Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Разработка способов повышения эффективности теплоэнергетического оборудования ТЭС Центра России

Диссертация: Разработка способов повышения эффективности теплоэнергетического оборудования ТЭС Центра России
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

На период до 2010 года структура топливного баланса теплоэнергетики Центра изменится в сторону снижения доли использования природного газа (с 85,6 до 78%). Однако это не коснется федеральных ТЭС, оборудование которых изначально было спроектировано на сжигание мазута и газа. Такие ТЭС (Костромская, Конаковская ГРЭС, ТЭЦ «Мосэнерго») будут работать на при6 родном газе. Для этих ТЭС актуальной… Читать ещё >

Разработка способов повышения эффективности теплоэнергетического оборудования ТЭС Центра России (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Глава II. ервая. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР СОСТОЯНИЯ И РАЗРАБОТОК ПО НАПРАВЛЕНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО ПЕРЕВООРУЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ЦЕНТРА РОССИИ
    • 1. 1. Проблема технического перевооружения электроэнергетики
    • 1. 2. Анализ направлений техперевооружения ТЭЦ
    • 1. 3. Задачи повышения эффективности действующего оборудования федеральных ТЭС Центра России
    • 1. 4. Обзор применения газотурбинных и парогазовых технологий в энергетике
    • 1. 5. Выводы по главе 1
  • Глава вторая. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПАРОВОГО КОТЛАТП-170 НА ПОНИЖЕННЫХ ПАРАМЕТРАХ ПЕРЕГРЕТОГО ПАРА
    • 2. 1. Составление расчетной схемы парового котла П
    • 2. 2. Формирование банка исходных данных
    • 2. 3. Анализ результатов расчета
      • 2. 3. 1. Анализ экономических показателей парового котла
      • 2. 3. 2. Анализ работы топочных экранов
      • 2. 3. 3. Анализ условий работы конвективного пароперегревателя
      • 2. 3. 4. Анализ условий работы водяного экономайзера
      • 2. 3. 5. Анализ условий работы воздухоподогревателя
    • 2. 4. Определение оптимальных условий работы парового котла ТП-170 при пониженных параметрах перегретого пара
      • 2. 4. 1. Определение граничных параметров рабочей среды при изменении паропроизводительности котла и поверхности нагрева пароперегревателя
      • 2. 4. 2. Расчетное исследование влияния поверхности нагрева пароперегревателя на особенности работы парового котла в пределах граничных значений паровой нагрузки
      • 2. 4. 3. Выбор оптимальной поверхности нагрева пароперегревателя котла с использованием технико-экономических расчетов
    • 2. 5. Оценка экономической эффективности перевода котлов на сниженные параметры острого пара
    • 2. 5. Выводы к главе 2
  • Глава третья. РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ВНЕДРЕНИЕ НОВЫХ СХЕМНЫХ РЕШЕНИЙ
    • 3. 1. Оценка целесообразности реконструкции блоков мощностью 300 МВт
    • 3. 2. Варианты модернизации и исходные данные
    • 3. 3. Оптимизация доли байпасирования ПВД
    • 3. 4. Сопоставление результатов расчетов с известными техническими решениями
    • 3. 5. Оценка показателей блока мощностью 300 МВт при работе с котлом, имеющим дополнительную поверхность экономайзера
    • 3. 6. Анализ эффективности работы энергоблока при пониженных электрических нагрузках и оптимальной доле байпасирования ПВД
    • 3. 4. Оценка эффективности технических мероприятий по замене питательных насосов и изменению тепловой схемы блока мощностью 1200 МВт
      • 3. 4. 1. Анализ работы питательных насосов
      • 3. 4. 2. Экономическая оценка эффективности замены питательного насоса
      • 3. 4. 3. Оценка модернизации схемы включения энергетических калориферов
    • 3. 5. Выводы к главе 3
  • Глава. четвертая. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ГАЗОТУРБИННЫХ И ПАРОГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ТЭС ЦЕНТРА РОССИИ
    • 4. 1. Пути повышения эффективности пиковых ГТ ТЭС
    • 4. 2. Выбор схемы отопительной ГТТЭЦ

Актуальность темы

Техническое перевооружение энергетики стало насущной задачей российской экономики. После десятилетнего спада начался рост промышленного производства и объемов потребления электроэнергии. В 90-е годы в стране практически не вводились новые генерирующие мощности, а действующее оборудование ТЭС морально и физически устарело. В ОЭС Центра около 47% оборудования ТЭС работает за пределами своего паркового ресурса. Ежегодное исчерпание паркового ресурса составляет около 2,5%. Из 35,3 млн кВт установленной мощности ТЭС Центра России до 2010 года за пределами паркового ресурса будет эксплуатироваться 20,3 млн кВт (57,3%), а для покрытия растущей электронагрузки требуется прирост мощности на 6 млн кВт. Прогнозируемое отставание ввода новых мощностей в Центре России уже через 2−3 года может привести к пороговой черте возможности покрытия максимумов суточной нагрузки и стать тормозом в развитии экономики.

Реструктуризация электроэнергетики и усиление рыночных отношений приводит к вытеснению с ФОРЭМ старых ТЭЦ с параметрами 10 МПа и ниже. Оборудование таких ТЭЦ имеет низкие показатели по выработке электроэнергии даже в теплофикационном режиме и неконкурентноспособно. Между тем количество таких ТЭЦ в городах центральной части России весьма велико, а значение их в теплоснабжении промышленных потребителей трудно переоценить. Поэтому на ближайшие 5−10 лет актуальным является определение роли и места таких ТЭЦ в энергетике страны. Решение должно быть таким, чтобы до момента технического перевооружения рассматриваемых ТЭЦ их работа оставалась прибыльной и надежной.

На период до 2010 года структура топливного баланса теплоэнергетики Центра изменится в сторону снижения доли использования природного газа (с 85,6 до 78%). Однако это не коснется федеральных ТЭС, оборудование которых изначально было спроектировано на сжигание мазута и газа. Такие ТЭС (Костромская, Конаковская ГРЭС, ТЭЦ «Мосэнерго») будут работать на при6 родном газе. Для этих ТЭС актуальной является задача повышения эффективности действующего оборудования на основе поиска технических решений по снижению до возможного технологического предела значений температур уходящих газов, а также по совершенствованию тепловых схем и вспомогательного оборудования.

Дальнейшее развитие отечественной энергетики невозможно без перехода к новым технологиям, основанным на газотурбинной технике. Проекты отечественных ПГ и ГТ ТЭС имеют недоработки, которые снижают эффективность применения бинарных циклов. Поэтому важным и актуальным являются анализ существующих и разработка новых технических решений при проектировании ПГ и ГТ ТЭС.

Актуальность темы

диссертации подтверждается тем, что основные разделы работы выполнялись в соответствии с научно-технической программой «Перспективные технологии производства тепловой и электрической энергии» П.Т.406.98/00.0017.98 и отраслевой программой «Концепция технического перевооружения электростанций, электрических сетей и подстанций напряжением 110 кВ и выше РАО „ЕЭС России“ и АО-энерго на период до 2015 года».

Цель работы: Разработка способов повышения эффективности теплоэнергетического оборудования ТЭС Центра России.

Для достижения указанной цели в работе решались следующие задачи:

1. Определение первоочередных направлений технического перевооружения ТЭС на период 5−10 лет на основе анализа состояния оборудования и прогнозов электронагрузок Центра России.

2. Оценка технической и экономической целесообразности перевода части котлов старых ТЭЦ с давления 10 на давление 4 МПа в условиях снижения производства на них электрической энергии и сохранении объемов выработки тепловой энергии. 7.

3. Исследование возможности перевода блоков 300 МВт с котлами ТГМП-314 в блоки повышенной эффективности с обоснованием выбора оптимальных технических решений.

4. Разработка новых способов производства электрической и тепловой энергии на пиковых газотурбинных ТЭС, а также способов повышения экономичности и надежности газотурбинных и парогазовых ТЭЦ.

Научная новизна работы представлена:

• результатами расчетного исследования тепловой эффективности перевода ТЭЦ с паровыми котлами ТП-170 с давления 10 на 4 МПа, зависимостями, обобщающими влияние основных режимных параметров на экономические показатели и конструктивные характеристики котлов;

• разработкой универсальной модели расчета показателей энергоблока мощностью 300 МВт с котлами ТГМП-314 при реконструкции его в блок повышенной эффективности и получением на основе результатов исследований математических зависимостей, позволяющих оценить влияние определяющих факторов на выходные параметры энергоблока при различных нагрузках;

• исследованием и обоснованием возможности перевода одноцелевых пиковых газотурбинных ТЭС в двухцелевой режим, обеспечиваемый включением в схему аккумуляторов теплоты;

• выявлением ограничений между давлением пара и температурой уходящих газов котла-утилизатора промышленной двухцелевой ГТ ТЭЦ.

Достоверность результатов и выводов работы обеспечиваются использованием классического балансового метода расчета тепловых схем ТЭС, нормативного метода расчета паровых котлов и подтверждаются соответствием полученных значений исследуемых параметров с данными других авторов, опубликованными в технической литературе. 8.

Практическая ценность работы состоит в решении ряда задач по эффективному использованию морально устаревшего оборудования и увеличению срока его эксплуатации, в частности:

• для ТЭЦ с котлами ТП-170 (на 10 МПа) предлагается их перевод в режим производственно-отопительной котельной на давление 4 МПа с улучшением удельных показателей по отпускаемой тепловой энергии;

• для энергоблоков Костромской ГРЭС с котлами ТГМП-314 предложена установка турбинного экономайзера в байпасе ПВД турбины К-300−23,5, обеспечивающая повышение КПД энергоблока на 0,22% с одновременным увеличением мощности турбины на 4,5%- а также в разработке технических предложений и рекомендаций по совершенствованию газотурбинных и парогазовых технологий на ТЭС Центра России.

Автор защищает:

•технические предложения по повышению эффективности морально устаревшего энергетического оборудования, выбор оптимальных режимов его работы и конструктивных параметров модернизации;

•расчетные модели и методики исследования технических возможностей повышения эффективности и результаты оптимизации режимов работы энергоустановок ТЭЦ и федеральных ТЭС, работающих за пределами паркового ресурса;

•результаты расчетного исследования технических возможностей эксплуатации котла ТП-170 на пониженных параметрах перегретого пара и математические зависимости, обобщающие влияние паропроизводительности котла и поверхности его пароперегревателя на давление питательной воды, КПД котла и расход сжигаемого топлива- 9.

•новую технологию производства электроэнергии и теплоты на пиковых газотурбинных ТЭС;

•способы повышения экономичности и надежности газотурбинных и парогазовых ТЭЦ, в том числе отопительных ГТТЭЦ и ПГТЭЦ и промышленных ГТТЭЦ.

Реализация результатов работы:

Результаты исследований технических возможностей перевода котлов ТП-170 с давления 10 на 4 МПа предложены для внедрения на Ивановской ТЭЦ-2.

Результаты разработок модернизации блоков 300 МВт с котлами ТГМП-314 в блоки повышенной эффективности, а также способы повышения экономичности тепловых схем предложены для реализации в ОАО «Костромская ГРЭС».

Личный вклад автора состоит:

• в анализе состояния и показателей работы оборудования ТЭС 19 АО-энерго, входящих в представительство «Центрэнерго»;

• разработке целей и задач по ряду направлений повышения эффективности действующего оборудования ТЭЦ и федеральных электростанций Центра России на основе его модернизации и совершенствования режимов эксплуатации на период до 2010 года;

• проведении расчетной оценки технической возможности, показателей и анализа технико-экономической эффективности перевода котлов ТЭЦ с давления 10 на 4 МПа;

• исследовании и оптимизации вариантов модернизации блоков 300 МВт с котлами ТГМП-314 в блоки повышенной эффективности;

• расчетной оценке совершенствования тепловой схемы блока 1200 МВт;

• разработке рекомендаций по повышению эффективности тепловых схем ГТ и ПГ ТЭС на основе теплотехнического анализа проектных решений.

Апробация работы:

Результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались:

• на международных научно-технических конференциях «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (IX, X Бенардосовские чтения, Иваново, 1999,2001 гг.);

• всероссийской научно-технической конференции «Передовой опыт и основные направления повышения эффективности и надежности ТЭС» (Волгоре-ченск, 1999 г.);

• второй региональной научно-технической конференции «Повышение эффективности теплоэнергетического оборудования» (ИГУЭ, Иваново, 2000 г.);

• семинарах для оперативного персонала ТЭС «Центрэнерго» в Институте повышения квалификации и переподготовки кадров (ИГЭУ, Иваново, 1998, 1999, 2002 гг.);

•научно-методическом семинаре кафедры ТЭС ИГЭУ (2002 г).

Публикации по работе:

Результаты диссертационной работы представлены в 19 публикациях, в том числе в монографии, 9 статьях, 2 докладах и 7 тезисах докладов НТК.

Структура и объем диссертации

:

Работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы. Основной материал изложен на 194 страницах машинописного текста, включает 109 рисунков, 38 таблиц.

Список литературы

включает 116 наименований.

5. ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ.

1. Выполнен комплекс научных исследований и технических разработок, направленный на повышение надежности и экономичности работы теплоэнергетического оборудования ТЭС Центра России.

2. Выполнен анализ технического состояния и показателей работы теплоэнергетического оборудования предприятий АО-энерго, входящих в представительство «Центрэнерго». Сделана оценка возможностей покрытия перспективных графиков электрических нагрузок генерирующими мощностями АО-энерго Центра России.

3. Расчетным путем доказана техническая и экономическая целесообразность перевода части котлов старых ТЭЦ с давления 10 на давление 4 МПа в условиях снижения производства на них электрической энергии и сохранении тепловой.

4. На примере Ивановской ТЭЦ-2 (топливо — природный газ и кузнецкий уголь) исследованы режимы работы поверхностей нагрева котла ТП-170 при сниженных параметрах пара в широком диапазоне паропроизводительностей. Установлены зависимости, обобщающие влияние основных режимных параметров на экономические показатели и конструктивные характеристики котлов.

Выполнены расчетные исследования по оптимизации поверхностей нагрева пароперегревателя для улучшения условий его работы при сниженных параметрах.

Экономия топлива от внедрения предлагаемого мероприятия, связанная со снижением потребления электроэнергии на питательные насосы, составляет более 7000 т условного топлива в год по одному котлу, что приводит к уменьшению себестоимости 1 Гкал на 10 рублей.

5. Проведены исследования по оценке тепловой эффективности перевода блоков 300 МВт с котлами ТГМП-314 в блоки повышенной эффективности путем установки турбинного экономайзера на байпасе ПВД между экономайзе.

187 ром и РВП котла Костромской ГРЭС. Установлена оптимальная величина бай-пасирования ПВД, равная 0,3, и определена необходимая поверхность теплообмена турбинного экономайзера. Показано, что его применение позволяетт снизить температуру уходящих газов со 140 до 108 °C, повысить мощность блока на 13,5 МВт, уменьшить удельный расход условного топлива на 1,6 г/(кВт-ч). Исследованы показатели котла, турбины и блока в режимах сниженных электрических нагрузок, на основе которых получены аналитические зависимости для их оценки.

6. На основе метода коэффициентов изменения мощности исследованы два способа повышения эффективности тепловой схемы блока 1200 МВт. Показано, что замена существующих питательных насосов на более экономичные насосы немецкой фирмы KSB позволит экономить в год с учетом режимов работы блока около 11 тыс т условного топлива в год, а переключение энергетических калориферов котла с пятого на шестой регенеративный отбор турбины еще 2,7 тыс условного топлива в год.

7. Разработана технологическая схема независимого производства электроэнергии и теплоты на ГТ ГРЭС без изменения исходного (пикового электрического) режима работы. Показано, что включение в технологическую схему аккумуляторов теплоты позволяет перевести ГТУ в двухцелевой режим.

8. Приведен анализ проектных ошибок по выбору тепловых схем отопительных ПТУ сбросного и утилизационного типов. Сформулированы технические предложения по повышению экономичности, гибкости и надежности серийных ГТ и ПГ ТЭЦ.

9 Предложена методика учета технических ограничений между давлением пара и температурой уходящих газов двухцелевой промышленной ГТТЭЦ.

10. На основе анализа проекта парогазовой ТЭЦ сбросного типа для Центра России ПГУ-40 предложена замена воздушных конденсаторов на водяные, что позволит поднять мощность ПТУ на 2,2 МВт и дать экономию условного топлива.

Показать весь текст

Список литературы

  1. А.Ф. Прогноз развития и реформа управления в электроэнергетике России // Известия РАН. Энергетика. 1993. № 6.
  2. Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020 года. М.: 1999 г.
  3. Программа действий по повышению эффективности работы т дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике РФ. М.:1998 г.
  4. И.М. и др. Перспективы развития Единой энергетической системы России на период до 2010 г. //Электр, станции. 1999. № 9. С.2−16.
  5. В.В., Вигура Н. М., Крайнов В. К., Лаврентьев В. М. Современное состояние и прогноз развития Объединенной энергосистемы Центра //Электр, станции. 1999. № 9. С. 16−27.
  6. А.Н. Проблемы технического перевооружения и продления ресурса оборудования электростанций //Электр, станции, 1999, № 9, с.16−27.
  7. Решение заседания НТС РАО «ЕЭС России» // Электрические станции, 1999, № 9, С.66−68.
  8. Анализ отрасли электроэнергетики. АО АК&М, вып. 390.
  9. С.Э. Экономика перспектив техперевооружения ТЭС и ГЭС России: основные положения // Электр, станции. 1997. № 9. С.72−76.
  10. Ю.Денисов В. И. ТЭЦ на рынках электрической и тепловой энергии //Электр, станции. 2000. № 7. С.2−7.
  11. А.Н., Романов A.A., Косинов Ю. П., Бржезянский С. Э. Проблемы технического перевооружения энергопредприятий РАО «ЕЭС России» и пути их решения //Электр, станции. 2000. № 1. С.55−59.
  12. В. М. Масленников В.М. О некоторых нетрадиционных подходах к разработке стратегии развития энергетики России //Теплоэнергетика, 2000, № 10. С.5−13.
  13. А.Д. Реализация программ модернизации оборудования и продления срока службы действующих ТЭС в США. //Энергетич. строительство за рубежом. 1986. № 1.
  14. Продление срока службы электростанций (ФРГ) //Экспресс-информация. Сер. Теплоэнергетика за рубежом. 1985, вып. 2.
  15. Продление срока службы ТЭС //Экспресс-информация. Сер. Теплоэнергетика за рубежом. 1989. Вып. 6.
  16. Канцедалов В.Г.,, Берлявский Г. П., Злепко В. Ф., Гусев В. В. Научное обоснование целевых перспективных программ продления срока службы189физически изношенного тепломеханического оборудования устаревших ТЭС // Электр, станции. 1999. № 2. С.2−11.
  17. Увеличение срока службы электростанций (Великобритания) //Экспресс-информация. Сер. Теплоэнергетика за рубежом, 1986, вып. 6.
  18. Продление срока службы электростанций на органическом топливе (США). //Экспресс-информация. Сер. Теплоэнергетика за рубежом. 1989. Вып. 2.
  19. Н.М., Белевич А. И. Развитие теплофикации в России //Электр, станции. 1999. № 10. С.2−8
  20. Я.А. Развитие теплофикации в России в среднесрочной перспективе //Электр, станции. 1999. № 10. С.9−12.
  21. В.А. О концепции теплофикации //Электр станции. 1999. № 10.
  22. Практические рекомендации по оценке эффективности и разработке проектов и бизнес-планов в электроэнергетике. РАО ЕЭС России. М:. 1977.-290 с.
  23. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования (утверждены Госстроем России).-М:.НПКВЦ «Теринвест», 1994
  24. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. Утверждено Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике. 21.06.1999.
  25. М. Анализ экономической эффективности капиталовложений: Пер. с англ.-М:.ИНФРА -М, 1996. 432 с.
  26. В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике: Методы сравнения вариантов.-М.: Энергоатомиздат, 1985.-216с.
  27. Р. Проектирование развития электроэнергетических систем: Пер с англ.-М.: Энергоиздат, 1982.-360с.
  28. Инструкция по определению экономической эффективности капитальных вложений в развитие энергетического хозяйства. Утв. Министерством энергетики и электрификации СССР 20 июня 1972 г. М.: Энергия, 1973.
  29. Инструкция по определению экономической эффективности организационно-технических мероприятий, проводимых на энергопредприятиях. Утв. Министерством энергетики и электрификации СССР 21 февраля 1989 г. М., 1989.
  30. А.И. О моральном износе объектов электроэнергетики //Электр.станции. 1997. № 9. С.68−72.
  31. В.В., Бормотова З. Г. Экономические проблемы износа оборудования электрических станций // Электр, станции, 1997, № 9, С.-64−67 .190
  32. В.В., Бородкин Ю. Д., Пейсахович В. Я. О замыкающих затратах на топливо и энергию в новых условиях развития энергетики страны //Электр, станции. 1990. № 7. С .9−11.
  33. Е.В. Стоимостные оценки в расчетах экономической эффективности хозяйственных решений в энергетике // Электр, станции. 1990. № 7. С. 11−15.
  34. Руководящие указания к использованию замыкающих затрат на топливо и электрическую энергию. М.: Наука, 1974.
  35. Методические вопросы оценки вариантов в планировании топливно-энергетического комплекса. Изв. АН СССР. Экономика. 1987. № 4.
  36. В.В. Проблема измерения затрат и результатов при оптимальном планировании. М.: Экономика, 1967.
  37. Вааг JL, Захаров С. Методы экономической оценки в энергетике. М.: Гос-энергоиздат, 1962
  38. В.И. Замыкающие затраты: экономический смысл и перспективы их применения в новых условиях хозяйствования //Электр, станции. 1990. № 7. С. 16−21.
  39. И.Д. К дисскусии по замыкающим затратам на топливо и энергию // Электр, станции. 1991. № 7. С.80−81.
  40. JI.C. Методические рекомендации по технико-экономическому обоснованию проектных решений по энергообъектам при неоднозначности исходной информации//Электр, станции. 1989. № 3. С.8−13
  41. Е.А., Кожов К. Б., Мардар Л. И., Мезенцев П.Б, Мызин АЛ. Методы системного анализа эффективности технического перевооружения тепловых электростанций //Электр, станции. 1997. № 11. С.2−9.
  42. Основные положения Энергетической стратегии России на период до 2020 года (первая редакция). Институт энергетической стратегии Минтопэнерго России. М.: Минтопэнерго. 1999. 120 с.
  43. Стырикович М. А, Катковская К. Я., Серов Н. П. Парогенераторы электростанций. М.-Л.: Энергия, 1966.
  44. A.C., Шелыгин Б. Л. Тепловой расчет парового котлас естественной циркуляцией на ЭВМ ЕС /Методич. указания. Иван, энерг. ин-т.-Иваново, 1989.
  45. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) //Под ред. Н. В. Кузнецова, В. В. Митора, И. Е. Дубовского, Э. С. Карасиной. М.:Энергия, 1973.
  46. Гидравлический расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) /Под ред. В. А. Локшина, Д. Ф. Петерсона, А. Л. Шварца. М.: Энергия, 1978.
  47. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник /Под общ. ред. В. А. Григорьева, В. М. Зорина.-2-e изд. перераб.-М.:Энергоатомиздат, 1989.
  48. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей /М-во энергетики и электрификации СССР. 14-е изд., перераб. и доп. — М.: Энер-гоатомиздат, 1989.191
  49. И., Лезнов А., Перевертайло В. От энергетики газовой промышленности в энергетику России // Газотурбинные технологии. № 4, 2000 г., С. 8−11.
  50. Я.М., Щепетильников М. И. Исследование реальных тепловых схем ТЭС и АЭС. M.: Энергоатомиздат, 1982. 272 с.
  51. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей / М-во энергетики и электрификации СССР. 14-е изд., перераб. и доп. — M.: Энергоатомиздат, 1989.
  52. В.Я. Тепловые электрические станции. -M.-JL: Энергия, 1967.
  53. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник /Под общ. ред. В. А. Локшина, Д. Ф. Петерсона, А. Л. Шварца. M.: Энергия, 1978.
  54. Живучесть стареющих тепловых электростанций /Под ред. Дьякова и Ю. Л. Израилева. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000. 560 с.
  55. Т.И. Повышение экономической эффективности и экологической безопасности тепловых электрических станций (на примере Рязанской ГРЭС). Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук, Новомичуринск, 2000.
  56. ДвойнишниковВ.А., Шумилов Т. И. Экономическая целесообразность байпасирования ПВД в блоках 300 МВт Рязанской ГРЭС // Вестник МЭИ.1999, № 4.
  57. Котлы большой мощности. Каталог 13−80. НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ. Москва, 1980.
  58. В.Л., Ривкин A.C., Шелыгин Б. Л. Тепловой поверочный расчет паровых котлов на ЭВМ ЕС. //Методич. указания. Иван, энерг. ин-т. Иваново, 1989.
  59. Свидетельство № 2 001 610 332 об официальной регистрации программы для ЭВМ. Моделирование и расчет тепловых схем ТЭС и АЭС /А.В.Мошкарин, В. А. Семашко, Е. В. Полежаев, A.B. Полежаев. //Роспатент, 2001.
  60. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / Под ред. Кузнецова Н. В., Митора В. В., Дубовского И. Е., Карасиной Э. С. М.: Энергия, 1973.
  61. И.Я. Защита воздушного бассейна при сжигании топлива. Л.: Недра, 1977.
  62. Л.А., Волков Э. П., Покровский В. И. Охрана водного и воздушного бассейнов от выбросов тепловых электростанций. М.: Энергоиздат, 1981.
  63. В.Я., Князев A.M., Куликов В. Е. Режимы работы и эксплуатации ТЭС: Учебник для вузов. М.: Энергия, 1980.
  64. М.А. Технико-экономические основы проектирования ТЭС / Учебное пособие: Курс лекций. Иваново: Иван, энерг. ин-т, 1983.
  65. Энергоблоки повышенной эффективности /М.А. Старикович, Л. П. Сафонов, А. П. Барсенов и др. //Теплоэнергетика. 1996. № 5.
  66. Baner Von G., Lankes F. Erhohung des Blockwizkugsgrades durch Abgaswormenutzang Simens AG VGB //Kraftwerktstechnik. 1997. 77. H 5.192
  67. О модернизации газомазутных блоков /М.А.Стырикович, А. П. Берсенев, В. В. Гордеев, А. У. Липец //Энергетик. 1996. № 6.
  68. Некоторые пути совершенствования котла и энергоблока на суперсверх-критические параметры пара /А.У. Липец и др. //Теплоэнергетика. 1998. № 6.
  69. Т. Газовые турбины. М.: Машгиз, 1947. 158 с.
  70. Г. Г. Энергетические газотурбинные установки. М.: Энерго-атомиздат, 1985. 304 с.
  71. Теплоэнергетика за рубежом, экспресс-информация, вып. 1−24, 19 861 991 гг.
  72. .В. Тепловые электрические станции. М.: Энергия, 1974, -224 с.
  73. Г. Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России. Теплоэнергетика. № 1. 1999. С.2−9.
  74. А.Ш. Одновальные парогазовые установки //Теплоэнергетика. 2000. № 12. С.69−73.
  75. Новая газотурбинная ТЭЦ в г. Электростали. Новые технологии Мосэнерго, 2001 г., 8 с.
  76. Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых установок электростанций. С. В. Цанев, В. Д. Буров, С. Н. Дорофеев и др. Учебное пособие. МЭИ, 2000. 72 с.
  77. Газотурбинная ТЭЦ (США). Теплоэнергетика за рубежом, Экспресс информация, вып. 1, 1991. С. 14−16.
  78. Работа ТЭЦ в объединенных энергосистемах. Под ред. В. П. Корытникова, М.: Энергия, 1976.216 с.
  79. ТЭО расширения Костромской ТЭЦ-2. Зарубежэнергопроект, 1998, т.1.
  80. Юго-Западная отопительная котельная с установкой 4-х ПГУ в г. Владимире. ДнепрНИПИЭнергопром, т.1, 1994.
  81. Р.И. Разработка теплофикационных бинарных установок и исследование технологии их эксплуатации. Диссертация ВТИ, 1998, 63 с.
  82. ПГУ мощностью 225 МВт (Нидерланды)// Экспресс-информация. Теплоэнергетика за рубежом. Вып. 9. 1990. С.7−10.
  83. Парогазовая ТЭЦ (Финляндия). //Экспресс-информация. Теплоэнергетика за рубежом. Вып.8, 1989. С.6−9.
  84. Концепция технологического перевооружения электрических станций, электрических сетей и подстанций напряжением 110 кУ и выше (ЕЭС России) и АО Энерго на период до 2015 г. АО ТЭП, 2002 г. 253 с.
  85. А.Н., Якопсон М. В. Экономическая эффективность использования тепла уходящих газов пиковой газотурбинной установки. //Труды института «Промэнергопроект». 1974. № 6. С. 102−107.
  86. Г. П. К методике расчета показателей энергоэффективности газотурбинных ТЭЦ //Теплоэнергетика. 2001. № 8. С.60−64.
  87. Разработка теплосиловой станции, снабженной газовой турбиной советского производства типа ГТ-45 мощностью 45 МВт и котлом венгерского про193изводства для использования тепла в парниковом режиме. Будапешт. Институт энергохозяйства, 1977.
  88. М.А., Зорин М. Ю. Учет технических ограничений при расчете утилизационных теплообменников с фазовым переходом. Моделирование процессов в теплотехнологических установках. Межвузовский сборник научных трудов. Иваново, 1990 г. С.71−76.
  89. Использование газотурбинных технологий /А.А.Иноземцев, А. А. Васильев, И. Н. Шубин и др. //Энергосбережение. 2001. № 2. С.64−66.
  90. А.И. Системная эффективность бинарных ПГУ-ТЭЦ. //Теплоэнергетика. 2000. № 12. С. 11−15.
  91. А.И. Экономическая эффективность бинарных ПГУ-ТЭЦ //Промышленная энергетика. 2000. № 3.
  92. В.И., Земцов A.C. Эффективность использования теплофикации газотурбинных и парогазовых технологий //Теплоэнергетика. 2000. № 1.
  93. И.А., Хрилев Л. С. Определение эффективности ввода ГТ агрегатов на площадках действующих котельных //Теплоэнергетика. 2000. № 12.
  94. A.B., Смирнов A.M., Ананьин В. И. Состояние и перспективы развития энергетики Центра России. Под ред. А. В. Мошкарина. Ивпан. Гос. энерг. ун-т, Иваново. 2000, 192 с. (Монография).
  95. Ю.Ф., Петров Р. В., Ананьин В. И. Проблемы тарифной политики в электроэнергетике //Там же. С.73−75.
  96. В.И., Крайнов А. К., Мошкарин A.B. Перспективы развития электроэнергетики Центра //Там же. С. 4.
  97. A.B., Шелыгин Б. Л., Ананьин В. И. Оценка возможности перевода Ивановской ТЭЦ-2 на работу в режиме производственно-отопительной котельной //Там же. С. 16.
  98. В. И. Колибаба В.И., Инвестиции как определяющий фактор эффективности работы электростанций Центрэнерго // Там же. С. 57.
  99. A.B., Шелыгин Б. Л., Ананьин В. И. Оценка эффективности реконструкции газомазутных блоков 300 МВт Костромской ГРЭС //Энергосбережение и водоснабжение, № 4, 2001. С.40−48.
  100. A.B., Шелыгин Б. Л., Ананьин В. И. Расчетный анализ технической возможности эксплуатации парового котла ТП-170 на пониженных параметрах перегретого пара //Энергосбережение в Поволжье, 2001, № 1. С.34−37.
  101. A.B., Шелыгин Б. Л., Ананьин В. И. Оценка технической возможности эксплуатации парового котла ТП-170 на пониженных параметрах перегретого пара //Электр, станции, 2001, № 12. С.8−12.
  102. A.B., Таран O.E., Ананьин В. И., Полежаев Е. В. Оценка эффективности технических мероприятий совершенствования тепловой схемы блока 1200 МВт //Известия Академии промышл. экологии. 2002. № 1. С.
  103. М.А., Ананьин В. И. Перспективные газотурбинные и парогазовые технологии в Центре России //Вестник ИГЭУ, 2002, № 1. С. 15−18.
  104. Мошкарин А. В, Шелыгин Б. Л., Ананьин В. И. Оценка эффективности реконструкции газомазутных блоков 300 МВт Костромской ГРЭС //Там же, С.19−26.
  105. A.B., Таран O.E., Ананьин В. И. Оценка тепловой эффективности модернизации питательных насосов блока 1200 МВт //Там же. С.27−30.
  106. В.И., Мошкарин A.B., Шелыгин Б. Л. Определение оптимальных условий работы парового котла ТП-170 при пониженных параметрах перегретого пара /Там же. Раздел 4.4. С. 140−164.
  107. Энергетический ежегодник: Вып.1 /Под. Ред. А. В. Мошкарина. Иваново: РЭК-ИГЭУ, 1997. 140 с.
  108. В.И. Показатели работы тепловых электростанций по представительству «Центрэнерго» //Тез. докл. МНТК «Состояние и перспективы развития электротехнологии «IX Бенардосовские чтения», ИГЭУ, 1999. С. 125.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!