Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Продление срока эксплуатации и повышение экономичности стареющих ТЭЦ с поперечными связями: Методика принятия решений и их реализация на примере Новгородской ТЭЦ

Диссертация: Продление срока эксплуатации и повышение экономичности стареющих ТЭЦ с поперечными связями: Методика принятия решений и их реализация на примере Новгородской ТЭЦ
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В данной работе, посвященной реконструкции тепловых электростанций, предпринята попытка обобщить опыт реконструкции и модернизации ТЭС, как за рубежом, так и в России. Проанализировано состояние данного вопроса в ближайшей перспективе и в период до 2010 года. Отмечается, что несмотря на повышенное внимание к данной теме со стороны Министерства топлива и энергетики, РАО ЕЭС России, многих… Читать ещё >

Продление срока эксплуатации и повышение экономичности стареющих ТЭЦ с поперечными связями: Методика принятия решений и их реализация на примере Новгородской ТЭЦ (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. Анализ основных подходов к реконструкции тепловых электрических станций (литературный обзор)
    • 1. 1. Реконструкция тепловых электростанций за рубежом
    • 1. 2. Реконструкция тепловых электростанций в России
      • 1. 2. 1. Анализ современного состояния по реконструкции тепловых электростанций в РАО ЕЭС России с перспективой до 2010 года
      • 1. 2. 2. Техническая диагностика
      • 1. 2. 3. Способы модернизации действующего оборудования, основные принципы реализации
      • 1. 2. 4. Пути повышения эффективности эксплуатации турбоустановок стареющей ТЭЦ
  • 2. Постановка задачи
  • 3. Построение схемы реконструкции стареющих тепловых электростанций
    • 3. 1. Разработка основных принципов реконструкции стареющих ТЭС с поперечными связями
    • 3. 2. Структурная схема реконструкции тепловых электростанций
  • 4. Применение схемы реконструкции тепловых электростанций на Новгородской ТЭЦ
    • 4. 1. Определение местоположения Новгородской ТЭЦ
    • 4. 2. Техническое состояние Новгородской ТЭЦ
      • 4. 2. 1. Котельное отделение НТЭЦ
      • 4. 2. 2. Турбинное отделение Новгородской ТЭЦ
    • 4. 3. Анализ экологической обстановки Новгородской ТЭЦ
    • 4. 4. Анализ экономических показателей НТЭЦ
    • 4. 5. Анализ энергосбережения для Новгородской ТЭЦ
  • 5. АСУ ТП Новгородской ТЭЦ
    • 5. 1. Обоснование выбора и архитектура АСУ ТП
    • 5. 2. Системы автоматизации ТЕЬЕРЕ1Ш МЕ
    • 5. 3. Автоматизация котельных агрегатов
      • 5. 3. 1. Увеличение объема автоматизации — как основная задача модернизации СКУ
      • 5. 3. 2. Режим рабочих нагрузок
      • 5. 3. 3. Пуско-остановочные режимы
    • 5. 4. Экономическая эффективность внедрения АСУ ТП на НТЭЦ
  • 6. Реконструкция химводоочистки Новгородской ТЭЦ
  • 7. Тепломагистраль Новгородская ТЭЦ — Левобережная котельная г. Великий Новгород (НТЭЦ — ЛБК)
    • 7. 1. Бойлерная установка Новгородской ТЭЦ
    • 7. 2. Технико-экономические показатели бойлерной установки НТЭЦ
  • 8. Применение газотурбинной технологии для увеличения эффективности работы Новгородской ТЭЦ
    • 8. 1. Обоснование необходимости модернизации ТЭЦ
    • 8. 2. Возможные технические решения
    • 8. 3. Исследование вариантов технических решений
      • 8. 3. 1. Сбросная схема ГТ-надстройки
      • 8. 3. 2. Газотурбинная надстройки с вытеснением регенерации паровой турбины ПТ
      • 8. 3. 3. Технико-экономические показатели вариантов
    • 8. 4. Финансово-экономические показатели вариантов
      • 8. 4. 1. Обоснование принятых исходных данных
      • 8. 4. 2. Результаты финансово-экономических расчетов
      • 8. 4. 3. Экологические показатели вариантов
    • 8. 5. Результаты сравнения вариантов
    • 8. 6. Замена турбины ст. № 1 ПТ-60−130 на новую ПТ
  • 9. Экономическая оценка реализации плана реконструкции на Новгородской ТЭЦ

Формирование рыночных отношений в энергетике России обострило вопросы коммерческой эффективности теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), значительная часть основного оборудования которых выработала проектный ресурс или близка к этому.

В тоже время в структуре мощностей РАО ЕЭС на долю таких ТЭЦ приходится более 40% всех генерирующих мощностей ТЭС. Средний удельный расход топлива на выработку электроэнергии для них достигает 400 Гут/квт.ч. (работают в конденсационном режиме), на выработку тепловой энергии — 45 кГу.т./ГДж. Низкая экономичность промышленных отопительных ТЭЦ, расположенных, в основном, в городской черте промышленных центров, усугубляет экологическую обстановку в городах.

В условиях, когда строительство новых высокоэкономичных теплоэнергоисточников для комбинированного производства тепловой и электрической энергии в России в ближайшей перспективе затруднено, актуальность проблемы состоит в исследовании возможностей и выборе экономически доступных способов реконструкции и модернизации действующего оборудования стареющих ТЭС.

Цель реконструкции и модернизации: в условиях ограниченной возможности финансирования, максимально повысить надежность, экономичность и экологическую безопасность, продлить срок службы основного оборудования ТЭС.

В данной работе, посвященной реконструкции тепловых электростанций, предпринята попытка обобщить опыт реконструкции и модернизации ТЭС, как за рубежом, так и в России. Проанализировано состояние данного вопроса в ближайшей перспективе и в период до 2010 года. Отмечается, что несмотря на повышенное внимание к данной теме со стороны Министерства топлива и энергетики, РАО ЕЭС России, многих научно-исследовательских институтов и самих тепловых электростанций, существует ряд проблем, существенно сдерживающих скорейшее перевооружение стареющих тепловых электростанций.

К таким проблемам следует отнести: — отсутствие финансирования проектов в объемах, необходимых для реновации оборудования ТЭС, и отсутствие системного подхода к реконструкции конкретной ТЭС. Каждая тепловая электростанция принимает свой, порой непродуманный, путь по реновации оборудования, что приводит к серьезным ошибкам и не достижению конечных целей реконструкции ТЭС в целом.

Чтобы избежать вышеперечисленных ошибок при принятии решения по реконструкции любой ТЭС, автор предлагает использовать разработанную им схему реконструкции тепловой электростанции.

В работе исследуются как сама схема, так и критерии оценки ее отдельных элементов, их взаимодействие друг с другом. Показана методика применения данной схемы к реконструкции конкретной ТЭС — Новгородской ТЭЦ.

Согласно предложенной схеме, прежде чем руководством НТЭЦ принято решение о реконструкции, детально исследовано: — местоположение электростанции в регионе и ее реальные перспективы;

— определено техническое состояние НТЭЦ с учетом опыта эксплуатации основного оборудования собственным техническим персоналом;

— исследовано экологическое и экономическое состояние НТЭЦ.

Принято во внимание, что Новгородская ТЭЦ имеет ряд проблем, решение которых, существенно повысит экономические, технические и экологические показатели электростанции. К ним относятся:

— НТЭЦ находится в эксплуатации 33 года (с 1968 г);

— К.П.Д. нетто НТЭЦ не достигает 33%;

— электростанция имеет значительный, неиспользуемый резерв тепловой мощности (290,7 МВт) и электрической (50 МВт);

— удельные расходы топлива на производство электрической и тепловой энергии достигают величин: В0ТПЭл. эн= 375 Г/квт, Вотптл = 36,4 кг/ГДж.

На основании вышеизложенного разработан план реконструкции Новгородской ТЭЦ в окончательном виде имеющий вид:

1) реконструкция АСУ ТП котлоагрегатов 1-г4;

2) реконструкция химводоочистки;

3) строительство тепломагистрали НТЭЦ — Левобережная котельная г. Великий Новгород;

4) расширение НТЭЦ газотурбинной надстройкой, с заменой турбины ст. № 1 типа ПТ-60/130/13 на новую ПТ-65/130/13.

При практической реализации плана реконструкции, применен принцип поэтапного внедрения. Для Новгородской ТЭЦ важно, чтобы в начале был реализован этап 1 и 2, а затем 3 и 4. Этому предшествовала значительная исследовательская работа автора и технического персонала НТЭЦ по поиску приемлемых для НТЭЦ энергосберегающих технологий. Так реализация первого этапа — реконструкция АСУ ТП на котлоагрегатах № 1, 2 осуществлена на базе первого в России программно-технического комплекса (ПТК) «ТЕЛЕПЕРМ-МЕ» фирмы Сименс, Германия.

Результаты внедрения были использованы в дальнейшем на ряде других тепловых электростанций России (Рефтинская ГРЭС — блок пылеугольный 500 МВтСреднеуральская ГРЭССеверозападная ТЭЦ и др.) при создании своих АСУ ТП.

Реализация второго этапа — реконструкция химводоочистки НТЭЦ, связана с детальной проработкой различных схем по модернизации и реконструкции, существующих в настоящее время. Выбрана противоточная схема UP.CO.RE фирмы ДАУ Кемикал, США, имеющая целый ряд преимуществ перед схемой, существующей в данный момент на НТЭЦ и предельно подходящий для реконструкции без остановки производства.

Третий и четвертый этапы детально проработаны, выполнены их технические проекты и будут реализованы в ближайшее время при решении вопросов финансирования.

Рассчитан экономический и экологический эффект от внедрения плана реконструкции НТЭЦ. К.П.Д.нетго достигает величины 38,4%- значительно улучшится экологическая обстановка в районе НТЭЦ, увеличится мощность и надежность основного оборудования, что вполне сочетается с начальными целями реконструкции Новгородской ТЭЦ и доказывает эффективность разработанной автором схемы реконструкции тепловой электростанции.

Автор выражает глубокую признательность научным руководителям: д.т.н., с.н.с. |Фирсовой Э.В.| и к.т.н., доценту Муравьеву А. Г. за неоценимую помощь при подготовке и написании данной диссертационной работы.

Принятые в тексте сокращения.

АБ — система автоматизации си — рабочие станции.

ЕЕРЯОМ — препограммируемая память с библиотеками специализированного программного обеспечения.

ЕРЯОМ — постоянная память с библиотеками специализированного программного обеспечения.

МОБ — магнитооптический диск.

ОТ — терминал оператора.

РС — персональный компьютер

БР — серверное устройство.

UP.CO.RE противоточная технология ионообменной регенерации с плотной упаковкой фильтрующего слоя.

АВР — автоматическое включение резерва.

АРМ — автоматизированное рабочее место.

АСУ ТП автоматизированная система управления технологическими процессами.

ВПУ — водо приготавливающая установка.

ГРП — газораспределительная подстанция.

ГТУ — газотурбинные установки.

ГЩУ — главный щит управления кпд — коэффициент полезного действия.

КПП — конвективные пароперегреватели.

КУ — котел-утилизатор

ЛБК — левобережная котельная нтэц — Новгородская теплоэлектроцентраль.

ОАО «Новгородэнерго» — открытое акционерное общество «Новгородэнерго».

ОЗУ (ЯАМ) — оперативное запоминающее устройство пвд — подогреватель высокого давления пнд — подогреватель низкого давления.

ПТУ — парогазотурбинные установки пдв — предельно допустимый выброс.

ПДК — предельно допустимая концентрация.

ПЗУ (ЬЮМ) — постоянное запоминающее устройство птк — программно-технический комплекс.

РАО ЕЭС России — Российское акционерное общество Единые электрические системы России.

ТУ — технические условия.

ТЭС — тепловые электрические станции.

УГТУ — утилизационные газо-турбинные установки.

ФОРЭМ — федеральный оптовый рынок энергетической мощности.

ХВО — химводоочистка.

ЦТЩУ — центральный тепловой щит управления.

10.

Заключение

.

1. Проводимая в последние годы экономическая реформа в России значительно изменила условия работы ТЭС, находящихся в работе 30 и более лет. Вывод из работы таких ТЭС и строительство новых, в ближайшей перспективе, для экономики России невозможен из-за отсутствия значительных объемов инвестиций.

Поэтому решение вопросов по реконструкции устаревших ТЭС с поперечными связями предлагается проводить опираясь на следующие принципы: а) разработка схемы реконструкции электростанции должна проводиться с участием персонала самой ТЭСб) должен быть определен срок на который выполняется реконструкция ТЭСв) любая реконструкция ТЭС должна сочетаться с продлением срока службы старого оборудованияг) должна быть составлена полная карта технического состояния агрегатов ТЭС (состояние металла, наработка на отказ) — д) должен быть составлен план полной или частичной замены изношенного и устаревшего оборудованияж) необходимо разработать щадящие технологии эксплуатации оборудования ТЭС, выработавшего свой ресурс, но остающегося в работез) необходимо решить вопрос по подготовке и переподготовке кадров на ТЭС, который будет работать в новых условиях эксплуатации старого и нового оборудованияи) проведение реконструкции на любой ТЭС должно выполняться поэтапнок) необходимо решать вопрос по изменению типа электростанции (установка.

ПГУ, ГТУ и т. д.) — л) должны быть определены экономические, экологические и технические параметры, для достижения которых реконструируется ТЭС.

2. Для реализации вышеперечисленных принципов реконструкции стареющих ТЭС разработана структурная схема реконструкции ТЭС, которая позволяет с максимальной эффективностью составить план реконструкции стареющей ТЭС, произвести поиск энергосберегающих технологий, инвестиций и поэтапную реализацию плана реконструкции ТЭС. Включает в себя следующие блоки: а) обследование ТЭС по ее местоположению в регионеб) определение технического, экономического и экологического состояния.

ТЭСв) принятие решения по реконструкции ТЭСг) составление плана реконструкции ТЭСв) поиск энергосберегающих технологийе) поиск и принятие решения по инвестициямж) разработка технологических проектов реконструкции ТЭСз) поэтапная реализация плана реконструкции ТЭСк) оценка полученных результатов после реконструкции ТЭС.

3. Проведен расчет, сравнение и выбор наиболее оптимальной для НТЭЦ газотурбинной надстройки с вытеснением регенерации паровых турбин.

4. В процессе поэтапной реализации плана реконструкции на Новгородской ТЭЦ разработан и реализован ряд технических решений, которые могут быть использованы и используются на других ТЭС:

1) создана полномасштабная АСУ ТП на котлоагрегатах НТЭЦ на базе ПТК «Телеперм-МЕ-ОМ-650», которая увеличила КПД котлоагрегатов на -2%- позволила снизить с 4-х до 1-го число отказов котлоагрегатовпоявилась возможность оптимизировать нагрузки между работающими котлоагрегатамисократить выбросы вредных веществ в атмосферу на 11%;

2) разработана схема реконструкции химводоочистки НТЭЦ на базе противоточной схемы UP.CO.RE фирмы «ДАУ Кемикал» (США), которая существенно увеличит качество обессоленной воды для котлоагрегатов НТЭЦ (до 2 мсм/см) — сократит количество минерализованных сточных вод в 2 разаснизит затраты на химреагенты в 1,5 разауменьшит количество обслуживаемого оборудования в 3 разаповысит надежность эксплуатации ВПУсократит количество обслуживаемого персонала на 10%;

3) разработан проект увеличения тепловой нагрузки НТЭЦ на 50% путем строительства новой тепломагистрали НТЭЦ-ЛБК г. В. Новгород протяженностью 11,5 км, который после его реализации позволит дополнительно выработать 111 млн.кВт.ч. электроэнергии и 491 МВт тепловой энергии в годснизить удельные расходы условного топлива: на 3% - электроэнергию- 9,5% - тепловую энергию;

140 л экономия топлива — 18 тыс. тут в год или 16 млн м газапозволит закрыть ряд мелких котельных в г. В. Новгород;

4) проведен расчет, сравнение и выбор наиболее оптимальной для НТЭЦ газотурбинной надстройки с вытеснением регенерации паровых турбин;

5. Выбор оптимальной схемы реконструкции Новгородской ТЭЦ при ее полной реализации позволит достичь следующих экономических показателей:

• Общий удельный расход топлива снизится с 387,5 г/кВт.ч до 320г/кВт.чтепловой с 35,7 кг/ГДж до 32 кг/ГДж.

• Уменьшится максимальная приземная концентрация окислов азота на 28-К31%- суммарный коэффициент окислов азота и серы уменьшится до 40% при этом концентрация серы не изменится;

• Общий КПДнегго НТЭЦ увеличится с 32,8% до 38,4%.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В.П., Романцев В.В./Актуальные вопросы проектирования технического перевооружения ТЭЩЭлекгрические станции. 1991. — № 7 — С.42−45.
  2. Модернизация стареющих тепловых электростанций в США с использованием 111 У./Гольдберг A.C., Котлер В. Р. Электрические станции. 1996. № 2 — С. 56.
  3. Реконструкция устаревших ТЭС по парогазовой технологии./Дьяков А.Ф., Евдокимов А. Ф., Демидов О. И., Корень В. М., Кутахов А. Г., Теплоэнергетика. 1997.- № 8.
  4. В научно-техническом Совете РАО ЕЭС России/О концепции теплофикации//Электрические станции, 1999. № 10.
  5. В.М. Боровков, О. И. Демидов, С. А. Казаров, В. Н. Корень, А. Г. Кутахов, С. Н. Романов /Тепловые схемы ТЭС и АЭС/ Спб.: Энергоатомиздат. Санкг Петербург отделение, 1995.-С.269−302.
  6. Парогазовые установки за рубежом (Обзор)//Теплоэнергетика -1985. № 5. — С.68−74.
  7. Перспективные парогазовые установки с газификацией канско-агинского угля для экологической чистоты Березовской ГРЭС-2/П.А.Березинец, В. И. Горин, Ю. В .Нестеров и др.//Теплоэнергетика 1991. — № 6. — С. 18−24.
  8. Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики/В.М.Масленников, Ю. А. Выскубенко, ВЛ. Штеренберг и др. М.: Наука, 1983.-264 с.
  9. А.А.Романов/Проблемы технического перевооружения энергопредприятий РАО «ЕЭС России» и пути их решения//Энергопресс. 2000. — № 8. — С.7−10.
  10. В. А. Проблемы продления ресурса энергетического оборудования атомных и тепловых электростанций за проектные значениия. — Сб.: Радиационная повреждаемость и работоспособность конструкторских материалов. СПб, 1996.
  11. А., Лыско В. В., Гуторов В. Ф. и др.— Комплексная оценка технического уровня турбоустановок/ Калашников А. Электрические станции, 1993, № 1, с.19−23.
  12. М. Л. Впереди планеты в обогреве улиц // Российская бизнес-газета, 30 декабря 2000.
  13. Л. С., Девочкина Л. Н. Влияние режимных условий работы мощных блоков на результаты оптимизации уходящих газов и температуры питательной воды. — Изв. Вузов СССР — Энергегака, 1978, № 9, с. 64−68.
  14. Выбор рациональной пограммы регулирования конденсационных паротурбинных установок высокого давления / В. А. Иванов, А. М. Леонков, В. М. Боровков и др. — Изв. Вузов СССР — Энергетика, 1976, № 11, с. 133−136.
  15. П. С. Проблемы энергетики на современном этапе ее развития.— Изв. Вузов СССР —Энергетика, 1979, № 7, с. 3.
  16. А. М., Качан А. Д. К вопросу повышения энергетической эффективности теплофикационных турбин.— Изв. Вузов СССР —Энергетика, 1970, № 11, с. 43.
  17. В. А. Иванов, А. М. Леонков П. В., Бачшце и др.-Некоторые поблемы регулирования современных теплофикационных турбин. Изв. Вузов СССР — Энергетика, 1971, № 1, с. 68.
  18. В.Ф., Симою Л. Л., Эфрос Е. И. и др. /Направления повышения эффективности работы теплофикационных турбин//. Теплоэнергетика, 2000, № 12, с. 29 34.
  19. Л.Л., Гуторов В. Ф., Эфрос Е. И. и др. /Повышение экономичности теплофикационых турбин с двухпоточными ЦНД//. Теплоэнергетика, 2000, № 11, с. 14 -17.
  20. Л.Л., Гуторов В. Ф., Эфрос Е. И. и др. /Влияние режимных факторов на интенсивность эрозионных повреждений лопаточного аппарата теплофикационных турбин//. Электрические станции, 2000, № 10, с. 12−18.
  21. Голуб А. ФУСоставление плана реконструкции ТЭС с использованием метода экспертных оценок//. Современные проблемы прочности. Научные труды IV Международный семинар, 2000. В. Новгород. с. 259 — 263.
  22. РД 34.17.451−98/Методические указания по магнитному контролю металла труб поверхностей нагрева котлов теплоэлектростанций// М.: ВТИ, 1998.
  23. В.А., Гончарь М. И., Дарвин Е. И. и др./Магнитный метод определения перегретых труб из стали 20 и 21×1МФ поверхностей нагрева паровых труб котлов//Электрическиестанции.-1995.-№ 3 с.
  24. В.А., Ерошенко В. М., Меламед Е.Б./Экспериментальное исследование влияния температуры и напряжений на намагничивание котельных труб/Мнженерно -физический журнал. -1991. Т.60. — № 2.
  25. РД 34.17.452−98. Методические указания о порядке проведения работ при оценке остаточного ресурса пароперегревателей котлов электростанций. М.: ВТИ, 1998.
  26. Богачев В.А./Магнитный контроль металла труб пароперегревателей котлов для определения тепловой неравномерности//Элекгрические станции, 2000. № 2.
  27. РД 34.17.421−92. Типовая инструкция по контролю и продлению срока службы металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций. М.: ОРГРЭС, 1992.
  28. В.Ф.Резинский, В. И. Гладштейн./Экспериментальное заключение. Расчет напряженного состояния и оценка остаточного ресурса основных деталей турбины ПТ-60−130/13, № 1 Новгородской ТЭЦ, отработавшей парковый ресурс//АООТ ВТИ, М., 1999.
  29. Технический отчет: Тепловые испытания турбины ЛМЗ типа ПТ-60−130/13, ст. № 1 Новгородской ТЭЦ, ОРГРЭС. М., 1995 г.
  30. Технический отчет: Тепловые испытания турбины ПТ-60−130/13, ст. № 1 Новгородской ТЭЦ на конденсационном режиме, ОРГРЭС. М., 1997.
  31. Экспертное заключение: Расчет напряженного состояния и оценка остаточного ресурса основных деталей турбины ПТ-60/75−130/13, ст. № 1. Новгородской ТЭЦ, отработавшей парковый ресурс, ВТИ. М., 1999.
  32. РД 34.17.440−96. Методические указания о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин о продлении срока их эксплуатации сверх паркового ресурса. М., 1996.
  33. Г. С., Трояновский Б.М./Переменный режим работы паровых турбин//М., 1957.
  34. Паровые и газовые турбины/Сб. задач. 3-е изд. Под ред. Б. М. Трояновского и Г. С. Самойловича. -М.: Энергоатомиздат, 1987.
  35. Технический отчет: Тепловые испытания турбины ЛМЗ типа ПТ-80/100−130, ст. № 3 Новгородской ТЭЦ, ОРГРЭС. М., 1996.
  36. Ю.Ю.Штронберг, В. М. Радовильский./Технический отчет. Обследование основного и вспомогательного тепломеханического оборудования турбин ст. № 1 ПТ-60−130/13, ЛМЗ и ст. № 2 Р-50−130, ЛМЗ ТЭЦ-20 Новгородэнерго// ОРГРЭС. М., 1993.
  37. В.В., Енякин Ю. П., Магадеев В. Ш., и др./Опьгг техперевооружения энергетического оборудования на примере реконструкции котла ТП-80//Электрические станции, 1998. № 3. — С.2−5.
  38. М.И., Богородский А. С., Сазонов Б. В., Юренев В.Н.- Под ред. ЕЛ. Соколова -2-е изд., перераб. М.: Энергия, 1979 — 296 е., ил.
  39. Новгородская ТЭЦ: Отчет электростанций о тепловой экономичности оборудования, 1999−2000.
  40. Изучение проблемы энергосбережения на ТЭЦ-20 Новгородэнерго. FECG, Финляндия, 1995.
  41. Заключительный отчет. Анализ энергосбережения для девяти промышленных и энергетических объектов в Российской Федерации/Министерство промышленности и окружающей средой/Финляндия, 1995.
  42. Kaplan R. The Power of position. //Orbit, Vol. 19, № 1, P.21−26
  43. John C. Predictive maintenance an essential tool in power generation: //Power technology international, Spring, 1998, P. 15−16.
  44. Vuorinen A. Modigen the modular power plant concept. /Яvo international. 1992, № 2. P. 1819.
  45. Hess P., Radke F., Shuman R. Industrial application of a PID Selftuner used for System Startup. Proc. IFAC 10th World Congress. Munich, 1987, p. 21−26.
  46. Morris H.M. How Adaptive are Adoptive Process Controllers? //Control Engineering. 1987. № 3 P. 96−100.
  47. Organic fouling of anion ion exchange resins. //The Purolite company, 1996,2−6.
  48. Ногин В. И/Разработка оптимальных решений по реконструкции тепломеханического оборудования ТЭС АО МосэнергоЮлекгрические станции. -1998. № 6. — С.32−48.
  49. А.Ф., Пилюгин А. В., Трофимов Ю. А. /АСУ ТП Новгородской ТЭЦ. Опыт разработки, внедрения и эксплуатации//Приборы и системы управления. 1999. — № 4. -С.7−9.
  50. TELEPERM ME. AS 220ЕА Automation System// Manual Order N C79000-G8076-C306−07.
  51. TELEPERM ME. CS 275 Bus System// Manual Order N C79000-G8076-C006−18.
  52. Зюх В., Пилюгин A.B., Голуб А. Ф., Мирошниченко СА./Реконструкция и модернизация АСУ ТП Новгородской ТЭЩТеплоэнергетика, 1999. № 10. — С.40−42.
  53. В. В. Свидерский А.Г., Бармаков Ю.Н.//Автоматизация энергетических процессов на базе новейших программно-технических средств//Приборы и системы управления, 1998. № 8.
  54. Л.П., Биленко В. А., Струков А.П./Модернизация системы управления блоком № 10−500 МВт Рефтинской ГРЭС//Приборы и системы управления, 1998. № 8.
  55. А.Ф., Стулов A.B., Муравьев А.Г./Внедрение прогивоточной технологии ионирования на базе реконструкции химводоочистки Новгородской ТЭЦ//Энергетика, 1999. № 5. — С.79−85.
  56. А.Ф., Муравьев А.Г./Внедрение прогивоточной технологии ионирования на базе реконструкции химводоочистки Новгородской ТЭЦ//НовГУ, 1999. 6 с — Библ. — Рус. -Деп. в ВИНИТИ. — № 2039 в 99 ог 25.06.99.
  57. Водоподгоговительное оборудование и технологии. ВнииАМ, 1998.
  58. Зажатые слои. Пьюролайт. М., 1997.
  59. Ионообмен по технологии фирмы Байер А. Г. М., 1997.
  60. Мишенин Ю.Е./Внедрение новых разработок ВНИИАМ//Энергосбережение и водоподготовка, 1998. № 3.
  61. Ю.Б., Яковлев А.В./Внедрение прогивоточной технологии ионирования на базе реконструкции установленного оборудованияЮнергосбережение и водоподготовка, 1998. № 1
  62. О.А., Рудай В. Н., Россина Н.Г./Оценка эффективности применения протекторной защиты оборудования водоподготовигельного тракта с помощью модельных расчетов//Теплоэнергетика, 1997. № 5.
  63. JI.M. Живилова, В.В. Тарковский/Система и средстваа втоматизации контроля водно-химического режима тепловых электростанций// Теплоэнергетика, 1998. № 7.
  64. Л.М.Живилова, К. Т. Слуицкая, В. А. Кузнецова и ^./Автоматизированная система химического контроля добавочной воды теплосети//Энергетик, 1998. № 2. — С.17−18.
  65. А.Ф. Голуб, А. Г. Муравьев //Противоточная технология планирования//. Машиностроитель, 2001, № 1, с. 14 -16.
  66. Д.А., Лилов Ю. М., Архипов A.M., Третьяков Ю.М./Влияние загрязнений экранных труб на тепловой режим топки и выход оксидов азотаЮлектрические станции, 2000. № 2.
  67. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод)/Под ред. М. В. Кузнецова и др. М.: Энергия, 1973.
  68. А.М., Липов Ю. М., Шлейфер Б.М./Расчет паровых котлов в примерах и задачах//М.: Энергоатомиздат, 1991.
  69. Пути повышения надежности водно химического режима и организации химического контроля в тепловых сетях больших городов/Электрические станции, 1999. — № 8. -С.29−31.
  70. А.Ф., Муравьев А.Г./Проект снабжения жилой зоны Великого Новгорода теплом, вырабатываемым Новгородской ТЭЦ//Региональные проблемы энергосбережения и пути их решения, 1999. Н. Новгород. С. 19−20.
  71. Гудзовский А.В./К расчету гидравлических сетей//Доклады академии наук, 1998. -Т358. № 6.
  72. Я.А., Старостенко Н.Н./Практическая методика качественной оценки надежности тепловых сетей при проектировании в условиях эксплуатации/ЛГеплоэнергетика, 1997. № 5. — С.30−33.
  73. А.М. Беляева Н.П./Предельные возможности процессов теплообмена//Теплоэнергетика, 1998. № 9. — С.53−55.
  74. Г. В., Красовский Б.МЖоличественная оценка надежности систем теплоснабжения//Системы централизованного теплоснабжения. М.: ВНИПИэнергоп., 1985.
  75. Н.А., Корюкова Л. В., Антропова О.А./Оценка эффективности работы деаэраторов в схеме подготовки для горячего водоснабжения// Электрические станции, 1998.-№ 10.-027−29.
  76. Андрющенко А.И./Сравнительная эффективность применения тепловых насосов для централизованного тегшоснабжения//Промышленная энергетика, 1997. № 6.
  77. Ю.М., Бухман Г. Д., Рябчиков А. Ю. и др.//Разрабогки, исследования и внедрения методов повышения эффективности и надежности теплообменных аппаратов, турбоустановок на ТЭС. Свердловэнерго//Элекгрические станции. 1997. № 5. — С.47.
  78. Ю.Г., Гришкова А. В., Красовский Б.М./Один из возможных способов повышения надежности теплоснабжения/ЛТермские строительные ведомости.
  79. В.В., Ершов Ю. А., Сотников И. А., Липец А. У., Бурняцкий Д. М., Моган С.И./Отбор высокопотенционального тепла от энергетических котлов// путь повышения эффективности электростанций//Теплоэнергетика, 1999. № 9. — С. 10−12.
  80. А.Ф., Попырин JI.C., Фаворский О.Н.- /Перспективные направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике России//Теплоэнергетика. 1997. № 2.
  81. Андрющенко А.И./Энергетическая эффективность промышленных блок ТЭЦ с ГТУ//Промышленная Теплоэнергетика, 1996. Т. 18. — № 3.
  82. B.C., Иванов B.JL, Шустров Д.Ю./Реконструкция теплофикационных паровых турбин надстройкой газотурбинными установками//Изв. Вузов. Машиностроение. 1997. № 1−3.
  83. Газовые турбины в электроэнергетике/Теплоэнергетика. 1996.-С.2.
  84. Бедров А./Охлаждение воздуха, засасываемого в ГТУ//Мировая электроэнергетика, 1996. -№ 3.
  85. Я.Б., Божинский В. П., Евланов В.С./Малая тепловая электростанция с парогазовой усгановкой//Изв. РАН. Энергетика, 1996. № 4.
  86. B.C. Варварский, В. И. Длугосельский, В. В. Грибов, Б.Л. Барогин/Исполь-зование ГТУ в системах централизованного теплоснабжения/ЛГеплоэнергетика, 1990. № 1. — С.63−67.
  87. И.А., Молодюк В. В., Хрилев Д.С./Определение экономической эффективности и областей применения газотурбинных теплофикационных установок средней и малой мощности//Теплоэнергетика. -1994. № 12.
  88. Костюк А.Г./Газовые турбины: состояние и перспекшвы//Энергия, экономика, технологии, экология. -1985. № 6.
  89. Крупнейшая в мире парогазовая ТЭЦ/Мировая электроэнергетика. 1996. — № 3.
  90. В.В., Баринберг Г.Д./Теплофикационные паровые турбины для реконструкции, расширения и создания новых ТЭЦ//Теплоэнергетика 1996. № 1. -С.40−45.148
  91. А.П., Сутоцкий Г. П., Василенко Г. В., Евтушенко В.М./Повышение надежности паровых теплообменных аппаратов ТЭЦ// Теплоэнергетика, 1999. № 1.
  92. А.Е., Бражников Т. В., Слипенький Р. Ф., Веремей А. Е. Результаты измерений концентраций оксидов азота в продуктах сгорания парогазовых установок Молдавской и Невинномысской ГРЭС. «Электрические станции», 1989 г, № 10
  93. TELEPERM ME. Open-Loop Control Modules// Manual Order N C79000-G8076-C446−04.
  94. TELEPERM ME. Closed-Loop Control Modules// Manual Order N C79000-G8076-C443−04.
  95. В.И., Гильде Е.Э./Теплофикационные 111 У с газовыми турбинами мощностью 2,5−25 МВт//Теплоэнергетика, 1997. № 12.
  96. А.Ф., Березинец П. А., Грибов В. Б. и др./Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ С.Петербурга. Статистические харакгеристики//Электрические станции, 1996. № 12. — С.9.
  97. Кузмичев Р. В ./Повышение экономичности и надежности ГТУШовышение надежности энергетических машин. Брянский технический университет, 1996.
  98. Ольховский Г. Г./Энергетические газотурбинные установки//М.: Энергоатомиздат, 1985.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!