Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок

Диссертация: Оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

На ряду с этим, наблюдается практическое отсутствие внедрения передовых разработок энергетических технологий, что привело к существенному отставанию нашей энергетики от энергетики развитых стран. Начавшийся в России экономически рост неизбежно повлечет за собой увеличение спроса на электроэнергию, что еще больше усугубит существующую проблему. Несмотря на временный приостанов роста спроса… Читать ещё >

Содержание

  • СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ
  • ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ ПО ОПТИМИЗАЦИИ СТРУКТУРЫ И ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ С j
    • 1. 1. Актуальность развития энергетики на базе парогазовых технологий
    • 1. 2. Термодинамические основы парогазовых циклов
    • 1. 3. Обзор работ по исследованию и оптимизации энергетических показателей ПГУ с КУ
    • 1. 4. Обзор существующих тепловых схем парогазовых установок с котлом-утилизатором трёх давлений
      • 1. 4. 1. ПГУ фирмы General Electric
      • 1. 4. 2. ПГУ фирмы Siemens
      • 1. 4. 3. ПГУ фирмы Alstom
      • 1. 4. 4. Мощные теплофикационные ПГУ в России
      • 1. 4. 5. Краткие
  • выводы по тепловым схемам мощных ПГУ
    • 1. 5. Выбор расчетной тепловой схемы ПГУ с КУ трёх давлений
    • 1. 6. Постановка задачи и цели исследования
  • ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОПТИМИЗАЦИИ ПАРАМЕРТОВ И ОБОРУДОВАНИЯ КОНДЕНСАЦИОННЫХ И ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТРЕХКОНТУРНЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК
    • 2. 1. Основы технико-экономического выбора оптимальных параметров и оборудования тепловой схемы ПГУ
    • 2. 2. Методики расчета тепловых схем и определения показателей тепловой экономичности трехконтурных ПГУ
      • 2. 2. 1. Расчёт тепловой схемы газотурбинной установки
      • 2. 2. 2. Расчёт котла-утилизатора
      • 2. 2. 3. Расчет потерь давления в паропроводах
      • 2. 2. 4. Расчёт тепловой схемы паротурбинной установки
      • 2. 2. 5. Расчет показателей тепловой экономичности ПГУ с котлами-утилизаторами
      • 2. 2. 6. Алгоритм расчета тепловой схемы трехкоптурной ПГУ
      • 2. 2. 7. Описание программы расчета
    • 2. 3. Технико-экономическая оптимизация методом Модифицированного Базового Варианта
      • 2. 3. 1. Описание метода Модифицированного Базового Варианта
      • 2. 3. 2. Расчет доходов от продажи электроэнергии и тепла
      • 2. 3. 3. Оценка изменения стоимости строительства трехконтурных ПГУ
    • 2. 4. Оценка эффективности инвестиций в строительство трехконтурных ПГУ
  • ГЛАВА 3. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТРЕХКОНТУРНЫХ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК
    • 3. 1. Термодинамическая оптимизация параметров тепловой схемы трехконтурных ПГУ
    • 3. 2. Влияние давления в контурах ПГУ на показатели тепловой экономичности
      • 3. 2. 1. Конур высокого давления
      • 3. 2. 2. Контур среднего давления
      • 3. 2. 3. Контур низкого давления
    • 3. 2. '.4. Влияние давления контура ВД на оптимальное давление контура СД
    • 3. 3. Влияние температура острого пара и пара промперегрева на тепловую экономичность ПГУ
    • 3. 4. Влияние температурного напора на холодном конце испарительной поверхности на тепловую экономичность
    • 3. 5. Влияние недогрева питательной воды в экономайзерах до температуры насыщения в барабанах на тепловую экономичность ПГУ
    • 3. 6. Влияние потерь давления в паропроводах на оптимальные параметры пара
    • 3. 7. Влияние внутренних относительных КПД ПТУ на оптимальные параметры пара
    • 3. 8. Влияние вакуума на оптимальные параметры пара
    • 3. 9. Влияние площади выхлопа ЦНД на оптимальные параметры пара
    • 3. 10. Выводы по Главе 3
  • ГЛАВА 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТРЕХКОНТУРНЫХ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК
    • 4. 1. Исходные данные
    • 4. 2. Оптимизация давления в контурах ПГУ
      • 4. 2. 1. Контур среднего давления
      • 4. 2. 2. Контур высокого давления
      • 4. 2. 3. Оптимизация давления в контурах ВД и СД ПГУ
    • 4. 3. Оптимизация температурных напоров в поверхностях нагрева КУ
      • 4. 3. 1. Температурный напор на горячем конце пароперегревателя ВД и промежуточного пароперегревателя
      • 4. 3. 2. Температурный напор на холодном конце испарителя
      • 4. 3. 3. Недогрев до температуры насыщения в экономайзерах котла-утилизатора
    • 4. 4. Оптимизация диаметров паропроводов острого пара и промперегрева
    • 4. 5. Влияние температуры уходящих газов газовой турбины на оптимальные значения давления и температуры острого пара и пара горячего промперегрева
    • 4. 6. Выводы по Главе 4
  • ГЛАВА 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ И РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТРЕХКОНТУРНЫХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК
    • 5. 1. Методика расчета ПГУ с теплофикационной установкой
      • 5. 1. 1. Методика расчета ПГУ
      • 5. 1. 2. Методика расчета теплофикационной установки
      • 5. 1. 3. Расчет годовых показателей
    • 5. 2. Оптимизация теплофикационной установки
      • 5. 2. 1. Оптимизация схемы теплофикационной установки
      • 5. 2. 2. Оптимизация режима работы теплофикационной установки
    • 5. 3. Оптимизация работы ГПК
    • 5. 4. Оценка эффективности инвестиций в строительство трехконтурных ПГУ
    • 5. 5. Модернизация существующих паросиловых теплофикационных энергоблоков с использованием парогазовой технологии
    • 5. 6. Выводы по Главе 5
  • ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

Оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

По данным за 2006 г. [79] установленная мощность тепловых электрических станций составляла 131,9 млн. кВт, из них 64,4 млн. кВт — ТЭЦ [52]. Из этого следует, что электроэнергетика страны тесно связана с теплоснабжением. На ТЭЦ производится около 50% электроэнергии, вырабатываемой тепловыми станциями, и практически все крупные тепловые нагрузки покрываются ими.

Большая доля ТЭЦ в общей мощности тепловых электростанций определяется их высокой термодинамической эффективностью в расчетных условиях. К сожалению, в настоящее время термодинамическая эффективность многих ТЭЦ далека от расчетных показателей. Причиной этого является спад в промышленности, что вызвало снижение на 30−40% потребности в тепловой энергии по сравнению с 1990 г. Определенную роль играет также локальный характер сетей теплоснабжения, исключающий возможность передачи избыточной тепловой мощности ТЭЦ. Многие теплофикационные энергоблоки, в силу отсутствия отопительной нагрузки, до 6 месяцев в году вынуждены работать в конденсационном режиме, что сильно снижает их термодинамическую эффективность и делает не конкурентоспособными по отношению к КЭС.

На ряду с этим, наблюдается практическое отсутствие внедрения передовых разработок энергетических технологий, что привело к существенному отставанию нашей энергетики от энергетики развитых стран. Начавшийся в России экономически рост неизбежно повлечет за собой увеличение спроса на электроэнергию, что еще больше усугубит существующую проблему. Несмотря на временный приостанов роста спроса на электроэнергию, связанный с наступившим в 2008 г. финансовым и экономическим мировым кризисом, тенденция к выбыванию изношенного оборудования существует, а, следовательно, проблема дефицита электроэнергии остается на повестке дня.

Анализ мировой энергетики показывает, что развитие теплоэнергетики на базе газотурбинных и парогазовых технологий служит общемировой тенденцией [46] и обеспечивает повышение эффективности тепловых электростанций и снижение их негативного воздействия на окружающую среду. Полномасштабное внедрение газотурбинных и парогазовых технологий в отечественную энергетику может служить одним из способов осуществления качественных изменений в энергетике и повысить общий уровень эффективности выработки электрической энергии.

Для преодоления проблемы дефицита электроэнергии и повышения ее выработки в ходе выполнения инвестиционной программы РАО ЕЭС России были запланированы и реализуются ряд проектов строительства новых парогазовых установок [39]. Основной прирост мощности ожидается с вводом ПГУ условной мощностью 400 и 450 МВт. Трудности при проектировании таких установок связаны с тем, что часть основного оборудования — газотурбинные установки и паротурбинные установки с их вспомогательными системами, будут поставляться зарубежными фирмами, а остальное оборудование, в том числе котлы-утилизаторы, Российским Заказчикам необходимо выбрать самим. В отличии от блоков ПГУ-450, при сооружении которых в России уже накоплен большой опыт [54, 55, 62] и выбор основных параметров не вызывает у проектировщиков больших затруднений, для конденсационных и теплофикационных ПГУ-400 с тремя контурами давления пара информация по обоснованию оптимальных параметров крайне ограничена.

В связи с этим изучение вопросов, связанных со структурой тепловой схемы и параметрами трехконтурных ПГУ приобретает особую актуальность. Данная работа посвящена оптимизации структуры тепловой схемы и параметров пара в утилизационной части трехконтурных парогазовых установок.

Научная новизна работы заключается в разработанной методике оптимизации параметров паросиловой части ПГУ.

В рамках выполненной работы проанализировано влияние различных параметров тепловой схемы ПГУ на оптимальные параметры пара и показатели экономичности установки, проведена оценка экономической эффективности предложенных оптимизационных решений, рассмотрены вопросы модернизации существующих паросиловых энергоблоков с использованием парогазовой технологии.

Достоверность результатов подтверждает хорошая сходимость оптимальных параметров ПГУ полученных по разработанной автором методике с аналогичными параметрами, приводимыми в предложениях на поставку оборудования фирмами производителями.

Работа выполнена под руководством кандидата технических наук, профессора кафедры ТЭС МЭИ (ТУ) Цанева Стефана Васильевича, которому автор выражает глубокую благодарность.

Автор выражает благодарность кандидату технических наук профессору кафедры ТЭС МЭИ (ТУ), Бурову Валерию Дмитриевичу за ценные замечания и советы при выполнении диссертационной работы.

Автор выражает признательность кандидату технических наук Девянину Вячеславу Алексеевичу за ценные советы и проведенные дискуссии при выполнении расчетов и написании диссертации.

Автор благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» за помощь и ценные замечания при выполнении работы, а так же сотрудников кафедры ТЭС МЭИ (ТУ) за ряд сделанных важных и полезных рекомендаций.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ.

По результатам проведенныхв диссертационной работе исследований можно сделать следующие выводы:

1. Усовершенствована и реализована в программах на персональном компьютере методика расчета тепловых схем трехконтурных парогазовых установок, позволяющая с высокой точностью и скоростью определять показатели тепловой экономичности ПГУ.

2. Проведенные термодинамические исследования влияния отдельных параметров тепловой схемы на тепловую экономичность ПГУ показали, что оптимальное давление пара промежуточного перегрева в основном зависит от давления острого пара и незначительно зависит от вакуума в конденсаторе и от температуры уходящих газов.

3. Установлено, что площадь выхлопа ЦНД ПТУ следует выбирать в зависимости от давления пара в конденсаторе определенного для среднегодовой температуры наружного воздуха, при чем с ростом его значения, при постоянном расходе пара, целесообразно применять ЦНД с меньшей площадью выхлопа, что повышает тепловую экономичность с одновременным уменьшением стоимости паровой турбины. При этом скорость пара в последней ступени должна быть меньше критической при всех режимах работы ПТУ.

4. Разработана методика технико-экономического выбора оптимальных параметров пара трехконтурных ПГУ (давление и температура пара высокого давления, давление и температура пара горячего промперегрева и др.) при оптимальных поверхностях нагрева котла-утилизатора (газового подогревателя конденсата, экономайзеров, испарителей и пароперегревателей) и оптимальных диаметрах основных паропроводов для выбранной паровой турбины при различных режимах эксплуатации энергоблока.

5. Впервые проведенная комплексная технико-экономическая оптимизация при помощи предложенного в этой работе Модифицированного метода Базового варианта показала наличие технико-экономических оптимумов параметров тепловой схемы ПГУ, при которых достигается максимум Чистого Дисконтируемого Дохода. К таким параметрам относятся:

— давление острого пара;

— давление пара промперегрева;

— температуры острого пара и пара промперегрева;

— температурные напоры на холодном конце испарительных поверхностей котла-утилизатора;

— недогревы питательной воды в экономайзерах до температуры насыщения в барабанах котла-утилизатора;

— диаметры трубопроводов острого пара и пара промперегрева.

6. Полученные в результате технико-экономической оптимизации параметры свежего пара и пара горячего промперегрева хорошо согласуются с имеющимися в распоряжении автора параметрами тепловых схем ПГУ зарубежных фирм-производителей основного оборудования, предложенных в России для условий, аналогичным принятых в диссертационной работе.

7. Впервые проведенная технико-экономическая оптимизация схемы теплофикационной установки трехконтурной ПГУ показала: экономически целесообразно оснащать каждый сетевой подогреватель собственным охладителем дренажаэкономически целесообразно применять в котле-утилизаторе газовый подогреватель конденсата с увеличенной поверхностью теплообмена для использования рециркуляции конденсата в целях получения дополнительной тепловой мощности.

8. Впервые проведенные исследования экономической эффективности инвестиций в строительство трехконтурных ПГУ с оптимальными параметрами показали, что при существовании возможности отпуска тепла на отопление или промышленные нужды целесообразно сооружать теплофикационную ПГУ, которая при работе в базовом режиме позволит получить Чистый Дисконтируемый Доход почти в 2 раза превышающий ЧДД, который был бы получен при эксплуатации аналогичной конденсационной ПГУ в одинаковых условиях эксплуатации.

9. Проведенные расчеты разработанной автором тепловой схемы трехконтурной ПГУ на базе паровой турбины Т-250/300−240 показали техническую возможность модернизации существующих теплофикационных паросиловых энергоблоков по парогазовой технологии. При этом происходит значительное увеличение Чистого Дисконтируемого Дохода за расчетный период эксплуатации ПГУ, по сравнению с продолжением эксплуатации существующих паросиловых энергоблоков.

Показать весь текст

Список литературы

  1. A.A., Григорьев Б. А. Таблица теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. Рек. Гос. службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776−98 М.: Издательство МЭИ. 1999. -168 с.
  2. А.И., Змачинский A.B., Понятов В. А. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС. М.: Высшая школа, 1974. — 280с.
  3. А.И., Лапшов В. И. Парогазовые установки электростанций (термодинамический и технико-экономический анализы циклов и тепловых схем). Л.: Энергия. 1965 248 с.
  4. А.И. Системная эффективность бинарных ПТУ-ТЭЦ// Теплоэнергетика, 2000, № 12, стр. 11−15
  5. Л.В., Рисс В., Черников В. А. Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами. Санкт-Петербург: Изд-во СПбГТУ, 1996.- 124с.
  6. Л.В., Тырышкин В. Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1982. — 247 с.
  7. Аэродинамический расчет котельных агрегатов (нормативный метод). М.: Энергия, 1977 г.
  8. В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. Санкт-Петербург: Изд-во СПбГТУ, 1997. — 295с.
  9. П.А., Васильев М. К., Костин Ю. А. Анализ схем бинарных 111 У на базе перспективной ГТУ// Теплоэнергетика, 2001. № 5. — С. 18−31.
  10. П.А., Васильев М. К., Ольховский Г. Г. Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности // Теплоэнергетика. — 1999. -№> 1.-С. 15−21.
  11. П.А., Ольховский Г. Г. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий. // Теплоэнергетика. 2001. — № 6. С. 11−20
  12. Газотурбинные установки. Конструкции и расчёт: Справочное пособие/ Под общ.ред. JI.B. Арсеньева и В. Г. Тыришкина. — JL: Машиностроение, 1978.-232с.
  13. Гидравлический расчет котельных агрегатов (нормативный метод). М.: Энергия, 1977 г.
  14. В.Б., Комисарчик Т. Н., Прутковский E.H. Об оптимизации схем и параметров ПГУ с котлом-утилизатором// Энергетическое строительство, 1995. № 3. — С.56−63.
  15. A.B., Цанев C.B., Буров В.Д Техническое перевооружение паросиловой теплоэлектроцентрали в парогазовую теплофикационную установку // Вестник МЭИ, 2005, № 2. с. 29−33.
  16. A.B., Цанев C.B., Буров В.Д Проект парогазовой ТЭЦ с паровой турбиной Т-250/300−240 // Тез. докл. XIII Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». МЭИ, 2007.
  17. A.B., Цанев C.B., Буров В. Д. Оптимизация параметров тепловых схем конденсационных и теплофикационных ПГУ с котлами-утилизаторами трех давлений // Энергосбережение и водоподготовка. — 2009.-№ 1 (39). С.31−36.
  18. О.И., Корень В. М., Кутахов А. Г. Эффективность тепловых схем энергоблоков с турбинами Т-250/300−23,5, надстроенных газотурбинными установками. Электрические станции, 2002, № 12
  19. А.П. Разработка методических основ определения энергетических показателей парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами и исследование режимов их работы: Автореф. дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. — М., 2000. 20 с.
  20. A.A. Исследование влияния климатических условий и типа ГТУ на выбор структуры тепловых схем парогазовых ТЭЦ утилизационного типа: Дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. — М., 2004. 190 с.
  21. A.A., Буров В. Д., Дудко А. П. Особенности определения годовых показателей тепловой экономичности парогазовых теплоэлектроцентралей // Повышение эффективности работы энергетических систем. Труды ИГЭУ. Вып.6. — М.: Энергоатомиздат, 2003.-С. 29−36.
  22. Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики (обзор). Часть II. Энергетические газотурбинные установки// Промышленная теплотехника, 1994. № 2
  23. Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики. Часть I. Энергетические газотурбинные установки// Промышленная теплотехника, 1994. № 1. — С.66−83.
  24. А., Девянин В.А.: Техническое перевооружение и модернизация тепловых электростанций при использовании парогазовой технологии. Сборник докладов, посвященных 80-летию ВТИ, Москва, 08.10.2001.
  25. М.Ю. Оптимизация профиля паротурбинной утилизационной подстройки к ГТУ: Автореф. дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. — Минск, 1990. 20 с.
  26. В.А. Комбинированные парогазовые установки и циклы. M.-JL: Госэнергоиздат, 1962. — 186с.
  27. A.A., Корнеев М. И. Парогазовые установки. Конструкции и расчёты. — Л.: Машиностроение, 1974. — 240с.
  28. Каталог газотурбинного оборудования / Газотурбинные технологии. Специализированный информационно-аналитический журнал. М., 2008.-208 с.
  29. С.П., Цыганков В. Н. Расчет котельных агрегатов в примерах и задачах. М.: Госэнергоиздат, 1951 -239 с.
  30. A.M., Ахрямкина Л. Д. Расчет тепловой схемы теплофикационной турбоустановки Т-250/300−240. Пособие по проектированию. Типография МЭИ, 1976.
  31. В.А., Демидович Б. П. Краткий курс высшей математики: Учебное пособие для вузов.- 7-е изд., испр. М: Наука. Гл.ред.физ.-мат.лит., 1989.-656 с.
  32. Ю.Н., Волков Э. П. Стратегическое направление и приоритеты развития энергетики // Эффективное оборудование и новые технологии- в российскую тепловую энергетику: сб. докл. под общ. ред. Г. Г. Ольховского. М.: АООТ «ВТИ». 2001.С.4−14.
  33. A.C., Буталов Г. Л. Создание оборудования для парогазовых блоков — одна из приоритетных задач машиностроителей // Теплоэнергетика, 2007, № 4, стр. 42−45.
  34. A.C., Буталов Г. Л. Парогазовый бум в России нарастает // Газотурбинные технологии, 2008 № 8 — С.6−7.
  35. А.Ш. Одновальные парогазовые установки // Теплоэнергетика. 2000. — № 12. — С. 67−73.
  36. Э.А., Михальцев В. Е., Чернобровки А. П. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок. М.: Машиностроение. 1977.
  37. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: (Вторая редакция) / Коссов В. В., Лившиц В. Н., Шахназаров А. Г. и др. М.: ОАО «НПО «Изд-во «Экономика»», 2000. — 241 с.
  38. Ю.В., Мошкарин A.B. Оптимизация давлений в трёхконтурной утилизационной ПГУ // Повышение эффективности тепло-механического оборудования. Сборник докл. IV Российская науч. конф. 18−19 ноября 2005 г.-Иваново, 2005.- С. 7−10.
  39. Ю.В., Мошкарин A.B., Шелигин Б. Л. Анализ характеристик энергоблока ПГУ-400 на частичных нагрузках // Газотурбинные технологии. 2008. — № 9. — С. 2−6.
  40. И.К. Справочник по трубопроводам тепловых электрических станций. М.: Энергоатомиздат, 1983. 176 с.
  41. Г. Г. Газовые турбины и парогазовые установки за рубежом // Теплоэнергетика. 1999. — № 1. — С. 71 -81.
  42. Г. Г. Энергетические ГТУ за рубежом //Теплоэнергетика. 2004. № 11.
  43. Г. Г. Развитие теплоэнергетических технологий. Газотурбинные и парогазовые установки // Развитие теплоэнергетики (Сб. научн. ст.). М.: АООТ «ВТИ». 1996. С. 59−64.
  44. Г. Г., Тумановский А. Г. Перспективы совершенствования тепловых электростанций // Электрические станции. 2000. № 1. С.63−70.
  45. К.А. Исследование схем парогазовых установок на основе разработанных прикладных программ по свойствам рабочих тел- Автореф. дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. — М., 2004. 20 с.
  46. В.Н. Термодинамическая оптимизация схем и параметров бинарных парогазовых установок: Дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. -Саратов, 2001. 254 с.
  47. Попырин J1.C., Дильиан М. Д., Бегляева Г. М. Эффективность технического перевооружения ТЭЦ на базе парогазовых установок// Теплоэнергетика, 2006, № 2, стр. 34−39.
  48. Ю.А., Давыдов A.B., Чугин A.B. Определение допустимого регулировочного диапазона нагрузок энергоблока ПГУ-450Т при работе в конденсационном режиме // Теплоэнергетика, 2004 № 5 — С.47−52.
  49. Ю.А., Рубашкин A.C. Математическое моделирование пусковых режимов энергоблока ПГУ-450 Калининградской ТЭЦ-2 // Теплоэнергетика, 2005, № 10, стр. 61−64.
  50. Ю.А. Освоение первых отечественных бинарных установок // Теплоэнергетика, 2006, № 7, стр. 4−13.
  51. Расчёты показателей тепловых схем и элементов парогазовых и газотурбинных установок электростанций / Цанев С. В., Буров В. Д., Дорофеев С. Н. и др.- Под ред. Чижова В. В. -М.: Изд-во МЭИ, 2000. 72 с.
  52. В.Я. Тепловые электрические станции: Под ред. В. Я. Гиршфельда 3-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1987. — 328 с.
  53. Г. С., Шестобитов И. В., Ярмак JI.H. Экономически наивыгоднейшее газовое сопротивление в котле-утилизаторе бинарных
  54. ПГУ// Парогазовые энергетические установки: Сб. науч. сообщ. -Саратов, 1968. С.48−60.
  55. Я.Ю. Оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами трех давлений: Дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук — М., 2006. 140 с.
  56. Я.Ю., Буров В. Д. Анализ и оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных ПГУ с котлами-утилизаторами трёх давлений // Энергосбережение и водоподготовка. — 2006.-№ 1 (39). С.31−36.
  57. СНиП 23−01−99. Строительная климатология.
  58. СЦЕНАРНЫЕ УСЛОВИЯ РАЗВИТИЯ ЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ НА 2009 2020 ГОДЫ. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике, Москва, 2008.
  59. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод). М.: НПО ЦКТИ, 1998.
  60. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / В. Д. Буров, Е. В. Дорохов, Д. П. Елизаров и др.- под ред. В. М. Лавыгина, A.C. Седлова, C.B. Цанева. М.: Изд-во МЭИ, 2005. — 454 с.
  61. Технико-экономические основы выбора параметров конденсационных электрических станций / С. Я. Белинский, В. Я. Гиршфельд, A.M. Князев и др.- под ред. Л. С. Стермана. — М.: Изд-во «Высшая школа», 1970 — 280 с.
  62. В.Е. Исследование и оптимизация характеристик парогазовых КЭС малой и средней мощности с одноконтурными котлами-утилизаторами: Автореф. дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. — М., 2002. 20 с.
  63. Торжков В.Е.,. Буров В. Д, Цанев C.B., Зензин A.B. Эффективность технического перевооружения паротурбинных теплофикационных энергоустановок с использованием парогазовой технологии // Энергосбережение и водоподготовка. 2001. — № 1. — С. 4−10.
  64. Торжков В.Е.,. Буров В. Д, Цанев C.B., Зензин A.B. Исследование и оптимизация начальных параметров пара в схемах парогазовых КЭС содноконтурными котлами-утилизаторами // Энергосбережение и водоподготовка. 2002. — № 2. — С. 46−52.
  65. .М. Парогазовые установки с паровыми турбинами трёх давлений// Теплоэнергетика, 1995. № 1. — С.75−80.
  66. Турбины тепловых и атомных электрических станций / А. Г. Костюк, В. В. Фролов, А. Е. Булкин, А.Д. Трухний- Под ред. А. Г. Костюка, В. В. Фролова. М.: Изд-во МЭИ, 2001. — 488 с.
  67. О.Н., Длугосельский В. И., Петреня Ю. Н. и др. Состояние и перспективы развития парогазовых установок в энергетике России // Теплоэнергетика. 2003. — № 2. — С. 9−15.
  68. С.В., Буров В. Д., Ремезов А. Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций. М.: Изд-во МЭИ, 2002 584 с.
  69. Н.С. Выбор параметров пара для ПГУ с котлом-утилизатором// Теплоэнергетика, 1986. № 3. — С. 14−18.
  70. A.B. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн.1. — 6-ое изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б. М. Троянвским. М.: Энергоатомиздат, 1993. — 384с.
  71. A.B. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн.2. 6-ое изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б. М. Троянвским. -М.: Энергоатомиздат, 1993. — 416с.
  72. Экономика промышленности / Кожевников H.H., Басова Т. Ф., Чинакаева Н. С. и др.- Под. ред. А. И. Барановского, H.H. Кожевникова, Н. В. Пирадовой: В 3-т. М.: Изд-во МЭИ, 1998. — 3 т.
  73. Hans Bohm. Fossi-Fired Power Plants // VGB Kraftwerkstechnik 74 1994 № 3
  74. L.O. Tomlinson and S. McCullough SINGLE-SHAFT COMBINED-CYCLE POWER GENERATION SYSTEM GE Power Systems, Schenectady, NY
  75. L. Balling, J.S. Joyce, B. Rukes The New Generation of Advanced GUD Combined-Cycle Blocks — Supplement version with coloured illustration tj Power-Gen Europe, Amsterdam, May 16, 1995
  76. Neue Massstabe inm GUD-Prozess Springer — VDI — Verlag GmbH & Co. KG, Dusseldorf 2005
  77. R.K. Matta, J.D. Mercer, R.S. Tuthill Power Systems for the 21st Century «H» Gas Turbine Combined Cycles- GE Power Systems, Schenectady, NY
  78. Tapada do Outeiro Brings V94.3A Combined-Cycle Efficiency to Portugal -Modern Power Systems, May 1996
  79. The 1370 MW Didcot «B» Combined-Cycle (GUD) Power Station Power for Generation, 1997
  80. The 347 MW King’s Lynn Single-Shaft Combined-Cycle (GUD) Power Station with Air-Cooled Condenser- Power for Generation, 1997
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!