Тепловые электростанции (2)

метки: Теплов, Нагрузка, Электростанция, Расход, Выражение, Температура, Приниматься, Энергия

Теплоснабжение является одной из основных подсистем энергетики. На теплоснабжение народного хозяйства и населения расходуется около 1/3 всех используемых в стране первичных топливно-энергетических ресурсов. Основными направлениями совершенствования этой подсистемы являются концентрация и комбинирование производства теплоты и электрической энергии (теплофикация) и централизация теплоснабжения. В РБ сооружены и работают свыше 50 ТЭЦ, обеспечивающих теплоснабжение свыше 80 городов, промышленных районов и населенных пунктов. Централизованное теплоснабжение от теплоэлектроцентралей сочетается с целесообразным применением экономичных котельных установок и утилизацией вторичных энергоресурсов промышленных предприятий. Каждый из этих источников теплоснабжения имеет свою область целесообразного использования. Развитие промышленности и широкое жилищно-коммунальное строительство вызывает непрерывный рост тепловой нагрузки. Одновременно идет процесс концентрации этой нагрузки в крупных городах и промышленных районах, что создает базу для дальнейшего развития теплофикации и централизованного теплоснабжения. В отдельных районах страны возникают крупные территориальные формирования с высокой концентрацией тепловой нагрузки, что вызывает необходимость создания комплексных систем, с использованием различных источников теплоснабжения на отдельных этапах развития этих территориальных формирований. Ужесточение экологических и планировочных требований к современным городам и промышленным районам приводит к размещению ТЭЦ на органическом (особенно твердом), а также на ядерном топливе на значительном расстоянии от районов теплового потребления, что усложняет тепловые и гидравлические режимы систем теплоснабжения и выдвигает повышенные требования к их надежности.

1 Определение тепловых нагрузок промышленно-жилого района

Необходимость в сооружении ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) определяется требованиями покрытия тепловых нагрузок промышленных и коммунально-бытовых потребителей.

К коммунально-бытовым потребителям относятся жилые, общественные и производственные здания, в которых поступающая тепловая энергия затрачивается на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Расход и параметры пара на производство определяются технологическими нуждами и указываются в задании к курсовой работе. Заданными считаются также: географическое месторасположение промышленно-жилого района, число жителей и структура производства. На основании этих данных выполняется расчет расхода тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение промышленных, жилых и общественных зданий и сооружений.

Теплоснабжение и отопление высотных зданий

... проектных решений по тепловодоснабжению и отоплению перечисленных жилых зданий. 1. Теплоснабжение Теплоснабжение внутренних систем отопления, горячего водоснабжения, вентиляции, кондиционирования высотных зданий рекомендуется предусматривать: от сетей централизованного теплоснабжения; от автономного источника тепла (АИТ), ...

1.1 Определение максимального расхода теплоты на отопление промышленных, общественных и жилых зданий

Расход теплоты на отопление промышленных предприятий определяется из выражения (1.1.1):

, (1.1.1)

где – отопительная характеристика здания, представляющая теплопотери 1 м 3 здания при разности внутренней и наружной температур на 1 ºС, Вт/(м 3 ºС);

• общий наружный объем промышленных зданий:

;

• внутренняя температура отапливаемых помещений (для промышленных зданий ориентировочно 16ºС);
• расчетное значение наружной температуры для отопления (выбирается для Казани [1, табл. 4.1]):

;

Для ориентировочного расчета теплового потребления промышленных зданий можно принимать следующие значения отопительных характеристик для всех климатических районов:

• для производственных промышленных зданий:

;

• для непроизводственных промышленных зданий:

;

Максимальный расход теплоты на отопление производственных промышленных зданий определяется по формуле (1.1.2):

• (1.1.2)

Максимальный расход теплоты на отопление непроизводственных промышленных зданий:, Максимальный расход теплоты на отопление промышленных зданий находим по выражению (1.1.3):

• (1.1.3)

Расход теплоты на отопление жилых зданий определяется с помощью выражения (1.1.4):

, (1.1.4)

где – укрупненный показатель расхода теплоты на отопление зданий, Вт/м 2 , зависит от расчетной температуры наружного воздуха. Принимаем ;

• жилая площадь на одного человека;
• количество единиц потребления.

Расход теплоты на отопление общественных зданий определяется из выражения (1.1.5):

, (1.1.5)

где – коэффициент, учитывающий расход теплоты на отопление общественных зданий.

Суммарный расход теплоты на отопление определим по выражению (1.1.6):

• (1.1.6)

1.2 Определение максимального расхода теплоты на вентиляцию промышленных предприятий, общественных и жилых зданий

Расход теплоты на вентиляцию промышленных зданий определяется из выражения (1.2.1):

, (1.2.1)

где – вентиляционная характеристика здания, представляющая расход теплоты на вентиляцию 1 м 3 здания при разности внутренней и наружной температур 1 ºС, Вт/м 3 ∙ºС; Приближенно вентиляционную характеристику промышленных зданий можно определить по формуле (1.2.2):

, (1.2.2)

где – кратность обмена воздуха, 1/с. ;

Энергосбережение в зданиях и сооружениях

... излучателей, периодического режима отопления, локального обогрева рабочих площадок теплотой рециркуляционного воздуха из верхней зоны помещения, прямое испарительное охлаждение воздуха, вращающихся регенеративных воздуховоздушных утилизаторов теплоты. 1. Энергетическая эффективность зданий и сооружений В настоящее ...

• объемная теплоемкость воздуха;
• вентилируемый объем промышленных зданий.
• расчетная наружная температура для вентиляции (выбирается для Казани [1, табл.

4.1]).

;

Расход теплоты на вентиляцию жилых и общественных зданий определяется из следующих выражений (1.2.3) и (1.2.4):

; (1.2.3)

, (1.2.4)

где – коэффициент, учитывающий расход теплоты на вентиляцию жилых зданий. ;

• коэффициент, учитывающий расход теплоты на вентиляцию общественных зданий.

;

Суммарный расход теплоты на вентиляцию определяем по выражению (1.2.5):

; (1.2.5)

1.3 Определение максимального расхода теплоты на горячее водоснабжение промышленных, общественных и жилых зданий

Расход теплоты на горячее водоснабжение промышленных зданий определяется из выражения (1.3.1):

, (1.3.1)

где – количество единиц потребления на промышленных предприятиях, чел.:

;

– суточная норма расхода горячей воды, при 60 °С для промышленных зданий на единицу потребления принимается по СНиП П-34-76 в пределах 40–50 л/чел.;

• теплоемкость подогреваемой воды;
• температура горячей воды, подаваемой в систему горячего водоснабжения;
• температура холодной воды, в отопительный период;

– число часов работы системы горячего водоснабжения в течение суток, для промышленных предприятий принимают равным числу часов зарядки баков-аккумуляторов.

Расход теплоты на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий определяется из выражения (1.3.2):

, (1.3.2)

где – суточная норма расхода горячей воды. При 60°С для жилых зданий на одного человека принимается по СНиП П-34-76 в пределах 85–130 л/чел.;

• то же для общественных зданий;

24 – число часов в сутках;

• коэффициент часовой неравномерности, ориентировочно принимается 2–2,4.

Суммарный расход теплоты на горячее водоснабжение находим по выражению (1.3.3):

• (1.3.3)

Суммарная потребность в горячей воде находим по выражению (1.3.4):

• (1.3.4)

2 Построение годового графика тепловых нагрузок по продолжительности

Режим работы ТЭЦ зависит от величины и графика тепловых нагрузок. Технологическое потребление тепла предприятиями осуществляется преимущественно в виде пара, определяется особенностями производства и имеет, как правило, круглогодовой характер, хотя обычно и снижается несколько в летний период. Потребление тепла на отопление и вентиляцию имеет сезонный характер, изменяясь от максимальной величины в зимний период до нуля в летний и определяется температурой наружного воздуха. Потребление же тепла на горячее водоснабжение практически постоянно в течение года. Режимы расходов тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение принято изображать в виде зависимости от наружной температуры и по длительности стояния нагрузок в часах в течение года (годовой график нагрузок по продолжительности).

Строится он следующим образом. По оси абсцисс от начала координат вправо откладывают в произвольном масштабе в часах продолжительность отопительного периода для Казани = 218 сут. [1, табл. 4.1]. Далее, то же по оси абсцисс (от начала координат), для нескольких промежуточных температур наружного воздуха ( , , ,…, ,+8), в том же масштабе откладывают в часах время (0, , ,…, ,…, ), в течение которого наружный воздух имеет температуру, равную или ниже каждой из заданных промежуточных. Расчетные температуры и длительность их стояния за отопительный сезон определяются по таблице 1 [1, табл. 4.3.].

Таблица 2.1 Расчетные температуры и длительность их стояния

t Н i , ºС	-30	-25	-20	-15	-10	-5	0	+8
τ, ч	20	117	328	790	1520	2480	3800	5230

Точка А на графике характеризует начало отопительного периода, которому соответствует температура наружного воздуха +8 °С, эта температура и ниже ее наблюдается в течение всего отопительного периода, поэтому длительность их стояния равна продолжительности отопительного сезона. Точка B соответствует температуре наружного воздуха .

Расчёт нагрузки на отопление производится по формуле (2.1):

; (2.1)

Рассчитаем нагрузки на отопление:

;

;

;

;

;

;

;

Таблица 2.2 – Результаты вычислений

, МВт	270,1
, МВт	241,8
, МВт	213,5
, МВт	185,3
, МВт	157
, МВт	128,7
, МВт	100,4
, МВт	55,2

Расчёт нагрузки на вентиляцию производится по формуле (2.2):

; (2.2)

Рассчитаем нагрузки на вентиляцию:

;

;

;

;

Таблица 2.3 – Результаты вычислений

, МВт	102,8
, МВт	102,8
, МВт	102,8
, МВт	94,22
, МВт	79,88
, МВт	65,540
, МВт	51,2
, МВт	28,26

Расчет тепловых нагрузок (

, (2.3)

где 16°С и 18°С – температуры воздуха внутри производственных помещений и жилых зданий. Построенные графики являются расчетными, по которым производится выбор оборудования ТЭЦ.

Расчёт тепловых нагрузок:, Таблица 2.4 – Результаты вычислений

, МВт	461,2
, МВт	432,92
, МВт	404,62
, МВт	367,82
, МВт	325,18
, МВт	282,54
, МВт	239,9
, МВт	171,6

Расчёт нагрузки на горячее водоснабжение:, На рисунке 1 представлен годовой график тепловых нагрузок по продолжительности.

3 Выбор варианта энергоснабжения ромышленно-жилого района

Целью выбора варианта энергоснабжения являются получение основных технико-экономических показателей, включающих расчет капиталовложений в генерирующее оборудование, расчет расхода топлива и топливных затрат на обеспечение выработки электрической и тепловой энергии. Исходными данными для анализа являются величины электрической, и структура отпускаемого потенциала теплоты, по которым выбирается основное оборудование.

3.1 Вариант комбинированного энергоснабжения от ТЭЦ

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) предназначена для отпуска потребителям двух видов энергии: электрической и тепловой. Зимой при отпуске теплоты из отборов турбин выработка электроэнергии турбоагрегатами ТЭЦ осуществляется по теплофикационному циклу без потерь в холодном источнике. В летний и переходный осенне-весенний период выработка электроэнергии на ТЭЦ осуществляется по конденсационному циклу.

3.1.1 Выбор основного оборудования, Основным критерием выбора оборудования ТЭЦ является коэффициент теплофикации, Коэффициент теплофикации определяется по формуле (3.1.1):

(3.1.1)

Тепловая нагрузка ТЭЦ покрываемая паром находится по выражению (3.1.2):

, (3.1.2)

где – коэффициент теплофикации ( );

• расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ;

Выбор турбоагрегатов должен соответствовать трем условиям:

• вырабатывать заданную мощность
• выбранные турбины должны покрывать технологическую нагрузку
• покрывать отопительную нагрузку

Для этой цели выбираем по таблице([1], приложение 1) четыре турбоагрегата ПТ-50-130/7.

• электрическая мощность турбоагрегата ПТ-50-130/7:

;

– тепловая производственная нагрузка отбора турбоагрегата ПТ-50-130/7вычисляется по формуле (3.1.3):

(3.1.3)

где – номинальная тепловая нагрузка производственного отбора, кг/с;

• энтальпия пара, идущего промышленному потребителю;
• энтальпия пара, возвращаемого от промышленного потребителя.

– тепловая отопительная нагрузка отбора турбоагрегата ПТ-135-130/15 вычисляется по формуле (3.1.4):

(3.1.4)

где – номинальная тепловая нагрузка отопительных отборов;

• энтальпия пара, идущего тепловому потребителю;

— – энтальпия пара, возвращаемого от теплового потребителя.

Проверка правильности выбора турбоагрегата., Электрическая мощность турбоагрегата:, Тепловая производственная нагрузка отборов турбоагрегата:, Тепловая отопительная нагрузка отборов турбоагрегата:, Все условия выполняются., Характеристики выбранного турбоагрегата приведены в таблице 3.1, Таблица 3.1 – Характеристики выбранного турбоагрегата

Характеристики	Турбоагрегат
4xПТ-5 0- 130/7
Завод изготовитель	УТМЗ
Номинальная мощность, МВт	50
Давление свежего пара, кг∙с/см 2	130
Температура свежего пара, °С	555
Расход свежего пара, т/ч	300
Давление в регулируемом производственном отборе, МПа	0,685
Номинальная производственная тепловая нагрузка отбора, т/ч	118
Номинальная отопительная тепловая нагрузка отбора, т/ч	120
Давление отработавшего пара, кг∙с/см 2	0,035
Относительный внутренний КПД турбины, %	77–80

Тип и единичную мощность энергетических паровых котлов выбирают исходя из параметров максимального расхода свежего пара с запасом 3% перед турбиной (см. таблицу 3.1).

Выбор котельных агрегатов производим по таблице ([1], приложение 2).

Для турбоагрегата ПТ-50-130/7 в соответствии с давлением свежего пара и расходом свежего пара выбираем четыре котельных агрегата Е-320-140 ГМ

Таблица 3.2 – Характеристики котла Е-320-140 ГМ

Характеристики	Котельный агрегат
	Е-320-140 ГМ
Завод изготовитель	БКЗ
Номинальная производительность, т / ч	320
Давление острого пара на выходе, кг∙с/см 2	140
Температура острого пара на выходе, °С	560
Вид сжигаемого топлива	Газ. Мазут
Расчетный КПД брутто, %	93.8/92.2

Выбираемые пиковые водогрейные котлы, которые должны покрывать нагрузку, рассчитанную по выражению (3.1.5):

• (3.1.5)

Исходя из этого (по таблице[1], приложение 3) выбираем пиковый водогрейный котёл ПТВМ-180. Характеристики выбранного пикового водогрейного котла представлены в таблице 3.3.

Таблица .3.3 – Характеристики выбранного пикового водогрейного котла.

Характеристики	Вид водогрейного котла
ПТВМ-180
Теплопроизводительность, МВт, (Гкал/ч)	208(180)
Температура воды на входе, °С Температура воды на выходе, °С	104 150
Расход воды, т/ч	3860

3.1.2 Определение капитальных вложений в сооружение ТЭЦ

Капиталовложения в сооружение ТЭЦ могут быть определены двумя методами: на основании сметной стоимости оборудования с учетом затрат на строительно-монтажные работы и по удельным капитальным вложениям. Первый метод наиболее точный. Он выполняется с помощью использования ценников на оборудование, его монтаж и другие виды работ, которые связаны с сооружением объекта. Второй метод широко применяется в оценочных расчетах. В курсовой работе рекомендуется второй метод. Величина капиталовложений в сооружение будущей ТЭЦ находится из выражения (3.1.6):

, (3.1.6)

где – номинальная мощность ТЭЦ;

;

3.1.3 Определение расхода топлива и основных показателей для варианта энергоснабжения от ТЭЦ, Величина расхода топлива на отпуск электроэнергии от ТЭЦ определяется из выражения (3.1.7):

, (3.1.7)

где , – полная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и конденсационном потоке пара, кВт·ч;

, – удельные расходы условного топлива на теплофикационном и конденсационном потоках пара, кг у. т./кВт∙ч.

Полная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и конденсационном потоке вычисляются по формулам (3.1.8) и (3.1.9):

; (3.1.8)

, (3.1.9)

где и – удельная выработка электроэнергии на теплофикационном и технологическом потреблении, кВт∙ч/ГДж, определяются по [1, рис. 4.3 a] соответственно по давлению в теплофикационном и технологическом отборах пара;

и – количество отработавшей теплоты, отданной соответственно на теплофикационные и технологические нужды, определяется по выражениям (3.1.10) и (3.1.11),

, (3.1.10)

, (3.1.11)

Полное количество отработавшей теплоты

, (3.1.12)

где и – удельное теплосодержание отработавшего пара соответственно в теплофикационном и технологическом отборах, кДж/кг, кДж/кг;

– годовое число часов использования максимума тепловой нагрузки отборов турбин, принимается 5000-6000 часов;

и – соответственно теплофикационный и промышленный отбор:

• турбины ПТ-50-130/7;

;

;

;

;

Удельные расходы условного топлива

, (3.1.13)

, (3.1.14)

5 – электромеханический КПД турбогенератора;

5 – коэффициент теплового потока;

• КПД брутто котельного агрегата, принимается по его характеристике ([1] приложение 2);
• абсолютный внутренний КПД турбоагрегата, в зависимости от его типа и выработки

;

; .

Величина расхода топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭЦ определяется с учетом отпуска из отборов турбин и пиковых водогрейных котлов из выражения (3.1.15):

, (3.1.15)

где и – удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии в турбинах ТЭЦ и ПВК, кг у.т./ГДж. Удельные расходы и определяются из выражений (3.1.16) и (3.1.17):

; (3.1.16)

, (3.1.17)

где – КПД пиковой котельной, принимается 0,82–0,86 и 0,88–0,92 при работе соответственно на твердом и газо-мазутном топливе.

;

;

Суммарный расход топлива на комбинированный отпуск тепловой и электрической энергии от ТЭЦ вычисляем по выражению (3.1.18):

; (3.1.18)

;

;

3.2 Вариант раздельного энергоснабжения от КЭС и котельной

Этот вариант всегда будет проигрывать варианту энергоснабжения от ТЭЦ по экономичности, то есть расходу топлива на отпуск электрической и тепловой энергии, но он отличается меньшими капиталовложениями. Для окончательного выбора варианта энергоснабжения требуется определить капиталовложения в вариант раздельного энергоснабжения и величину расхода топлива по нему.

3.2.1 Определение капитальных вложений в сооружение КЭС и котельной

Капитальные вложения в строительство КЭС и котельной определяются аналогично предыдущему варианту (по формуле (3.2.1)).

Причем величина мощности КЭС принимается несколько завышенной, чем мощности ТЭЦ:

, (3.2.1)

где – коэффициент, учитывающий прирост мощности КЭС на величину дополнительных потерь мощности в ЛЭП в виду большей удаленности КЭС от потребителя, чем ТЭЦ. Для оценочных расчетов принимают . Различием в потреблении электроэнергии на собственные нужды по раздельному и комбинированному вариантам в оценочных расчетах можно пренебречь. Капиталовложения в строительство КЭС определяются в соответствии с выражением (3.2.2):

, (3.2.2)

где – удельные капиталовложения в сооружения КЭС.

;

Капиталовложения в сооружении отопительных и промышленных котельных находятся из выражений (3.2.3) и (3.2.4):

, (3.2.3)

, (3.2.4)

где – тепловая мощность технологического отпуска пара от ТЭЦ (формула (3.2.5)), кВт.

• (3.2.5)

и – удельные капиталовложения в отопительные и промышленные котельные, у.е./кВт, ориентировочно принимается 170 у.е., а – 350 у.е.

;

;

Суммарные капитальные вложения в строительство КЭС и котельных для варианта раздельного энергоснабжения определяется по выражению (3.2.6):

(3.2.6)

3.2.2 Определение расхода топлива и основных показателей энергоснабжения по раздельной схеме от КЭС и котельной

Расход топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по варианту раздельного энергоснабжения определяется из условия одинакового энергетического эффекта (формулы (3.2.7) и (3.2.8)), то есть:

; (3.2.7)

• (3.2.8)

Величина расхода топлива на отпуск электроэнергии с шин КЭС может быть определена по выражению (3.2.9):

, (3.2.9)

где – удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии, принимается в пределах 0,33…0,36 для твердого топлива, а для газо-мазутного на 4…5 % меньше.

Величина расхода топлива оценивается с учетом отпуска на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение от отопительной котельной и с технологическим паром от промышленной котельной (формула (3.2.10)):

, (3.2.10)

где и – удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии в отопительной и промышленной котельных, кг у. т./ГДж. Требуемые величины и будут определяться по формулам (3.2.11) и (3.2.12) соответственно:

, (3.2.11)

, (3.2.12)

где – КПД водогрейного котла;

• КПД парового котла;

;

;

Суммарный расход топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по раздельному варианту энергоснабжения вычисляется по выражению (3.2.13):

• (3.2.13)

3.3 Выбор варианта энергоснабжения

Критерием для выбора варианта энергоснабжения является минимум расчетных затрат по сравниваемым вариантам, определяемый для варианта комбинированного энергоснабжения из выражения (3.3.1):

• (3.3.1)

И для варианта раздельного энергоснабжения из выражения (3.3.2):

, (3.3.2)

где – нормативный коэффициент окупаемости (окупаемость капиталовложений за 6,5 лет);

• цена топлива.

;

Как видно по результатам

4 Построение процесса расширения пара в турбине, Целью построения

, (4.1)

– для турбины ПТ-50-130/7:

;

;

Таблица 4.1 – Параметры пара в камерах нерегулируемых отборов на номинальном режиме (для турбины ПТ-50-130/7).

Номер отбора	Подогреватель	Давление, кг·с/см 2	Температура, °С
0	–	1 2 7 ,5	555
0 ’	–	12 1 , 1	555
I	ПВД 7	34, 8	3 96
II	ПВД 6	22, 2	3 47
III	ПВД 5	1 1 , 5	2 74
III’	Деаэратор	1 1 , 5	27 4
IV	ПНД 4	5, 4	1 97
V	ПНД 3	2, 78	1 38
VI	ПНД 2	1 , 0	9 8
VII	ПНД 1	0, 41	74
K	–	0,035	35

На рисунке 2 построен процесс расширения пара в турбине ПТ-50-130/7.

5 Расчет и выбор сетевой установки

Расчет сетевых подогревателей включает определение расхода пара на подогреватели при максимальной тепловой нагрузке выбранной турбины. Отпуск тепла на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение обычно производится по температурному графику подогрева сетевой воды 150/70, где 150 °С и 70 °С – соответственно температура прямой с и обратной (возвращаемой на ТЭЦ) сетевой воды.

Рисунок 4, При наличии нагрузки на горячее водоснабжение

; (5.1)

где – номинальная нагрузка теплофикационных отборов турбины;

• КПД подогревателей.

; (5.2)

; (5.3)

;

;

Выбор сетевых подогреватель производится по величине их поверхности

, (5.4)

где – подогрев воды в каждом подогревателе:

;

• коэффициент теплопередачи, равный 3500…3900 Вт/м
• средняя разность температур греющей и нагреваемой среды (формула (5.5)):

; (5.5)

;

;

Выбираем: 2 ПСГ-1300-3-8-1., Таблица 5.1 – Основные характеристики сетевых подогревателей.

Характеристика	Тип сетевого подогревателя
ПСГ-1300-3-8-1
Завод изготовитель	ТМЗ
Площадь поверхности теплообмена, м 2	1300
Давление подаваемого пара, МПа	0,39
Давление сетевой воды, МПа	0,88
Номинальный расход сетевой воды, т/ч	2000
Номинальный расход пара, т/ч	105

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной курсовой работе были проведены расчёты технико-экономических показателей и принципиальной тепловой схемы энергоустановки на основании полученных данных.

В результате выполнения курсовой работы были изучены методы оценки тепловых нагрузок промышленно-жилого района, технико-экономические преимущества комбинированной выработки электроэнергии и отпуска теплоты от ТЭЦ, методы выбора теплоэнергетического оборудования и расчета технико-экономических показателей.

При выполнении данной работы производилось построение графика тепловых нагрузок по продолжительности, получены навыки работы с таблицами и h — s диаграммой воды и водяного пара при выполнении теплотехнических расчетов и построен процесс расширения пара в hs -диаграмме.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/teplovyie-elektrostantsii-2/

1 Григорьев В. А., Зорин В. И. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник. – М.: Энергоиздат, 1983.

2 Ривкин С. Л., Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. – М.: Энергия, 1975.

3 Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. – М.: Энергоиздат, 1982.

4 Леонкова А. М., Яковлева Б. В. Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций. – Минск: Высшая школа, 1974.

5 Качан А. Д., Яковлев Б. В. Справочное пособие по технико-экономическим основам

6 Григорьев В. А., Зорин В. И. Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы. Справочник. – М.: Энергия, I 980.

7 Григорьев В. А., Зорин В. И. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник. – М.: Энергоиздат, 1982.