влияние на экономичностью ПГУ при дожигание топлива в котле утилизаторе

Ед. изм.β = maxβ = 0,3β = 0,4β = 0,5β = 0,6β = 0,7β = 0,8β = 0,90,780,70,60,50,40,30,20,10,220,30,40,50,60,70,80,912,58,055,183,452,31,480,860,38139,495,066,148,837,228,922,717,9502342238175,5133,9104,281,964,617011680,659,445,335,327,721,939,641,543,946,348,65153,455,8Таблица 2.33 - Расчет эффективности парогазового цикла с турбиной ГТ-100-750-2М при степенях дожигания от min до 0,9 и давлении пара в КУ 1,4 МПаПараметрОб.Ед. изм.β = maxβ = 0,3β = 0,4β = 0,5β = 0,6β = 0,7β = 0,8β = 0,90,810,70,60,50,40,30,20,10,190,30,40,50,60,70,80,930,4716,7210,757,174,783,071,790,80370,9217,4150,8110,884,265,250,939,81335783543399303235183143315,6185,0128,394,371,655,443,333,831,434,136,639,141,544,046,549,0Таблица 2.34 - Расчет эффективности парогазового цикла с турбиной ГТ-100-750 при степенях дожигания от минимальной до 0,9 и давлении пара в КУ 3,9 МПаПараметрОб.Ед. изм.β = maxβ = 0,3β = 0,4β = 0,5β = 0,6β = 0,7β = 0,8β = 0,90,810,70,60,50,40,30,20,10,190,30,40,50,60,70,80,930,4716,7210,757,24,783,071,790,80357,4209,5145,310781,162,849,038,31287754523385292226176138364,4213,6148,210982,764,050,039,135,0337,4739,7041,944,246,448,650,8Таблица 2.35 - Расчет эффективности парогазового цикла с турбиной ГТ-100-750-2М при степенях дожигания от минимальной до 0,9 и давлении пара в котле-утилизаторе 9 МПаПараметрОб.Ед. изм.β = maxβ = 0,3β = 0,4β = 0,5β = 0,6β = 0,7β = 0,8β = 0,90,810,70,60,50,40,30,20,10,190,30,40,50,60,70,80,930,516,710,87,24,83,11,80,8333,919613699,875,858,745,835,81202705489359273211165129407,123916612292,471,555,843,738,240,442,444,446,448,450,452,4На основании расчета построим графики зависимостей (рисунки 2.3-2.5).Рисунок 2.3–Графики зависимости выработки электрической энергии в зависимости от степени дожигания для ГТЭ-25ПАРисунок 2.4. – Графики зависимости выработки электрической энергии в зависимости от степени дожигания для ГТ-45-2Рисунок 2.5 – График зависимости выработки электрической энергии в зависимости от степени дожигания для ГТ-100-750-2М2.3 Сравнение эффективности различных установокРасчет трех вариантов энергетических схем, применяемых для производства электрической энергии в циклах парогазовых установок, с различными степенями дожигания топлива в топках котлов-утилизаторов или в камерах сгорания дополнительного топлива и без него, показал, что наиболее эффективным получается установка со степенью дожигания, равной 0, то есть при расходе дополнительного топлива, равном нулю.На рисунках 2.6, 2.7 и 2.8 представлены рассчитанные эффективности парогазовых установок при принятых параметрах.Рисунок 2.6. Зависимость термического КПД цикла паротурбинной установки с газовой турбиной ГТЭ-25ПА от степени дожигания в котле-утилизатореОднако, КПД цикла с дожиганием и генерацией пара высокого давления несколько выше, чем коэффициент полезного действия без дожигания и генерацией пара низкого давления.Рисунок 2.7. Зависимость термического КПД цикла паротурбинной установки с газовой турбиной ГТЭ-45-2 от степени дожигания в котле-утилизатореРисунок 2.8. Зависимость термического КПД цикла паротурбинной установки с газовой турбиной ГТ-100-750-2М от степени дожигания в котле-утилизатореГлава 3. Анализ работы ПГУ-КЭС с КСДТ для теплофикации3.1 Возможностьиспользования камеры сжигания дополнительного топлива при применении на ПГУ-КЭС для теплофикацииДля расчета и анализа работы камеры сжигания дополнительного топлива при использовании установок для целей теплофикации рассмотрим установку на базе газотурбинных установок ГТУ-4П, производимую ОАО «Авиадвигатель», г. Пермь.Газотурбинная установка ГТУ-4П предназначена для привода генераторов газотурбинных электростанций.Установка используется в составе газотурбинной блочно-модульной электростанции ГТЭС «Урал-4000».Газотурбинная установка создана на базе авиационного двигателя Д-30 третьей серии, одного из самых надежных двигателей в истории мировой авиации.ГТУ-4П – единственная в России газотурбинная установка, в классе мощности 4 МВт имеющая экологический сертификат соответствия Государственного комитета РФ по охране окружающей среды. Основные технические характеристики:Мощность на валу силовой турбины4,3 МВтКПД на валу силовой турбины25,0 %Мощность на клеммах генератора4,13 МВтКПД на клеммах генератора24,0 %Степень повышения давления в компрессоре7,3Температура газа за силовой турбиной (на выхлопе)414°СЧастота вращения ротора силовой турбины5500 об/минТопливоприродный газ.Газотурбинная блочно-модульная электростанция ГТЭС «Урал-4000» предназначена для производства и обеспечения электроэнергией промышленных и бытовых потребителей, а при использовании котла-утилизатора – для совместного производства электрической энергии, горячей воды и пара.Рисунок 3.1 – ГТЭС«Урал-4000»Газотурбинные электростанции используются при строительстве новых объектов и реконструкции существующих муниципальных котельных, ГРЭС и ТЭЦ, а также объектов ЖКХ.ГТЭС «Урал-4000», разработанные и серийно выпускаемые ОАО «Авиадвигатель», поставляются в полной заводской готовности, размещаются как внутри помещения, так и на открытой площадке и могут использоваться:в качестве основного или резервного источника питания;автономно или параллельно с другими источниками электроэнергии;при строительстве новых объектов для производства электроэнергии, тепла и пара, а также при реконструкции существующих муниципальных котельных и ТЭЦ.Основными узлами электростанции являются газотурбинная установка ГТУ-4П и генератор, размещённые в шумотеплоизолирующем контейнере.Электростанция укомплектована всеми необходимыми системами обеспечения (топливной и другими) и вспомогательными устройствами.Преимущества ГТЭСНе требуется строительство дополнительных зданий.Минимальное количество обслуживающего персонала.Имеют высокую степень заводской готовности, что значительно снижает сроки монтажа, пусконаладочных работ и ввода объектов в эксплуатацию.Все оборудование полностью удовлетворяет экологическим требованиям по эмиссии вредных веществ и шуму.Возможна работа как параллельно в сеть, так и автономно, что существенно повышает энергобезопасность объектов, позволяя при аварийном отключении потребителей от сети автоматически переходить на локальную нагрузку, предотвращая тем самым негативные последствия аварий в сети.Надежность.Высокая эффективность в когенерационном цикле.Для расчета осуществим дожигание газов за газовым агрегатом до общей температуры 600°С.В качестве топлива используется природный газ (= 35600 кДж/м3; = 9,44 м3/м3); электрическая мощность N = 4,13 МВт; степень сжатия π = 7,3; температура газов после турбины t4 = 414°С. Плотность воздуха ρв = 1,29 кг/м3.Коэффициент полезного действия газотурбинной установки определяется соотношением:Параметры в точке 1, соответствующей состоянию окружающей среды:температура воздуха t1 = 20°С, или T1 = t1 + 273 = 293 К;давление p1 = 0,1 МПа.Параметры в точке 2, соответствующей состоянию воздуха после компрессора:температура, или t2 = T2 – 273 = 519 – 273 = 246°C;давление p2 = π·p1 = 7,4·0,1 = 0,74 МПа.Параметры в точке 4, соответствующей состоянию газов на выходе из турбины:температура, илиt4 = 414°C (по данным завода изготовителя);давление p4 = p1 = 0,1 МПа (в теоретическом цикле).Параметры в точке 3, соответствующей состоянию газов перед турбиной: температура:t3 = 1217 – 273 = 944°C;давление p3 = p2 = 0,74 МПа.Теплота в камере сгорания подводится за счет сжигания природного газа. Сжигание осуществляется с повышенным коэффициентом избытка воздуха, поскольку температура T3 ограничена. Расход природного газа, сжигаемого в камере сгорания, определяется из следующего соотношения:Находим требуемый избыток воздуха, обеспечивающий допустимую температуру на входе в проточную часть газовой турбины:и массовый расход продуктов сгорания через турбину:Рассчитаем расход топлива в дополнительную камеру сгорания, для чего запишем тепловой баланс камеры сгорания:.Степень дожигания будет равна:.3.2 Выбор компоновочного решения котла-утилизатора с камерой сжигания дополнительного топливаМассовая теплоемкость уходящих газов:сpm = 0,84 кДж/кгК.Количество теплоты, которое можно получить, охлаждая отходящие газы от турбины, подогретые в дополнительной камере сгорания, до температуры 120оС:.Параметры отходящих газов перед котлом-утилизатором:расход газов 17,8 кг/с,температура газов на входе в котел 600С,теплоемкость газов 0,84 кДж/кг·К.В котле вода нагревается от температуры 70оС (обратная вода тепловой сети) до температуры 95оС (в максимально зимнем режиме).Задаемся температурой газов на выходе из котла = 120°C.Энтальпии продуктов сгорания на входе в котел и выходе из него:Уравнение баланса теплоты:Теплота, отданная газами:,где – коэффициент сохранения теплоты, учитывающий потери через изоляцию (принят 0,99).Теплота, воспринятая водой, кВт:.Расход воды, нагреваемой в котле:Тепловосприятие поверхности, кВт:,где F – поверхность теплообмена, которую необходимо рассчитать.Средний температурный напор:Средняя температура газов в трубах котла:Средняя скорость газов в трубах котла:При данной температуре газы имеют следующие теплофизические характеристики: коэффициент теплопроводности λ = 5,94·10-2 Вт/м·К; коэффициент кинематической вязкости ν = 62,4·10-6 м2/с; критерий Прандтля Pr = 0,634.Критерий Рейнольдса:Коэффициент теплоотдачи от газов к трубам:Здесь Ct – поправка, зависящая от температур потока и стенки (при охлаждении газов Ct = 1); Cl – поправка на относительную длину трубы, учитывающая влияние начального участка тепловой стабилизации (при отношении l/d > 50 Cl = 1).Коэффициент теплопередачи при обтекании труб с одной стороны газами, а с другой – жидкостью определяется по формуле:Здесь ψ = 0,65 ÷ 0,85 – коэффициент тепловой эффективности, зависящий от загрязняющих свойств дымовых газов (принят 0,75).Поверхность котла-утилизатора, требуемая для нагрева воды и охлаждения дымовых газов:Принимаем к установке котел – утилизатор водогрейный интенсифицированных серии КУВИв ТУ 3112-004-58960970-2007. На заводе-изготовителе выполнят такой котел, который требуется по расчетам.Котлы – утилизаторы водогрейные интенсифицированные серии КУВИв предназначены для утилизации теплоты отработавших газов двигателей внутреннего сгорания, работающих в составе Мини-ТЭС или других объектов энергетики.В котлах-утилизаторах КУВИв реализована оригинальная схема движения теплоносителей, при которой выхлопные газы движутся в межтрубном пространстве, совершая при этом два хода поперек теплообменных труб, а вода внутри теплообменных труб, совершая до четырех ходов.Рисунок 3.2 – Котел–утилизаторКонструкция котлов-утилизаторов КУВИв не имеет аналогов как в России, так и за рубежом и позволяет обеспечить ряд новых эксплуатационных свойств:схема движения теплоносителей позволяет обеспечить высокую тепловую эффективность и требуемое газодинамическое сопротивление при малых габаритах;все ответственные элементы конструкции работают при низких температурах, что является предпосылкой высокой коррозионной стойкости и прочности деталей;применяемые в котлах-утилизаторах бесшовные гладкие теплообменные трубы по ГОСТ 9941 диаметром 20 мм и толщиной стенки 1 мм обеспечивают стабильные эксплуатационные характеристики благодаря низким темпам формирования накипных и сажистых отложений;конструкция котлов-утилизаторов допускает ревизию и очистку теплообменной поверхности:межтрубное пространство – химическим способом (моющими растворами);трубное пространство – как химическим, так и механическим способом.в конструкции предусмотрена компенсация температурных деформаций теплообменных труб и обечайки корпуса;благодаря улучшенным массогабаритным показателям стало возможным изготавливать все ответственные элементы котлов-утилизаторов из коррозионностойкой стали 08Х18Н10Т, а при необходимости из кислотостойкой стали 10Х17Н13М3Т по ГОСТ 5632.3.3 Выбор варианта регулирования тепловой мощностиПри увеличении температуры наружного воздуха необходимаятемпература в прямой тепломагистрали сетевой воды уменьшается согласно тепловому графику. Вариант 1 – поддерживается постоянная температура сетевой воды за ГПСВ. Необходимая температура теплоносителя, подаваемого в трубопровод прямой сетевой воды, регулируется за счет байпасирования сетевой воды из обратного трубопровода с температурой. Вариант 2 - температура теплоносителя за ГПСВ регулируется за счет изменения расхода топлива в КСДТ. Температура теплоносителя в прямой тепломагистрали поддерживается согласно температурному графику за счет байпасирования части сетевой воды из обратного трубопровода. Принятая схема утилизации теплоты уходящих газов ГТУ с камерой сгорания дополнительного топлива перед котлом-утилизатором позволит осуществлять регулирование тепловой нагрузки. В пиковых режимах будет осуществляться дожигание топлива в камере сгорания дополнительного топлива.При необходимости снижения тепловой нагрузки котла-утилизатора можно перепускать часть горячих газов мимо котла и направлять их в дымовую трубу.3.4 Технико-экономическое обоснование принятых решенийПроект мини-ТЭЦ с установленной электрической мощностьюQэ = 4,13х1 = 4,13 МВт.Стоимость основного и вспомогательного оборудования в ценах, предлагаемых поставщиками оборудования, сведем в таблицу.Таблица 3.1 – Расчеткапитальных затратНаименование оборудованияЦена,тыс. руб.Кол-во,шт.Стоимость,тыс. руб.ГТУ-4П (блок)8601860Котел-утилизатор3201320Итого по оборудованию1180Ориентировочные затраты на трубопроводы, газопроводы, запорную и регулирующую арматуру,25% от стоимости оборудования295Ориентировочные затраты на доставку оборудования,5% от стоимости59Ориентировочные затраты на монтаж, пуск и наладку, 25% от стоимости оборудования295Итого всего:1829В расчете мы не учитываем затраты на проектирование, оплату землеотвода, сооружение теплосетей и пр. издержки.Средняя дополнительная тепловая мощность от котла-утилизатора (для условий Свердловской области):Отпуск дополнительной теплоты:Теплотворная способность топлива, используемого в установке:.Годовой расход топлива на выработку электроэнергии:Расход сырой воды за год:Gв.год = 0,35 · 1,25 · 3600 · 6000 + 0,07 · 3600 · (8760-6000) = 10 тыс. м3/год.Затраты на топливо.Определяем исходя из объема поставок топлива и его стоимости. Стоимость газа на 2019 год Цг = 5190 руб/тыс.м3. Стоимость топлива на ГТУ за год:Sтопл = Цг · Bгод = 5190 · 8400 = 43,6 млн руб/год.Издержки на воду.Определяем исходя из расхода воды в котельной и ее стоимости:Sводы = Цв · Qв руб/год;Цена на воду Цв = 2 руб/т принимаем исходя из того, что вода забирается из городского водопровода.Годовой расход воды Qв = 50,2 тыс. м³;Sводы = 2 · 10 = 20 тыс. руб/год.Издержки на содержание и эксплуатацию оборудования.Годовая норма амортизации а = 3,7%;Капиталовложения на оборудование Коб = 1829 тыс. руб.Годовая норма на ремонт α = 6%.Затраты на амортизацию оборудования, текущий ремонт: Sам = а · К = 0,037 · 1829 = 67,7 тыс.руб/год;Sрем = α · К = 0,06 · 1829 = 109,7 тыс.руб/год; Sрсэо = Sам + Sрем = 67,7 + 109,7 = 177,4 тыс.руб/год.Таблица 3.2 - Издержки на заработную плату, социальные отчисления№ п/пДолжностьОплата, руб./месКоличество работниковГодовой фонд оплаты труда,тыс.руб/год1Начальник ГТУ3500014202Мастер2500039003Оператор по обслуживанию2000037204Электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования2000012405Слесарь-ремонтник2100012526Уборщик производственныхпомещений110001132Итого102664Коэффициент обязательных социальных отчислений а = 1,34 на 2019 год.Sз.пл =ФЗП · асо = 2664 · 1,34 = 3570 тыс.руб/год.Издержки на заработную плату, социальные отчисления составляют:Sз.пл = 3570 тыс.руб/год.Планируется, что существующий персонал предприятия будет обслуживать и новое оборудование. Для этого проведется обучение персонала.Прочие издержки.Sпроч = 0,25 · (Sрсэо), руб/год;Sпроч = 0,25 · (177,4 ) = 44,6 тыс.руб.Рассчитаем себестоимость годового объема производства электрической электроэнергии.Sпол=Sтопл + Sводы + Sрсэо + Sз.п +Sпроч ,руб/год;Sпол = 43600 + 20 + 177,4 + 3570 + 44,6 = 47412 тыс. руб/год.Себестоимость 1 кВт·час рассчитываем исходя из годового отпуска электроэнергии и полных издержек:S = Sпол/Nвыр руб/Гкал;Годовой отпуск электроэнергии (максимально)Nвыр = 4130·8760 = 36,2·106 кВт·час/годS = 47412000/36200000 = 1,31 руб/кВт·час.Тепловая же энергии вырабатывается как побочный продукт производства электроэнергии и, условно, бесплатна на таких установках.Затраты денежных средств на производство тепловой энергии (которых не было бы при производстве только электроэнергии) – это затраты на воду, затраты, связанные с эксплуатацией тепловых сетей, перекачкой теплоносителя.Учесть эти статьи отдельно практически не возможно.Производство электрической энергии на теплопотреблении (для теплофикации) экономически выгодно.ЗаключениеДля повышения энергоэффективности станций применяются различные комбинированные циклы. Например, парогазовые установки. В этих циклах работают две турбины. Сначала дымовые газы, образовавшиеся в камере сгорания, работают в газовой турбине, после чего их теплота передается водяному пару, который вырабатывает электроэнергию в паровой турбине. Таким образом, общая эффективность цикла возрастает.Существует большое количество циклов установок, имеющих назначениемпроизводство электрической и тепловой энергии.Повышение экономичности работы тепловых электростанций, использующих органическое топливо, происходит среди прочего за счет применения парогазовых установок, которыедают возможность существенноувеличить коэффициент полезного действияустановки и вырабатывать большую электрическую и тепловую мощность по сравнению с классическими схемами генерации электричества. Комбинированиеустановок с паровыми и газовыми турбинами в одном цикле дает возможностьобъединять высокотемпературный подвод теплоты (в ГТУ) и низкотемпературный теплоотвод (в конденсаторе за турбиной паровой), что увеличивает термический коэффициент полезного действия установки в целом, а значит, улучшает экономичностьгенерации электрической энергии.Котлы-утилизаторы «связывают» работу газовой и паровой турбины, передавая теплоту отработанных газов пару. В котлах-утилизаторах газовых турбин применяют дожигание дополнительного топлива. Дожигание применяется для увеличения температуры газов в котле, увеличения суммарной мощности установки, сжигания «сложного» топлива, например, попутного нефтяного газа.В данной работе выполнено аналитическое исследование влияния дожигания топлива в котле-утилизаторе на экономичность парогазовых установок.Целью работы было изучение энергоэффективности парогазовых циклов с дожиганием дополнительного топлива в котле-утилизаторе за газовой турбиной.Для достижения цели решены следующие задачи.Выполнен обзор применяемых в энергетике схем парогазовых установок. Изучены возможности применения парогазовых установок для теплофикации. Выполнено исследование возможности использованиядожигания в КУ ПГУ. Дожигание в котлах-утилизаторах использовать можно до определенных пределов, ограниченных конструктивными соображениями и возможностью обеспечения горения топлива в среде, обогащенной углекислым газом.Выполнен расчет и сравнение эффективности циклов ПГУ с дожиганием дополнительного топлива и без него. Наиболее экономичным является цикл без дожигания топлива в котле-утилизаторе, однако дожигание позволяет получить пар более высоких параметров, что увеличивает КПД паровой части цикла.Для анализа работы ПГУ-КЭС с КСДТ на нужды теплофикации выбрана небольшая энергетическая установка мощностью 4,13 МВт по электрической части, выполнен расчет утилизатора теплоты уходящих газов с дожиганием их в камере сгорания перед котлом-утилизатором со степенью дожигания 0,773. При рассмотренных условиях применение ПГУ целесообразно, себестоимость электроэнергии на теплопотреблении оказалась мала.Библиографический списокЦанев С.В. Дожигание топлива в тепловой схеме конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами одного давления: учеб. пособие / С. В. Цанев, В. Д. Буров, В. Е. Торжков. – М.: Изд-во МЭИ, 2004. – 48 с.Стационарные газотурбинные установки / Л. В. Арсеньев [и др.] / под ред. Л. В. Арсеньева, В. Г. Тырышкина. – Л.: Машиностроение, 1989. – 543 с.Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых установок электростанций / С. В. Цанев [и др.]. – М.: Изд-во МЭИ, 2000. – 72 с.Турбины тепловых и атомных электрических станций: учеб. для вузов / А.Г. Костюк [и др.]. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Изд-во МЭИ, 2001. – 488 с.Астахов Н.Л., Калинов В.Ф., Киселёв Г.П. Современная методика расчёта показателей тепловой экономичности ТЭС. - Энергетик, 1997, № 12.Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий. МУКП. - СПб.: СЗПИ, 1998.Корсов Ю. Г., Ефимов В. С., Ртищев В. В. Сравнительный анализ энергетических газотурбинных установок //Энергетическое строительство, 1990, №11.Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты / А.П. Воинов, В.А. Зайцев, Л.И. Куперман, Л.Н. Сидельковский. - М.: Энергоатомиздат, 1989.Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты. / Под ред. Л.Н. Сидельковского - М.: Энергоатомиздат, 1989. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара - М.: Энергия, 1980.Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоатомиздат, 1989Тепловой расчёт котельных агрегатов. Нормативный метод / Под ред. Н. В. Кузнецова и др. М.: Энергия, 1973.Трухний А.Д. Парогазовые установки электростанций: учебное пособие для вузов. М.: Издательский дом МЭИ, 2013.Расчет тепловых схем утилизационных парогазовых установок:учебное пособие для вузов / А.Д. Трухний, Н.С. Паршина, Т.С. Лукьянова. – М.: Издательский дом МЭИ, 2013.Буров В.Д., Дорохов Е.В., Елизаров Д.П. Тепловые электрические станции: учебник для вузов; под ред. В.М. Лавыгина. А.С. Седлова. С.В. Цанева. - М.: Издательский дом МЭИ, 2009.Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: учебное пособие для вузов. - М.: Издательский дом МЭИ, 2009.Цанев С.В., Буров В.Д., Земцов А.С., Осыка А.С. Газотурбинные энергетические установки. М.: МЭИ, 2011 г. 428 с.СтерманЛ.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные электрические станции. М.: Издательство МЭИ, 2010 - 464 с.Степанов И.Р. Парогазовые установки. Основы теории, применение и перспективы. Апатиты: изд. Кольского научного центра РАН. 2000.Яковлев Б.В., Гринчук А.С. Оптимизация начальных параметров и степени дожигания топлива в котлах-утилизаторах пгу с одним и двумя давлениями пара // Энергетика. Известия высших учебных заведений и энергетических объединений СНГ. – 2007. – С. 1-10.Щинников П. А., Кругбелый В. А., Белявская П. В.Эффективность ПГУ с дожиганием угля // Сб. тр. «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетик, промышленности». 2017. – С. 167-172.http://www.energyland.infohttp://ccpowerplant.ruhttp://novostienergetiki.ru/