Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Влияние режимов работы системы регенерации на эффективность работы энергоблоков КЭС и ТЭЦ

Диссертация: Влияние режимов работы системы регенерации на эффективность работы энергоблоков КЭС и ТЭЦ
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Надежность и достоверность полученных результатов обеспечиваются: проведением расчётных и экспериментальных исследований в соответствии с действующими в России стандартами, методиками и нормативными документамиприменением современной электронно-вычислительной техники и программного обеспечения. Полученные результаты хорошо согласуются с экспериментальными данными, полученными в результате… Читать ещё >

Влияние режимов работы системы регенерации на эффективность работы энергоблоков КЭС и ТЭЦ (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Л
  • Введение
  • Условные обозначения и сокращения
  • Глава 1. Анализ состояния вопроса о роли системы регенерации для турбоустановок различных классов
    • 1. 1. Конденсационные установки
    • 1. 2. Теплофикационные турбоустановки
    • 1. 3. Влажнопаровые турбоустановки АЭС
    • 1. 4. Парогазовые установки
    • 1. 5. Совершенствование теплообменного оборудования систем регенерации
    • 1. 6. Выводы
  • Глава 2. Теоретическое обоснование системы регенеративного подогрева питательной воды
    • 2. 1. Теоретическое обоснование эффективности регенеративного цикла. Предельный регенеративный цикл
    • 2. 2. Эффективность регенеративного подогрева питательной воды паротурбинных установках
    • 2. 3. Оптимальная и предельная температура регенерации
    • 2. 4. Коэффициент регенерации
    • 2. 5. Регенеративный подогрев в установках с промперегревом
    • 2. 6. Выводы
  • Глава 3. Разработка технических предложений по повышению эффективности РППВ для блоков КЭС
    • 3. 1. Эффективность работы системы РППВ при частичных нагрузках конденсационных турбоустановок
    • 3. 2. Тепловые характеристики котла при его работе на частичных нагрузках
    • 3. 3. Описание расчетных схем
    • 3. 4. Результаты расчета показателей конденсационной турбоустановки
    • 3. 5. Выводы
  • Глава 4. Работа системы регенерации энергоблоков ТЭЦ
    • 4. 1. Режимы работы турбоустановок ТЭЦ
    • 4. 2. Влияние работы системы РГТПВ на полный КПД турбоустановки
    • 4. 3. Влияние работы системы РППВ на работу котлоагрегата
    • 4. 4. Тепловые процессы в поверхностях нагрева котла при снижении температуры питательной воды и постоянном расходе топлива
    • 4. 5. Зависимость температуры уходящих газов котла от температуры питательной воды
    • 4. 6. Характеристики турбоустановки при отключении ПВД
    • 4. 7. Работа теплофикационной турбоустановки с отключенными ПВД
    • 4. 8. Работа теплофикационной турбоустановки по тепловому графику нагрузок с отключенными ПВД
    • 4. 9. Исследование характеристик парогазовой установки с вытеснением пара регенеративных отборов
    • 4. 10. Определение оптимального режима работы системы РППВ при работе турбоустановок ТЭЦ с пропуском пара в конденсатор
    • 4.
  • Выводы
  • Глава 5. Результаты испытаний паротурбинной установки ПТ-25−90 на
  • ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго»
    • 5. 1. Результаты испытаний турбоустановки ПТ
    • 5. 2. Сравнение расчетных результатов с экспериментальными
    • 5. 3. Выводы
  • Выводы

Настоящая работа выполнена на кафедре «Промышленная теплоэнергетика» Санкт-Петербургского государственного политехнического университета в период с 2003 по 2005 г.

Актуальность работы.

Современные тепловые электростанции характеризуются большим разнообразием режимов работы. В связи с изменением структуры энергопотребления и разуплотнением графиков электрических нагрузок оборудование, работавшее в базовом режиме, привлекается для регулирования нагрузок и переходит в полупиковый режим работы, что приводит к необходимости глубоких разгрузок.

Неотъемлемой частью любой современной паротурбинной установки является система регенеративного подогрева питательной воды. Применение регенеративного подогрева на ТЭС увеличивает ЬСПД конденсационных турбо-установок, приводит к росту электрической выработки на тепловом потреблении для теплофикационных установок.

Системы регенеративного подогрева питательной воды турбоустановок разрабатывались достаточно давно. Их характеристики и режимы работы соответствовали режимам работы соответствующих блоков. Роль систем регенерации для установок различных классов неодинакова, она меняется в зависимости от режима работы установки.

В связи с этим актуальной является задача оценки роли регенерации и влияния ее на экономичность ПТУ на ряде режимов:

— роль регенерации при работе конденсационной ПТУ на частичных нагрузках исследована недостаточно;

— для ТЭЦ остается неясной роль регенерации при работе на режимах с малыми пропусками пара в конденсатор. Эти режимы являются практически основными для ПТУ, работающих по тепловому графику нагрузок.

Цель работы.

Оценка влияния регенерации на эффективность конденсационных и теплофикационных турбоустановок, работающих на ряде характерных режимовопределение оптимальных коэффициентов регенерации при работе на этих режимахразработка технических предложений по повышению эффективности системы регенерации конденсационных и теплофикационных блоковразработка технических предложений по модернизации теплофикационных энергоблоков по парогазовой схеме с учетом работы системы РППВ.

Научная новизна работы.

— исследована работа конденсационной турбоустановки на частичных режимах, теплофикационной турбоустановки на режимах с малыми пропусками пара в конденсатор;

— выявлено влияние режимов работы системы РППВ на показатели и эффективность работы котла, определена зависимость температуры уходящих газов котла от температуры питательной воды, обоснована возможность работы котла с пониженной температурой уходящих газов (до 353 К (80 °С));

— определены оптимальные режимы работы системы РППВ для теплофикационных и конденсационных ПТУ, определены оптимальные коэффициенты регенерации для этих турбоустановок, определено влияние режима работы системы РППВ на эффективность ТЭЦ;

— в ходе испытаний на турбине ПТ-25−90 ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго» выявлены ограничения, имеющие место при переводе турбины на режим с отключенными подогревателями высокого давления. Определены особенности работы ПТУ с отключенными ПВД на неблочных ТЭЦ.

Практическая ценность работы.

— заключена в разработке технических предложений по повышению эффективности работы энергоблоков КЭС на частичных нагрузках и ТЭЦ на режимах с минимальными пропусками пара в конденсатор:

— для энергоблоков КЭС: переключение последнего по ходу питательной воды ПВД на дополнительный отбор, подключение дополнительного ПВД;

— для энергоблоков ТЭЦ: отключение последнего по ходу питательной воды ПВД в целях вытеснения пара отбора в проточную часть и получения дополнительной мощности без потерь в конденсаторе;

— снижение температуры уходящих газов котла теплофикационных блоков при отключении ПВД;

— проработка технических решений по модернизации теплофикационных блоков по схеме 111 У с вытеснением регенерации.

Надежность и достоверность полученных результатов обеспечиваются: проведением расчётных и экспериментальных исследований в соответствии с действующими в России стандартами, методиками и нормативными документамиприменением современной электронно-вычислительной техники и программного обеспечения. Полученные результаты хорошо согласуются с экспериментальными данными, полученными в результате испытаний на ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго».

Апробация работы.

Апробация результатов работы проводилась.

— на научно-технической конференции «Проблемы развития централизованного теплоснабжения», г. Самара, 2004 г;

— на научно-техническом совете кафедры «Промышленная теплоэнергетика» Санкт-Петербургского политехнического университета (СПбГПУ).

— в ходе испытаний на ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго».

В диссертационной работе лично автором:

— проанализировано состояние вопроса о роли системы регенеративного подогрева питательной воды для турбоустановок различных классов;

— проведена оценка влияния работы системы регенерации на эффективность конденсационных и теплофикационных турбоустановок на различных режимах их работы;

— исследовано влияние режима работы системы регенерации на характеристики котла;

— разработаны мероприятия по повышению эффективности работы системы регенерации турбоустановок теплофикационных блоков при их работе на режиме с малым пропуском пара в конденсатор;

— исследованы характеристики теплофикационной парогазовой установки, выполненной по схеме с вытеснением пара регенеративных отборов;

— принималось непосредственное участие в проведении испытаний турбоустановки ПТ-25−90 ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго» с отключенными ПВД, проведена обработка и анализ их результатов;

— проведен анализ и обобщение результатов исследований и сформулированы выводы.

Автор защищает:

— результаты расчетного исследования работы системы РППВ конденсационных турбоустановок при их работе на частичных режимахсистемы РППВ теплофикационных установок при их работе режимах с минимальными пропусками пара в конденсатор;

— способ увеличения КПД конденсационной турбоустановки при ее работе на частичных режимах;

— способ увеличения электрической и тепловой мощности теплофикационных энергоблоков при работе их турбоустановок на режимах с минимальными пропусками пара в конденсатор, а также при увеличении этого расхода до максимального;

— результаты расчета показателей работы теплофикационной парогазовой установки с вытеснением пара регенеративных отборов;

— результаты испытаний турбоустановки ПТ-25−90 ТЭЦ-7 ОАО «Лен-энерго» при ее работе с отключенными ПВД, результаты сравнения полученных показателей с расчетными.

Результаты работы изложены в публикациях [17, 20, 65, 68] Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов и списка использованных источников (102 наименования). Объем -113 страниц, 22 рисунка, 11 таблиц, 2 приложения.

Выводы.

1. Роль системы регенерации на ряде режимов турбоустановок ТЭС исследована недостаточно. Таким режимом для конденсационных установок является режим работы с частичной нагрузкой. Для теплофикационных турбоустановок влияние системы регенерации на их эффективность остается неизученным при минимальном пропуске пара в конденсатор, т. е. при отсутствии потерь в холодном источнике.

2. Проведено исследование работы системы регенерации конденсационного энергоблока при его работе на частичной нагрузке.

Снижение коэффициента регенерации, приводящее к уменьшению внутреннего абсолютного КПД турбоустановки, на этом режиме вызвано снижением давления в отборах турбины при снижении начального расхода пара.

Для повышения эффективности работы конденсационной турбоустановки предлагается организовать дополнительный нерегулируемый отбор пара повышенного давления. Предлагаются два варианта использования этого отбора:

— переключение на дополнительный отбор последнего по ходу воды ПВД, производимое при снижении давления в этом отборе до уровня номинального давления в основном отборе;

— подключение к этому отбору дополнительного ПВД.

Результаты расчета тепловой схемы турбоустановки свидетельствуют о том, что подключение дополнительного ПВД дает большее увеличение КПД, и большее снижение мощности турбины по сравнению с переключением основного ПВД, при том же расходе пара на турбину.

Проведена оценка характеристик работы котла при работе блока на частичной нагрузке. Показано, что КПД котла увеличивается на частичной нагрузке при использовании дополнительного отбора пара для подогрева питательной воды.

К росту КПД конденсационного энергоблока приводят следующие факторы:

— рост tne практически до номинального значения, из-за чего происходит рост коэффициента регенерации и соответственно, увеличение rjJ ПТУ;

— рост КПД котла при его работе на частичной нагрузке из-за повышения tne.

3. Исследовано влияние работы системы регенерации на эффективность теплофикационных турбоустановок. На режимах с минимальным пропуском пара в конденсатор внутренний КПД турбоустановки равен 1 и не зависит от работы системы регенерации. Предлагается использовать пар регенеративных отборов для получения дополнительной электрической и тепловой мощности.

4. При отключении части регенеративных отборов происходит понижение температуры питательной воды. Проведена оценка работы котла при снижении tm и постоянном расходе топлива. Показано, что при этом производительность котла уменьшится, а КПД котла возрастет за счет снижения температуры уходящих газов tyx. Рост КПД котла способствует увеличению КПД энергоблока ТЭЦ при отключении ПВД на режимах с минимальным расходом пара в конденсатор.

5. Показано, что отключение одного, двух или трех ПВД по разному влияет на изменение мощности турбины. Эффект от отключения определяется соотношением мощности, вырабатываемой вытесняемым паром отбора и мощности, теряемой при уменьшении расхода пара от котла.

6. Рост электрической мощности обеспечивается при отключении одного, последнего по ходу питательной воды ПВД и составляет для турбоустановки Т-110/120−130 1,8 МВт. Рост тепловой производительности при этом составляет 7,1 МВт. При работе турбины по тепловому графику с заданной номинальной тепловой нагрузкой рост мощности при отключении последнего по ходу воды ПВД составляет 2,5 МВт.

7. При работе турбины по тепловому графику с заданной номинальной тепловой нагрузкой и отключенными ПВД образуется конденсационный поток пара, что приводит к некоторому снижению внутреннего КПД турбоустановки. Однако из-за роста КПД котла коэффициент использования теплоты топлива ТЭЦ увеличивается по сравнению с базовым режимом на 1,75% (абсолютных).

8. Определено значение тепловой мощности и расхода пара в конденсатор, при которой величина КПД ТЭЦ с отключенными ПВД сравняется с КПД ТЭЦ при полностью включенной регенерации. Для турбоустановки Т-110/120−130 отключение последнего по ходу воды ПВД будет выгодным только при расходе пара в конденсатор меньше 8,47 кг/с и величине тепловой мощности более 194,9 МВт.

9. В качестве одного из перспективных вариантов модернизации ТЭЦ, работающих на твердом топливе, предложена парогазовая установка с вытеснением регенерации. В такой установке теплота пара, идущего на регенеративные отборы высокого и низкого давления, используется для выработки дополнительной электрической и тепловой мощности. В работе проведен расчет показателей такой ПТУ на основе турбоустановки Т-110/120−130. Определение параметров установки проводилось с учетом пропускной способности последних ступеней ЦНД паровой турбины. ПГУ-ВР имеет КПД на конденсационном режиме, на 3,09% (абсолютных) превосходящий КПД исходного блока. На теплофикационном режиме увеличение КПД составляет 0,83%. Электрическая мощность энергетического блока увеличивается на 70 МВт.

10. Испытания турбоустановки ПТ-25−90 при работе ее с отключенными ПВД, проведенные на ТЭЦ-7 ОАО «Ленэнерго», показали следующее:

— при отключении всех ПВД мощность турбины снизилась на 1,44 МВт по сравнению с исходной величиной;

— увеличение мощности турбины происходит при отключении одного последнего по ходу питательной воды ПВД. Расчет показывает, что увеличение мощности турбины при отключении только ПВД-5 и снижении температуры уходящих газов котла равно 1,01 МВт;

— имеется ряд ограничений, влияющих на возможность работы турбины с отключенными ПВД. К ним относятся: рост осевого усилия, увеличение температуры масла на сливе из опорно-упорного подшипника, рост давления в камере за регулирующей ступенью и приближение его к предельно допустимому. Эти ограничения должны быть учтены при принятии решений о переводе установок на работу с отключенными ПВД.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Р.З., Жидков К. П. Влияние временного отключения ПВД на оптимальную температуру питательной воды // Теплоэнергетика. — 1976. -№ 4. С. 82−84.
  2. А.И. Основы термодинамики циклов теплоэнергетических установок / А. И. Андрющенко. — М.: Высшая школа, 1985. 320 с.
  3. А.И., Аминов Р. З., Хлебалин Ю. М. Теплофикационные установки и их использование. — М.: Высшая школа, 1989. 255 с.
  4. А.И., Эмачинский А. В., Понятов В. А. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС. — М.: Высшая школа, 1974. — 280 с.
  5. Теплообменники энергетических установок: учебник для вузов / К. Э. Аронсон, С. М. Блинов, В. И. Брезгин и др.- Под ред. Ю. М. Бродова. — Екатеринбург: Изд-во «Сократ», 2002. — 968 с.
  6. Газотурбинные установки. Конструкция и расчет: Справочное пособие / JI.B. Арсеньев, Ф. С. Бедчер, И. А. Богов и др.- Под общ. ред. JI.B. Арсеньева и В. Г. Тырышкина. — JL: Машиностроение, 1978. — 232 с.
  7. Г. Д., Коротенко В. В. Паровые турбины ОАО «Турбомотор-ный завод» и их роль в повышении экономичности ТЭЦ, развитии теплофикации и энергетики страны // Электрические станции. — 2000. — № 12. — С.72−75.
  8. Г. Д., Коротенко В. В., Губанов Д. Е. Эффективные теплофикационные паровые турбины для промышленных и отопительных ТЭЦ // Совершенствование турбин и турбинного оборудования. Региональные сборник научных статей: Екатеринбург: 2000. — С.79−89.
  9. Ю.Безгрешнов А. Н., Липов Ю. М., Шлейфер Б. М. Расчет паровых котлов в примерах и задачах: Учеб. пособие для вузов / Под. общ. ред. Ю. М. Липова. М.: Энергоатомиздат, 1991. — 241 с.
  10. П.Безлепкин В. П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций / В. П. Безлепкин. С-Пб.: Изд-во СПбГТУ, 1997. 295 с.
  11. В.П., Михайлов С. Я. Регулировочный диапазон тепловых электростанций. Л.: Энергоатомиздат, 1990. — 168 с.
  12. Е.И., Баринберг Г. Д. Экономия топлива при исключении потерь тепла в конденсаторе теплофикационных турбоустановок // Теплоэнергетика. 1970. — № 4 — С.21−24.
  13. Е.И., Иоффе Л. С. Теплофикационные паровые турбины / Под ред. Д. П. Бузина. 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатемиздат, 1986. — 272 с.
  14. М.Ю., Ильин Е. Т., Печенкин С. П. и др. Выбор оптимального условия загрузки теплофикационных агрегатов, несущих тепловую нагрузку в неотопительные и переходные периоды // Теплоэнергетика. — 2005. № 5. — С.53−56.
  15. Тепловые схемы ТЭС и АЭС / В. М. Боровков, О. И. Демидов, С. А. Казаров и др.- Под ред. Казарова С. А. — С-Пб.: Энергоатомиздат, 1995.-390 с.
  16. П.П. Эксплуатация котельных установок высокого давления на электростанциях / П. П. Елизаров. — М.—JI.: Госэнергоиздат, 1965. — 400 с.
  17. В. М. Кошелев С.М. Оптимизация работы системы регенерации теплофикационных турбоустановок на режимах с минимальными пропусками пара в конденсатор // Известия вузов: Проблемы энергетики — 2005.-№ 7−8.-С.3−7.
  18. Ю.М. Совершенствование рекуперативных теплообменных аппаратов паротурбинных установок на различных этапах жизненного цикла // Теплоэнергетика. — 2005. № 5. — С.20−23.
  19. Повышение эффективности и надежности теплообменных аппаратов ПТУ / Ю. М. Бродов, К. Э. Аронсон, С. М. Блинов, и др.- Под общ. ред. Ю. М. Бродова, Екатеринбург: ГОУ ВПО УТТУ-УПИ, 2004. — 528 с.
  20. Разработка, исследование и реализация методов совершенствования теплообменных аппаратов турбоустановок / Ю. М. Бродов, А. Ю. Рябчиков, П. Н. Плотников и др.- // Труды ЦКТИ. 2002. — вып. 288. — С.79−85.
  21. Результаты внедрения прогрессивных конструкторских решений поверхностных ПНД и ПВД в ОАО «Красный котельщик» / Б. Ф. Вакуленко,
  22. B.Я. Беляков, В. И. Мищенко и др. // Труды ЦКТИ. 2002. — вып. 288.1. C.86−103.
  23. В.В., Демидов О. И., Корень В. М. Расчет тепловых схем электростанций на органическом топливе: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию. JL: Изд-во ЛИИ, 1989. — 40 с.
  24. Совершенствование и улучшение технико-экономических показателей мощных турбин для ТЭЦ на органическом топливе / Водичев В. И., Бененсон Е. И., Будняцкий Д. М. и др. // Теплоэнергетика. — 1986. — № 6. — С. 12−15.
  25. В.Я., Князев A.M., Куликов В. Е. Режимы работы и эксплуатация ТЭС / Под ред. А. М. Князева. М., Энергия, 1980. — 280 с.
  26. М.Н., Смирнов И. А. Об использовании ТЭЦ для работы в маневренных режимах // Теплоэнергетика. 1987. — № 6. — С.59−60.
  27. Теплообменное оборудование отечественных и зарубежных турбоустановок АЭС нового поколения / В. Ф. Ермолов, М. П. Белоусов,
  28. A.С. Гиммельберг и др. // Труды ЦКТИ. 2002. — вып. 288. — С. 12−27.
  29. Смешивающие подогреватели паровых турбин / В. Ф. Ермолов,
  30. B.А. Пермяков, Г. И. Ефимочкин и др. М.: Энергоиздат, 1982. — 208 с.
  31. В.Ф., Пермяков В. А., Иванов Е. П. Комбинированная система регенерации низкого давления со смешивающими ГГНД для энергоблока 1000 МВт АЭС // Труды ЦКТИ. 1980. — вып. 180. — С.44−56.
  32. Бездеаэратерная схема регенерации паровых турбин большой мощности / Г. И. Ефимочкин, В. Л. Вербицкий, С. Г. Шипилев и др. // Теплоэнергетика. 1986. — № 3. — С.27−30.
  33. К.П. Влияние перегрузочных режимов с отключением ПВД на оптимальные схемы и параметры паротурбинных энергоблоков: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Саратов: СарПИ, 1979. — 19 с.
  34. Обоснование целесообразности получения дополнительной мощности на блоках 300−1000 МВт / С. А. Зыков, Д. М. Будняцкий, С. И. Мочан и др. // Теплоэнергетика. 1966. -№ 3 — С.14−18.
  35. Исследование работы блока мощностью 200 МВт при отключении ПВД / С. А. Зыков, В. Я. Станиславский, А .Я. Кроль и др. // Теплоэнергетика. — 1967.-№ 12.-С.14−18.
  36. В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. — 2-е изд., перераб. и доп. JL: Энергоатомиздат, 1986. — 248 с.
  37. Исследование режимов работы теплофикационных турбоустановок с переменной степенью. регенерации / В. А. Иванов, В. П. Безлепкин, С. Я. Михайлов и др. // Тр. ЛПИ. 1984. — Вып. 402. — С.7−11.
  38. К вопросу повышения маневренности ТЭЦ, работающих по тепловому графику / В. А. Иванов, В. М. Боровков, В. В. Ванчиков и др. // Изв. вузов. Энергетика. 1982. — № 7. — С.39−43.
  39. В.А., Кутахов А. Г., Голубев С. Е. Управление структурой тепловой схемы паротурбинных установок // Труды ЦКТИ. — 1990. — вып. 259. С.28−35.
  40. JI.C., Коротенко В. В. Эксплуатация теплофикационных паровых турбин. Екатеринбург: Уральский рабочий, 2002. — 160 с.
  41. Д.Д. Термодинамические циклы атомных электростанций. М. — Госэнергоиздат, 1963. — 280 с.
  42. А.А., Корнеев М. И. Парогазовые установки. — JL: Машиностроение, 1974.-240 с.
  43. A.M. Энергетическая эффективность охладителей пара современной паровой турбины // Теплоэнергетика. — 1969. № 8. — С. 14−18.
  44. Л.И., Шарин В. А. Аремкин А.А. Перспективы использования теплоты уходящих газов котлов крупных котельных // Теплоэнергетика. — 1988. № 3. — С.24−27.
  45. Разработка технических решений по привлечению теплофикационных энергоблоков мощностью 110−250 МВт к регулированию графиков электрической нагрузки / А. У. Липец, В. В. Щелоков, Г. Д. Баринберг и др. // Труды ЦКТИ. 2002. — вып. 285. — С.125−132.
  46. В.А. О роли теплофикации в секторе централизованного теплоснабжения в России // Проблемы развития централизованного теплоснабжения: Материалы международной научно-практической конференции. Самара: Самараэнерго, 2004. — С. 11 -19.
  47. В.В., Неженцев Ю. Н., Бальва В. Я. Тепловые схемы турбоустано-вок АЭС производства ПО ЛМЗ: достигнутый уровень и перспективы развития // Труды ЦКТИ. 1990. — вып. 259 — С.17−27.
  48. Т.Х. Атомные электрические станции. М.: Высшая школа, 1974.-359 с.
  49. Исследование парогенератора ТГМП-324 в режимах перегрузки энергоблока мощностью 300 МВт путем отключения ПВД / В. В. Митор, С. Я. Зыков, В. Е. Рыженков и др. // Энергомашиностроение. — 1977. № 5. — С. 1−4.
  50. Л.М., Будняцкий Д. М. Современные тенденции развития теплоэнергетики и совершенствование энергооборудования для ТЭС в крупнейших зарубежных индустриальных странах // Труды ЦКТИ. — 2002. -вып. 285 С. 52−59.
  51. Г. Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом //Теплоэнергетика. 1999. — № 1. — С.71−80.
  52. В.Ф., Утенков В. Ф., Орлов К. А. Теплотехнические расчеты в среде Mathcad // Теплоэнергетика. 2000. — № 2. — С.73−78.
  53. Паровые теплофикационные турбины: Номенклатурный перечень выпускаемой продукции Турбомоторного завода. — Екатеринбург: 2004. 26 с.
  54. Паротурбинные энергетические установки: отраслевой каталог. — М.: НИИЭИТяжмаш, 1988. 182 с.
  55. А.А., Митор В. В., Безгрешное А. Н. Тепловые схемы котлов. — М.: Машиностроение, 1987. — 222 с.
  56. Отечественные кожухотрубные подогреватели нового поколения для технического перевооружения систем теплоснабжения / В. А. Пермяков, В. М. Боровков, С. М. Кошелев и др. // Промышленная энергетика 2004.11.-С.22−30.
  57. В.А., Вакуленко Б. Ф., Белоусов М. П. Развитие и совершенствование конструкций теплообменных аппаратов систем регенерации энергетических паротурбинных установок // Труды ЦКТИ. — 1990. — вып. 259.-С. 17−27.
  58. Результаты испытаний головного образца подогревателя сетевой воды ПСВ-500−14−23 с поверхностью теплообмена из профильных витых труб / В. А. Пермяков, А. Ю. Рябчиков, П. А. Лыгин и др. // Труды ЦКТИ. 1994. — вып. 277. — С.44−56.
  59. А.А., Смолкин Ю. В., Апатовский Л. Е. Направления совершенствования схем регенерации турбоустановок // Энергомашиностроение, 1988. — № 1. — С.21−23.
  60. Основы практической теории горения: Учебное пособие для вузов / В. В. Померанцев, К. М. Арефьев, Д. Б. Ахмедов и др. Под ред. В. В. Померанцева. — Л.: Энергоатомиздат, 1986. 312 с.
  61. Выбор оптимальных расчетных параметров и схем включения регенеративных подогревателей для крупных КЭС / Л. С. Попырин, Н. Т. Ефимов, И. С. Ефимов и др. // Электрические станции. 1963. — № 2 — С. 14−18.
  62. С.Л., Александров А. А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. М.: Энергоатомиздат, — 1980. — 423 с.
  63. Я.М., Шепетильников М. И. Исследование реальных тепловых схем ТЭС и АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1982. — 272 с.
  64. В.Я. Тепловые электрические станции. Учебник для вузов по специальности «Тепловые электрические станции». Изд. 2-е, перераб. и доп. / В. Я. Рыжкин. М.: Энергия, 1976. — 448 с.
  65. В.Я., Кузнецов A.M. Анализ тепловых схем мощных конденсационных блоков. / В. Я. Рыжкин, A.M. Кузнецов. М.: Энергия, 1972. -273 с.
  66. Обеспечение глубокой электрической разгрузки теплофикационных энергоблоков с сохранением отпуска теплоты внешним потребителям /
  67. Л.П. Сафонов, А. А. Пискарев, С. И. Мочан и др. // Труды ЦКТИ. 1990. -вып. 259 —С.50−53.
  68. A.M. Тепловые испытания паровых турбин / Сахаров A.M. М.: Энергоатомиздат, — 1990. — 238 с.
  69. Теплофикационные паровые турбины / В. А. Симою, Е. И. Эфрос,
  70. B.Ф. Гуторов и др. М.: Энергоатомиздат, 2001. — 250 с.
  71. Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. — 6-е изд., перераб. — М.: Издательство МЭИ, 1999. 472 с.
  72. Л.С., Лавыгин В. М., Тишин С. Г. Тепловые и атомные станции: Учебник для вузов. М.: Издательство МЭИ, 2004. — 424 с.
  73. Н.Н., Ермолов В. Ф. Совершенствование систем регенерации турбин мощностью 180−215 МВт // Труды ЦКТИ. 2002. — вып. 288 -С.111−118.
  74. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов. / А. Г. Костюк, В. В. Фролов, А. Е. Булкин и др.- Под ред. А.Г. Костю-ка, В. В. Фролова. М.: Издательство МЭИ, 2001.-488 с.
  75. Повышение эффективности эксплуатации паротурбинных установок ТЭС и АЭС. Том 1. Совершенствование паровых турбин / JI.А. Хоменок, А. Н. Ремезов, И. А. Ковалев и др.- Под ред. JI.A. Хоменока. СПб.: Изд-во ПЭИпк, — 2001. — 340 с.
  76. Цанев С. В" Буров В. Д., Ремезов А. Н. Газотурбинные и парогазовые установки электростанций / Под ред. С. В. Цанева. М.: Изд-во МЭИ. — 2002. — 520 с.
  77. Н.С. Выбор параметров пара для ПГУ с котлом-утилизатором // Теплоэнергетика. — 1986. № 6. — С. 14−18.
  78. Г. А., Захаров Ю. В., Эфрос Е. И. Определение эффективности встроенных пучков в конденсаторах турбин Т-100−130 // Электрические станции. 1976. — № 8. — С.23−27.
  79. Г. А., Эфрос Е. И. Новые методы повышения эффективности теплофикационных турбоустановок //Теплоэнергетика. — 1989. — № 6. -С.8−12.
  80. В.И. Теплофикация: текущие проблемы // Проблемы развития централизованного теплоснабжения: Материалы международной научно-практической конференции. Самара: Самараэнерго, 2004. — С.20−25.
  81. П.Н., Бершадский M.JI. Краткий справочник по паротурбинным установкам. М-Л.: Госэнергоиздат, 1961. — 128 с.
  82. Эксплуатационные испытания теплофикационных турбин Т-100/120−130 в режиме регулирования электрической мощности с неизменным отпуском теплоты / А. В. Щербина, В. М. Сиропущинский, Н. М. Сытникова и др. // Электрические станции. 1987. — № 5. — С.35−37.
  83. Added gas turbines invigorate lignite veteran //Modern Power Systems. -2005. -№ 1. — p.25.
  84. Denmark reaps CHP rewards // Heat and air conditioning journal. — 1986. — Vol. 56. № 649. — p.35−36.
  85. Gerhard D. Situationsbericht der Fernwarmeversorgund 1986 // Kommunal-wirtschaft. 1986. — № 9. — p.306−310.
  86. Horlock J.H. Combined Power Plants, Including Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) Plants. Oxford: Pergamon Press, 1987, 285 p.
  87. Horlock J.H. Cogeneration-combined heat and power (CHP): Thermodynamics and economics. — Oxford: Pergamon Press, 1987. — 210 p.
  88. Rahm S., Narenda J. Kannel S. Why adding an LMS-100 could improve the economic health of your coal plant //Modern Power Systems. — 2005. — № 1. — p.21−23.
  89. Sallisbuiy J.K. The Steam-Turbine Regenerative Cycle — An Analytical Approach // Transactions of the ASME. 1942. — № 4. — p.231−245.
  90. Searlin R.B., Henry C. High efficiency power plant // Proceedings of International conference on power Engineering 95. — Shanghai. — 1995, p.700−711.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!