94-97.
6. Шерстобитов И.В., Галушко В.Ф., Буртасенков Д.Г. Метод регулирования температуры сетевой воды при централизованном отоплении с использованием тепловых насосов и ветроэнергетических установок / Материалы V Международной научно-технической конференции «Повышение эффективности производства электроэнергии»
(г. Новочеркасск,
2005г.), С. 207-210.
7. Шерстобитов И.В., Буртасенков Д.Г. Повышение эффективности работы теплоэлектроцентрали путем использования тепловых насосов и
ветроэнергетических установок./ Материалы
пятой южнороссийской
научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности», (г.Ульяновск, 2006г.). Том 2, С.222224
8. Шерстобитов И.В., Кондратьева Н.Ю., Буртасенков Д.Г. Использование тепловых насосов в схемах ТЭЦ /Материалы V южнороссийской
научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности», (г.Ульяновск, 2006г). Том 2, С.219221.
9. Шерстобитов И.В., Буртасенков Д.Г. Повышение эффективности теплоснабжения предприятий пищевой промышленности с помощью тепловых насосов/ Известия вузов. Пищевая технология. №4, 2006. С.125-126.