Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Технико-экономическая оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок для условий России

Диссертация: Технико-экономическая оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок для условий России
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Проведено оптимизационное исследование термодинамических параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС. Установлено, что максимум полезной удельной мощности паровой турбины достигается на границах рассматриваемого диапазона изменения температуры уходящих газов ГТУ (640°С), давлении острого пара (190 бар) и при значении температуры перегретого пара высокого давления и промперегрева равной 545 °C составляет… Читать ещё >

Содержание

  • СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ
  • ВВЕДЕНИЕ
  • ГЛАВА 1. ОПТИМИЗАЦИЯ И РАЗРАБОТКА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ-КЭС С КУ В РОССИЙСКОЙ И ЗАРУБЕЖНОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ
    • 1. 1. Перспективы развития энергетики на базе парогазовых технологий в России
    • 1. 2. Тепловые схемы парогазовых установок с котлом-утилизатором в российской и зарубежной энергетике
    • 1. 3. Опыт внедрения ПГУ-КЭС с России
    • 1. 4. Обзор работ по исследованию и оптимизации параметров и структуры ПГУ-КЭС с КУ
    • 1. 5. Постановка задачи и цели исследования
  • ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕХНИЧЕСКО ЭКОНОМИЧЕСКОГО ИССЛЕДОВАНИЯ И ОПТИМИЗАЦИИ ТЕПЛОВЫХ СХЕМЫ ПГУ-КЭС С КУ ТРЕХ ДАВЛЕНИЙ
    • 2. 1. Особенности тепловых схем ПГУ-КЭС с котлами-утилизаторами трех давлений и пути их совершенствования
    • 2. 2. Основные положения методики оптимизации показателей тепловой экономичности тепловой схемы ПГУ-КЭС
      • 2. 2. 1. Выбор оптимизируемых показателей тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ
      • 2. 2. 2. Выбор целевой функции оптимизации тепловой схемы парогазовой установки
      • 2. 2. 3. Методика оптимизационного расчета и исследования тепловой схемы ПГУ-КЭС
      • 2. 2. 4. Алгоритм оптимизационного расчета и исследования тепловой схемы парогазовой установки
      • 2. 2. 5. Разработка компьютерной программы оптимизации термодинамических параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений и промежуточным перегревом пара
    • 2. 3. Основные положения методики исследования экономического окружения ТЭС
      • 2. 3. 1. Исследуемые показатели ТЭС
      • 2. 3. 2. Методика экономического исследования окружения ТЭС
      • 2. 3. 3. Алгоритм экономического исследования окружения ТЭС
    • 2. 4. Основные положения методики технико-экономического оптимизационного исследования тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ
      • 2. 4. 1. Методика технико-экономического оптимизационного исследования тепловой схемы парогазовой установки
      • 2. 3. 2. Алгоритм технико-экономического оптимизационного исследования тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ
  • ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ-КЭС С КУ ТРЕХ ДАВЛЕНИЙ И ПРОМЕЖУТОЧНЫМ ПЕРЕГРЕВОМ ПАРА
    • 3. 1. Исследование результатов оптимизации термодинамических параметров тепловой схемы трехконтурной ПГУ-КЭС с КУ и промежуточным перегревом пара
      • 3. 1. 1. Проверка оптимальности результатов расчета оптимизационной программы
      • 3. 1. 2. Исследование влияния значения давления пара в контуре высокого давления на оптимум термодинамических параметров тепловой схемы трехконтурной ПГУ-КЭС с КУ и промежуточным перегревом пара
      • 3. 1. 3. Исследование влияния температуры уходящих газов на оптимальные комбинации термодинамических параметров тепловой схемы трехконтурной ПГУ-КЭС с КУ и промежуточным перегревом пара
    • 3. 2. Результаты оптимизации термодинамических параметров тепловой схемы трехконтурной ПГУ-КЭС с КУ для условий регионов «Центр» и «Урал»
    • 3. 3. Экономическое исследование окружения энергообъекта
      • 3. 3. 1. Исследование экономического окружения энергообъекта для региона «Центр»
      • 3. 3. 2. Исследование экономического окружения энергообъекта для региона «Урал»
      • 3. 3. 3. Анализ и сравнение экономического окружения энергообъекта для региона «Центр» и для региона «Урал»
    • 3. 4. Выводы по третьей главе
  • ГЛАВА 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПГУ-КЭС С КУ
  • ТРЕХ ДАВЛЕНИЙ ДЛЯ УСЛОВИЙ РОССИИ
    • 4. 1. Технико-экономическая оптимизация параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений для регионов «Центр» и «Урал»
      • 4. 1. 1. Технико-экономическая оптимизация минимальных температурных напоров в испарительных поверхностях КУ для региона «Центр»
      • 4. 1. 2. Технико-экономическая оптимизация минимальных температурных напоров в испарительных поверхностях КУ для региона «Урал»
      • 4. 1. 3. Технико-экономическая оптимизация параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений для региона «Центр»
      • 4. 1. 4. Технико-экономическая оптимизация параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений для региона «Урал»
    • 4. 2. Сравнение результатов технико-экономической оптимизации параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений
    • 4. 2. Выводы по четвертой главе
  • ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

Технико-экономическая оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок для условий России (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Сегодня основу (более 60%) российской энергетики составляют паротурбинные ТЭС, которые работают со средним КПД 36%. В последнее десятилетие в России на ТЭС стали применяться парогазовые технологии, которые позволяют достичь КПД 50% и выше, так в 2011 г. на ТЭЦ-26 ОАО «Мосэнерго» введен в эксплуатацию энергоблок с самым высоким в России КПД (примерно 57%). Однако в ведущих промышленно-развитых странах фирмами General Electric, Siemens уже реализованы проекты ТЭС с КПД более 60%. Данные ТЭС базируются на высокотемпературных газотурбинных установках (ГТУ) с КПД 40% и выше, которые российскими энергомашиностроительными фирмами не производятся, и не будут производиться в ближайшее время. В настоящее время в связи с переходом к новым экономическим отношениям (рыночной экономике) российская энергетика потеряла передовые позиции в энергомашиностроении и в освоении новых технологий Подавляющее большинство построенных в России с 2000 г. парогазовых ТЭС базируются на ГТУ зарубежного производства. Для ликвидации отставания России в создании новых ГТУ в 2011 г. созданы два совместных предприятия с фирмами General Electric и Siemens по производству ГТУ различного типа. Наметившаяся тенденция экономического роста России требует от энергетиков ускоренного внедрения новых мощностей как на основе паротурбинных установок на ССКД, так и на основе парогазовых установок.

Важнейшими задачами сегодняшнего дня являются поиск оптимальных тепловых схем и параметров теплоносителей и создание инструментов для совершенствования процесса их нахождения, детальный критический анализ зарубежного и отечественного опыта внедрения и проектирования парогазовых установок для обеспечения высокой тепловой и экономической эффективности. Трудности с внедрением, проектированием и дальнейшим обеспечением высокой тепловой и экономической эффективности связаны с тем, что часть основного оборудования — газотурбинные установки и паротурбинные установки с их вспомогательными системами, будут поставляться зарубежными фирмами-поставщиками, а остальное оборудование, в том числе паровые котлы-утилизаторы, будут проектироваться и производится российскими фирмами. При этом стоит отметить, что в отличие от блоков ПГУ-450Т и ПГУ-450 (двухконтурные дубль-блочные ПГУ без промежуточного перегрева пара на базе ГТУ типа ГТЭ-160) по которым в России накоплен достаточный опыт, и выбор основных параметров не вызывает у проектировщиков больших затруднений, опыта по проектированию парогазовых блоков ПГУ-400 (трехконтурные моноблочные ПГУ с промежуточным перегревом пара на базе современных зарубежных ГТУ 5-ого и 6-ого поколений) в российской энергетике недостаточно.

Даная работа посвящена технико-экономической оптимизации параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок для условий России. В работе дан анализ перспектив развития энергетики на базе парогазовых технологий в России, проведен обзор опыта внедрения ПГУ-КЭС в России, дан критический анализ тепловых схем трехконтурных ПГУ-КЭС с промежуточным перегревом пара, на основе которого была сформирована тепловая схема для последующего оптимизационного исследования. Для решения поставленных в работе задач оптимизационных исследований были внесены дополнения в ранее применяемые методики оптимизационных исследований тепловых схем, были применены современные методы решения оптимизационных задач, а так же были проведены комплексные технико-экономические оптимизационные исследования. Дополненные автором методики оптимизационного исследования позволили создать программный комплекс для решения задач поиска оптимума термодинамических параметров тепловой схемы. Функционал разработанного программного комплекса широко востребован в современной динамично-развивающейся энергетике, но отсутствует в имеющихся на сегодняшнее время российских и зарубежных программных комплексах [7,10,22]. Также в работе автором дополнена методика технико-экономического оптимизационного исследования энергоблоков КЭС, и с применением этой методики автором проводится технико-экономическое исследование на примере энергоблока ГТГУ-КЭС для условий России для двух регионов размещения энергообъекта — «Центр» (г.Москва) и «Урал» (г.Уфа).

Работа выполнена под руководством кандидата технических наук, доцента кафедры ТЭС ФГБОУ ВПО «НИУ «МЭИ», научного руководителя НИЛ «ГТУ и ПТУ ТЭС» Бурова Валерия Дмитриевича, которому автор выражает глубокую благодарность.

Автор выражает благодарность и признательность профессору кафедры ТЭС «НИУ «МЭИ», кандидату технических наук Цаневу Стефану Вичеву, доценту кафедры ТЭС «НИУ МЭИ», кандидату технических наук Дудолину Алексею Анатольевичу, доценту кафедры ТЭС «НИУ «МЭИ», кандидату технических наук Макаревич Елене Владимировне за ценные замечания, советы и консультации при выполнении диссертационной работы.

Автор благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПТУ ТЭС» за помощь и ценные замечания при написании работы, а также сотрудников кафедры ТЭС «НИУ «МЭИ» за ряд сделанных важных и полезных рекомендаций.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ.

По диссертационной работе можно сделать следующие выводы.

1. Проведен анализ различных вариантов тепловых схем ПГУ-КЭС с КУ трех давлений и промежуточным перегревом пара, и определена оптимальная структура тепловой схемы ПГУ с КУ трех давлений и промежуточным перегревом пара.

2. Внесены дополнения в методические основы и алгоритмы расчета и оптимизации тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений и промежуточным перегревом пара. Адаптирован для решения задач оптимизации термодинамических параметров модернизированный генетический алгоритм.

3. На основе дополненных и адаптированных методик и алгоритмов создан программный комплекс для оптимизации термодинамических параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС с КУ трех давлений и промежуточным перегревом пара. Созданный программный комплекс прошел регистрацию в Роспатент.

4. Проведено оптимизационное исследование термодинамических параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС. Установлено, что максимум полезной удельной мощности паровой турбины достигается на границах рассматриваемого диапазона изменения температуры уходящих газов ГТУ (640°С), давлении острого пара (190 бар) и при значении температуры перегретого пара высокого давления и промперегрева равной 545 °C составляет 24,88 МВт/(кг/с).

5. Установлено, что с ростом температуры уходящих газов, увеличиваются оптимальные значения давлений в контурах среднего и низкого давления. Максимум полезной удельной мощности паровой турбины (24,88 МВт/(кг/с)) достигается при температуре уходящих газов ГТУ (640°С), давлении острого пара (190 бар) и давлениях пара среднего давления 49,50 бар и низкого давления 3,63 бар

6. Предложена методика анализа экономического окружения энергообъекта, позволяющая усовершенствовать технико-экономическую оптимизацию энергообъекта ТЭС, а также позволяющая проводить предварительную оценку экономической эффективности различных вариантов реализации энергообъекта.

7. Разработана методика технико-экономического оптимизационного исследования параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС с применением разработанных автором методик оптимизации термодинамических параметров и методики анализа экономического окружения ТЭС.

8. Проведено технико-экономическое оптимизационное исследование параметров тепловой схемы ПГУ-КЭС на примере ПГУ-КЭС на базе ГТУ типа SGT5-4000 °F для регионов «Центр» и «Урал». Оптимальная комбинация значений минимальных температурных напоров для испарительных поверхностей КУ для региона «Центр (0Ивд = 17 °C, 0иСд = 10 °C, 0инд= Ю°С) и региона «Урал» (0ивд= 15 °C, 0исд= 9 °C, 0инд = 8°С) позволяют снизить капитальные затраты относительно «базового» варианта для региона «Центр» на 1 080,22млн.руб, и для региона «Урал» на 1 150,04 млн руб., увеличив ЧДД блоков на 297,42 млн руб. и 331,57 млн руб. соответственно.

Показать весь текст

Список литературы

  1. , A.A. Таблицы теплофизических свойст воды и водяного пара: Справочник. Рег.Гос.службой стандартных справочних данных. ГСССД Р-776−98. М.: Издательство МЭИ, 1999 г. — 168с.
  2. , А.И. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС. / А. И. Андрющенко, A.B. Замачинский, В. А. Понятов М.: Высшая школа, 1974 г. -280с.
  3. , А.И. Парогазовые установки электростанций (термодинамический и технико-экономический анализ циклов и тепловых схем) // А. И. Андрющенко, В. И. Лапшов Л.: Энергия. — 1965 г. — 248с.
  4. , Л.В. Комбинированные установки с газовыми турбианми / Л. В. Арсеньев, В. Г. Тырышкин. Л.: Машиностроение. Ленинградское отделение, 1982 г.-247с.
  5. , Л.В. Газотурбинные установки. Конструкции и расчет: Справочное пособие. // под.общ.ред. Л. В. Арсеньева и В. Г. Тырышкина. Л.: Машиностроение, 1978 г.-232с.
  6. Аэродинамический расчет котельных агрегатов (нормативных метод). М.: Энергия, 1977 г.
  7. Базовая парогазовая установка SCC5-4000 °F 1S // Siemens AG, Fossil Power Generation Division, German, 2010.
  8. , В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. Санкт-Петерберг: Издательство СПбГТУ, 1997 г. — 295с.
  9. , Е.С. Обзор программных комплексов для расчета тепловых схем ТЭС, АЭС и ПГУ./ Е. С. Белов, O.A. Беляева, Д. Д. Лебедев, Н. С. Асташов //
  10. Региональная научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2012». Т. 1.4.1. Иваново: ФГБОУ ВПО Ивановский государственный энергетический университет им. В. И. Ленина, 2012. — с.52
  11. , П. А. Анализ схем бинарных ПГУ на базе перспективной ГТУ / П. А. Березинец, М. К. Васильев, Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1999 г. -№ 1. — С. 15−21.
  12. , П.А. Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности / П. А. Березинец, М. К. Васильев, Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1999 г. — № 1. — С. 15−21.
  13. , П.А. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий / П. А. Березинец, Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2001 г. — № 6. — С. 11−20.
  14. В.Д. К вопросу об оптимизации параметров мощных парогазовых энергоблоков / В. Д. Буров, Г. В. Сойко, Д. А. Ковалев // Энергосбережение и водоподготовка. 2012. — № 6. — С. 6−11.
  15. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года. Министерство энергетики Российской Федерации. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике. Москва, 2012г
  16. , В.Б. Об оптимизации схем и параметров ПГУ с котлом-утилизатором // Энергетическое строительство. 1995 г. — № 3. — С. 56−63.
  17. , A.B. Оптимизация параметров тепловых схем конденсационных и теплофикационных ПГУ с котлами-утилизаторами трех давлений / A.B. Девянин, C.B. Цанев, В. Д. Буров // Энергосбережение и водоподготовка. 2009 г. — № 1. — С.23−27.
  18. , A.B. Оптимизация параметров тепловых схем трехконтурных парогазовых установок : автореф. дис. .канд.тех.наук: 05.14.14 / Девянин Алексей Вячесловович. М., 2009. — 20с.
  19. , Г. И. Расчет котельных агрегатов с использованием современных программных продуктов : учеб. пособие / Г. И. Доверман и др. -ИГЭУ Иваново.: УИУНЛ ИГЭУ, 2007. — 220с
  20. , Ю.Б. Согласованная оптимизация параметров цикла ГТУ и ПГУ и параметров охлаждаемой проточной части газовой турбины : автореф. дис.. .канд.техн.наук: 05.14.01 / Захаров Юрий Борисович. Иркутск, 2012. — 25с.
  21. , В.А. Комбинированные парогазовые установки и циклы. М. Л. Минск, 1990 г.-20с.
  22. Каталог газотурбинного оборудования / Газотурбинные технологии. Специализированный информационно-аналитический журнал. М., 2012 г. — 208с.
  23. Каталог энергетического оборудования 2012 г. Том.1. Каталог газотурбинного оборудования / Газотурбинные технологии. Специализированный информационно-аналитический журнал. М., 2012 г. — 384с.
  24. , В.А. Техническая термодинамика. / В. А. Кириллин, В. В. Сычев, А. Е. Шейндлин. М.:Энергия. — 1968 г. — 472с.
  25. , A.M. Методы оптимизации сложных энергетических систем / A.M. Клер, Н. П. Деканова, Т. П. Щеголева и др. Новосибирск. :Наука, 1993 г. — 116с.
  26. , A.B. Теплоэнергетика и теплотехника : Общие вопросы: Справочник / под общ.ред. A.B. Клименко и В. М. Зорина. М.: Издательство МЭИ, 2007. — 528 с.
  27. , A.B. Теплоэнергетика и теплотехника : Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / под общ.ред. A.B. Клименко и В. М. Зорина. М.: Издательство МЭИ, 2007. — 648 с.
  28. , В.В. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов / В. В. Косов, В. Н. Лившиц, А. Г. Шахназаров и др. -М.:ОАО «НПО «Издательство «Экономика», 2000. 241с.
  29. , А.Г. Турбины тепловых и атомных электрических станций / А. Г. Костюк, В. В. Фролов, А. Е. Булкин, А. Д. Трухний. М.: Изд-во МЭИ, 2001 г. -488с.
  30. , Н.В. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / под.ред. Н. В. Кузнецова. М.: Энергия, 1973. — 296 с.
  31. , Ю.Н. Стратегическое направление и приоритеты развития энергетики // Эффективное оборудование и новые технологии в российскую энергетику: сб.докл. под об.ред. Г. Г. Ольховского. М.:АООТ «ВТИ», 2001 г. — С.4−14.
  32. , Ю.М. Котельные установки и парогенераторы / Ю. М. Липов, Ю. М. Третьяков. Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. — 592с.
  33. , Т.С. Исследование влияния разделительного давления на экономичность и надежность трехконтурных ПТУ с промежуточным перегревом пара / Т. С. Лукьянова, А. Д. Трухний // Теплоэнергетика. 2011. — № 3. — С.67−73.
  34. , Т.С. Исследование влияния параметров паротурбинного цикла на экономичность трехконтурной ПГУ с промежуточным перегревом пара / Т. С. Лукьянова, А. Д. Трухний // Теплоэнергетика. 2012. — № 3. — С.67−71.
  35. Т.С. Расчет тепловых схем трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара и их исследование : автореф. дис.. .канд.техн.наук: 05.04.12 / Лукьянова Татьяна Сергеевна. М., 2012. — 20с.
  36. , Б.И. Задачи оптимизации и инженерные методы их решения / Б. И. Мжельский, В. А. Мжельская. М.: Изд-во. 1995 г. — 44с.
  37. , С.И. Аэродинамический расчет котельных агрегатов (нормативных метод). Изд. 3-е. Л.: Энергия. 1977 г. 256с.
  38. , Ю.В. Совершенствование выбора тепловых схем и параметров одноцелевых утилизационных парогазовых установок : автореф. дис. .канд.техн.наук: 05.14.14. / Мельников Юрий Викторович. Иваново, 2009. -24с.
  39. , A.B. Анализ САПР тепловых схем ТЭС, АЭС и ПГУ / A.B. Мошкарин, O.A. Беляева, Д. Д. Лебедев // Материалы докладов VII международной молодежной научной конференции «Тинчуринские чтения», Т.2. Казань.: Казан.гос.энерг.ун-т, 2012 г. — С.230−231.
  40. , A.B. Анализ тепловых схем ТЭС / A.B. Мошкарин, Ю. В. Мельников. ГОУВПО «ИГЭУ», Иваново, 2010. — 460с.
  41. , A.B. О влиянии характеристик газовых турбин на паказатели работы мощных парогазовых блоков в переменных режимах / A.B. Мошкарин, Ю. В. Мельников // Энергосбережение и водоподготовка. № 4. — 2007 г. — С. 32−35.
  42. , A.B. Оптимизация давлений в утилизационной ПГУ двух давлений с учетом технических ограничений / A.B. Мошкарин, Ю. В. Мельников и др. // Вестник Ивановского государственного энергетического университета. -2008г. № 2. — С.23−26
  43. , A.B. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа / A.B. Мошкарин, Ю. В. Мельников // Учебно-методическое пособие. Иваново: ИГЭУ, 2007. — 44с.
  44. , Ю.Г. Теплообменные аппараты ТЭС. Учеб. Пособие для ВУЗов. / Ю. Г. Назмеев, В. М. Лавыгин. М.: Энергоатомиздат, 1998. — 288с.
  45. , Ю. Основные направления разработок оборудования для ПГУ и ГТУ ОАО ТКЗ «Красный котельщик» / Ю. Новиков, В. Иваненко, В. Скрыль // Газотурбинные технологии. 2002 г. — № 3. — С.38−42.
  46. , C.B. Методика технико-экономической оптимизации поверхности нагрева котла-утилизатора в составе бинарной ПГУ /C.B. Новичков, Т. И. Попова // Промышленная энергетика. 2012. — № 12. — С.
  47. , Г. Г. Перспективы совершенствования тепловых электростанций / Г. Г. Ольховский, А. Г. Тумановский // Электрические станции. -2000г. -№ 1.-С.63−70.
  48. , Г. Г. Газовые турбины и парогазовые установки за рубежом // Теплоэнергетика. 1999 г. — № 1. — С. 71−81.
  49. , Г. Г. Энергетические ГТУ за рубежом / Г. Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 2004 г. — № 11
  50. Петров, Ю Котлы-утилизаторы для «ЗиО-Подольск» для парогазовых установок // Газотурбинные технологии. 2000 г. — № 5. — С.34−36.
  51. , Л.С. Эффективность технического перевооружения ТЭЦ на базе парогазовых установок / Л. С. Попырин, М. Д. Дильиан, Г. М. Бегляев // Теплоэнергетика. 2006 г. — № 2. — С. 34−39.
  52. , Н.Д. Экономика энергетики: учебное пособие для вызов / Н. Д. Рогалев, А. Г. Зубкова, И. В. Мастерова и др. М.:Издательство МЭИ, 2005 г. -288с.
  53. , В.Я. Тепловые электрические станции: Под.ред. В. Я. Гиршфельда 3-е издание., перераб. И доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987 г. — 328с.
  54. , В.Р. Модифицированный генетический алгоритм для задач оптимизации в управлении / В. Р. Сабанин, Н. И. Смирнов, А. И. Репин // Exponenta Pro. Математика в приложениях. 2004. № 3−4.С.78−85.
  55. , Г. С. Экономически наивыгоднейшее газовое сопротивление в котле-утилизаторе бинарных ПТУ / Г. С. Сапрыкин, // Парогазовые энергетические установки: Сб. научн.сообщ. Саратов, 1968. — С.48−60.
  56. , Я.Ю. Анализ и оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных ПГУ с котлами-утилизаторами трех давлений / Я. Ю. Сигидов, В. Д. Буров // Энергосбережение и водоподготовка. 2006 г. — № 1. — С.31−36.
  57. , Я.Ю. Оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами трех давлений : автореф.дис.. канд.техн.наук: 05.14.01 / Сигидов Ярослав Юрьевич. М., 2006. — 20с.
  58. СНиП 23−01−99 Строительная климатология. М.: ГУП ЦПП № 2000 ГУП ЦПП № 2003, 2000 г.
  59. , JI.C. Технико-экономические основы выбора параметров конденсационных электрических станций / JI.C. Стерман, С .Я. Белинский, В. Я. Гришфельд, A.M. Князев, Н. Г. Морозов, В. П. Проценко, J1.A. Рихтер. М.: Издательство «Высшая школа», 1970. — 279с.
  60. Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года. Министерство энергетики Российской Федерации. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике. Москва, 2012 г.
  61. , А.Д. Расчет тепловых схем Трехконтурных утилизационных парогазовых установок: учеб. пособие М.: Издательский дом МЭИ, 2010. — 48с.
  62. , C.B. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций : учебное пособие для вузов / C.B. Цанев, В. Д. Буров, А. Н. Ремезов. М.: Издательский дом МЭИ, 2009. — 584 с.
  63. , C.B. Газотурбинные энергетические установки / C.B. Цанев, В. Д. Буров, А. Н. Ремезов. М.: Издательский дом МЭИ, 2011. — 428 с.
  64. , С.В. Расчеты показателей тепловых схем и элементов парогазовых и газотурбинных установок электростанций /С.В. Цанев, В. Д. Буров, С. Н. Дорофеев, под.ред. В. В. Чижова. М.:Издательство МЭИ, 200-г. — 72с.
  65. С.В. Методика выбора оптимальных параметров тепловых схем мощных трехконтурных ПТУ / С. В. Цанев, В. Д. Буров, А. В. Девянин, Г. В. Сойко, В. А. Девянин // Энергосбережение и водоподготовка. 2011. — № 4. — С. 25−32.
  66. Bassily A.M. Modeling, numerical optimization, and irreversibility reduction of a triple-pressure reheat combined cycle. Energy 32 (2007) 778−794.
  67. Bassily A.M. Modeling and numerical optimization of dual and triple-pressure combined cycles. Proc Inst Mech Eng A: J Power Energy 2004- 218(A2)A 97 109.
  68. Combined-cycle development, evolution and future. GE Power Systems Report, GER-4206 (04/01), 2001.
  69. Durmayaz Ahmet, Oguz Salim Sogut, Bahri Sahin, Hasbi Yavuz Optimization of thermal systems based on finite-time thermodynamics and thermoeconomics. Progress in Energy and Combustion Science 30 (2004), 175−217.
  70. Elmasri M. Design of gas turbine combined cycle and cogeneration systems. Thermoflow inc. (2007).
  71. Franco A., Casarosa C. Thermoeconomic evaluation of the feasibility of highly efficient combined cycle power plant. Energy 29 (2004) 1963−1983.
  72. Franco A., Casarosa C. On some perspectives for increasing the efficiency of combined cycle power plants. Applied Thermal Engineering 22 (2002), 1501−1518.
  73. Franco A., Giannini N. A general method for the optimum design of a heat recovery steam generators, Energy 31 (2006) 3342−3361.
  74. Franco A., Giannini N. Optimum thermal design of modular compact heat exchangers structure for heat recovery steam generators. Applied Thermal Engineering 29 (2005) 1293−1313.
  75. GateCycle Heat Balance Software for Power Plant Simulation. GE Part Number 283 777−01, Rev. C (02/09).
  76. General Electric. Advanced technology combined cycles. GE Power Systems Report, GER-3936A (05/01), 2001.
  77. GE Power Systems, Baglan Bay Power Station, Cardiff, Wales, UK. Power 2003- 147(7/8):45−8.
  78. Godoy E., Benz N.J., Scenna N.J. A strategy for the economic optimization of combined cycle gas turbine power plants by taking advantage of useful thermodynamic relationships. Applied Thermal Enginireeng 31 (2011) 852−871.
  79. Godoy E., Benz N.J., Scenna N.J. Families of optimal thermodynamic solutions for combined cycle gas turbine (CCGT) power plants. Applied Thermal Engineering 30 (2010), 569−576.
  80. Mahagheghi M., Shayegan J. Thermodynamic optimization of design variables and heat exchangers layout in HRSGs for CCGT, using genetic algorithm. Applied Thermal Engineering 29 (2009), 290−299.
  81. Power systems for the 21th century «H» gas turbine combined-cycles. GE Power Systems Report, GER-3935B (10/00), 2000.
  82. Valdes M., Rapun J.L. Optimization of heat recovery steam generators for combined cycle gas turbine power plants. Applied Thermal Engineering 21 (2001), 1149−1159.
  83. Valdes M., Duran M.D., Rovira A. Thermoeconomic optimization of combined cycle gas turbine power plants, using genetic algorithms. Applied Thermal Engineering 23 (2003), 2169−2182.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!