Проект комбинированной ГТУ для комплексного энергоснабжения предприятия строительной отрасли промышленности

Плотность продувочных вентилей экранов, пароперегревателя, водяного экономайзера проверяется ежесменно на ощупь по температуре труб: высокая температура труб при закрытой арматуре указывает на пропуск последней.

Проверка исправности манометра проводится ежесменно установкой его стрелки на нуль («посадка на нуль») путем медленного перекрытия трехходового крана манометра и соединения его с атмосферой. После того как стрелка манометра достигает нуля, осторожно возвращают трехходовой кран в рабочее положение, стремясь не упустить воду из сифонной трубки во избежание прогрева пружины и порчи манометра. Для проверки манометра периодически (не реже одного раза в шесть месяцев) сравнивают его показания с показаниями контрольного манометра.

Проверяется продувкой исправность действия водомерных стекол. Операции выполняются в следующем порядке: открывают продувочный кран, притом одновременно продуваются водяная и паровая трубки, а также стекло; закрывают водяной кран, при этом продувается паровая тру6ка и стекло; открывают водяной кран и закрывают паровой кран с целью продувки водяной трубки и стекла; открывают паровой кран и закрывают продувочный кран, при этом уровень воды достигает рабочего положения, отражающего уровень воды в барабане. Все действия по продувке надлежит производить медленно, предусмотрев защиту глаз очками и обязательно надев рукавицы.

Во время работы котла необходимо внимательно следить за плотностью газовой арматуры и газопроводов. Периодически, не менее одного раза в смену, проводится проверка на утечку газа по содержанию метана (СН₄) в помещении; в случае его содержания в воздухе более 1% необходимо выявить места утечки и принять меры по их ликвидации.

Необходимо следить за состоянием обмуровки котла, плотностью лазов и лючков, осматривая таковые при обходе, а также по показаниям кислородомера можно судить о подсосах по тракту. Приоткрывая лючки для выявления повреждения труб, следует также прислушиваться к звуку в топке и газоходах: повреждения сопровождаются сильным шумом.

Периодически необходимо проверять работу дымососов, вентиляторов, насосов котлов. Температуру статоров электродвигателей и подшипников проверяют на ощупь; шум вращающихся машин должен быть монотонным, без резких ударов, свидетельствующих о задевании, и без вибраций, которые проверяются на ощупь у основания подшипников и опорных плит; гайки фундаментных болтов электродвигателей, насосов, дымососов и вентиляторов должны быть плотно затянуты.

Через каждые 2 ч делают запись показаний контрольно- измерительных приборов в сменный журнал.

Особенности обслуживания водогрейных котлов. При работе водогрейного котла температура воды на входе в котел должна быть выше температуры точки росы, т.е. не ниже 60⁰С. Это достигается смешением выходящей из котла воды с обратной сетевой водой, т.е. путем рециркуляции горячей волы, что предусматривается схемой включения водогрейного котла в сеть.

Горячая вода из выходного коллектора котла рециркуляционным насосом подается во входной коллектор и, смешиваясь с обратной сетевой водой, подогревает ее. Заданная температура воды в теплосети при этом достигается направлением в нее обратной линии по перемычке. При регулировании расхода воды, подаваемой на рециркуляцию, необходимо следить за тем, чтобы расход воды через водогрейный котел всегда был больше минимально допустимого по условиям вскипания. Это необходимо для исключения конденсации водяных паров, содержащихся в продуктах горения топлива, на поверхности относительно холодных труб. Конденсация водяных паров приводит к коррозии поверхности нагрева, заметно усиливающейся при наличии сернистых газов S0₂ и SO₂ в продуктах горения топлива.

Плановый останов котельного агрегата. Технология останова, объем и последовательность операций определяются типом котла, используемым топливом и видом останова.

При нахождении котла в резерве необходимо принять меры к более длительному сохранению в нем давления и максимальному аккумулированию в оборудовании теплоты. Для этого после проведения вентиляции топки и газоходов проводится уплотнение газовоздушного тракта путем закрывания шиберов и направляющих аппаратов дымососов и дутьевых вентиляторов.

Запрещается держать в горячем резерве котельной агрегат без отключения его от паропровода. Для поддержания давления в котле разрешается периодическая его подтопка. При нахождении котла в горячем резерве обслуживающий его дежурный персонал должен постоянно находиться на рабочих местах.

При останове котла необходимо уменьшить подачу топлива и дутъя, поддерживая постоянное разрежение в топке; при этом необходимо следить за уровнем воды в барабане, поддерживая минимальный уровень воды по водоуказательным стеклам.

Уменьшение подачи газообразного и жидкого топлива осуществляется постепенным снижением давления сначала воздуха, а затем газа и мазута перед горелками при поддержании необходимого разрежения на выходе из топки. При достижении предельных минимальных значении давления топлива по очереди гасят горелки.

Уменьшение подачи твердого топлива до полного ее прекращения ведут путем постепенной разгрузки питателей топлива со скоростью, обеспечивающей заданное охлаждение барабана и других толстостенных деталей. При останове котла подачу топлива прекращают, останавливают питатели сырого угля и мельницы.

После прекращения подачи топлива на котел необходимо закрыть главную паровую задвижку, отключить котел от паровой магистрали и открыть продувку пароперегревателя. В течение определенного времени, в соответствии с производственной инструкцией проводят вентиляцию топки и газоходов, после чего останавливают вентиляторы, а затем отключают дымосос, закрывают дымовые шиберы и лопатки осевых направляюших аппаратов дымососов и вентиляторов.

Далее необходимо наполнить барабан котла водой до верхней отметки в водомерном стекле и поддерживать такой уровень до спуска воды.

При останове котла на длительный ремонт выполняют операции ускоренного расхолаживания с использованием вентиляции топки и газоходов. Пуск дымососов с этой целью для котлов с естественной циркуляцией разрешается не менее чем через 10 часов для котлов с давлением до 14 МПа и через 18 часов для котлов с давлением 14 МПа и выше. При выводе котлов в ремонт или в резерв консервируют поверхность нагрева во избежание развития стояночной коррозии.

Аварийный останов котла. В процессе эксплуатации котла в нем могут возникнуть повреждения, неполадки, создающие опасные ситуации, чреватые выходом из строя оборудования или котла в целом, вызывающие разрушения с большими материальными потерями и, возможно, с человеческими жертвами. В зависимости от степени сложности обнаруженных нарушений и дефектов их устраняют либо без остановки котла, либо с обязательным и немедленным его остановом.

Основой правильной тактики ликвидации аварии является исключение травмирования персонала, сохранение оборудования и предотвращение крупных его разрушении (из-за неправильных действий персонала или задержки ликвидации аварии). Любое котельное оборудование, имеющее дефекты, потенциально опасные для жизни персонала, должно быть немедленно выведено из эксплуатации.

Неполадки и аварии в котельной. Повреждения и ремонт котла. Общие положения. Аварии и неполадки котельного оборудования вызывают простои агрегата, что ведет к недоотпуску потребителям электроэнергии и теплоты (пapa и горячей волы). В случае серьезных аварий выводится из строя на длительный срок основное и вспомогательное оборудование котельной. Первопричинами большинства аварий и неполадок оборудования являются низкая квалификация персонала, нарушение эксплуатационным персоналом правил технической эксплуатации, правил техники безопасности и производственных инструкций, слабая трудовая и производственная дисциплина и плохое качество ремонта оборудования.

С целью предотвращения возможных аварий в котельных и выработки уверенных действий персонала в аварийных ситуациях для обслуживающего персонала должны регулярно проводиться противоаварийные тренировки, во время которых контролируется работа персонала в искусственно созданных аварийных условиях. После таких тренировок следует разбор ситуаций, дается оценка оперативности и правильности действия сменного персонала.

Аварии из-за перекачки и упуска воды в котле. При значительном превышении уровня воды в барабане котловая вода вместе с паром забрасывается в пароперегреватель и оттуда (если не успеет испариться) может быть вынесена в паропровод и даже в паровую турбину. Движущаяся вместе с паром с очень большой скоростью вода является причиной возникновения гидравлических ударов, которые иногда бывают очень большой силы и могут вызвать повреждения паровой турбины и паропроводов.

При упуске воды в котле ниже допустимого уровня металл кипятильных и экранных труб и частей барабанов, обогреваемых горячими газами, перегревается, вследствие чего теряет свою прочность, деформируется, а иногда и разрывается. Из опыта эксплуатации такая ситуация, приводящая к взрыву барабана котла, обычно сопровождается большими разрушениями с тяжелыми последствиями. При менее значительных упусках воды возможны нарушение циркуляции в отдельных пучках кипятильных и экранных труб, ослабление и пропуск вальцовочных соединений, а также разрыв труб.

Следует иметь в виду, что засорение соединительных труб барабана с водоуказательными стеклами приводит к искажению данных о действительном уровне воды в барабане. В частности, засорение парового крана или соединительной трубки от барабана к этому крану приводит к быстрому повышению уровня воды в стекле, а засорение соединительной водяной трубы или водяного крана - к более медленному его повышению (вследствие постепенной конденсации пара в стекле). Искажение показаний уровней может быть и в случае «пропаривания» или пропусков продувочных кранов и гаек водоуказательных стекол при их неплотности. В этом случае уровень воды в стекле будет ниже действительного при пропуске нижнего крана и несколько выше при пропуске в верхней гайке водоуказательного прибора.

В случае понижения уровня воды в котле относительно нижнего допускаемого при нормальном давлении воды в питательной линии и пара необходимо проведение следующих мер: продуть водомерные стекла и убедиться в правильности их показаний; проверить работу регулятора питания и, если дефект трудно устраним, перейти на ручное регулирование, усилить питание котла; проверить исправность питательных насосов и, в случае их повреждения, включить резервные; закрыть вентиль непрерывной продувки и проверить плотность всех продувочных вентилей котла; проверить при внешнем осмотре, нет ли течи в швах, трубах, люках (прослушать по шуму).

Если уровень воды продолжает снижаться и дошел до уровня 25 мм от нижней кромки водомерного стекла, необходим аварийный останов котла. При переполнении барабана, когда уровень воды поднялся до верхнего допускаемого уровня при нормальном давлении в котле и в питательной линии, необходимо принять следующие меры: продуть водомерные стекла и убедиться в правильности их показаний; проверить работу автоматического регулятора питания и, если он неисправен, перейти на ручное регулирование, убавить питание котла; при продолжающемся, несмотря на принятые меры, повышение уровня воды необходимо еще уменьшить питание котла и усилить непрерывную продувку; осторожно открыть запорные устройства на трубопроводе периодической продувки и, как только уровень воды пойдет на снижение, прекратить продувку.

Если уровень воды «ушел за верхнюю кромку» водомерного стекла, необходим аварийный останов котла. Ненормально повышенный уровень воды в водоуказательных стеклах может быть вызван также внезапным вскипанием (вспениванием) воды в котле, которое приводит к ее броскам. Вспенивание сопровождается резкими колебаниями уровня и снижением температуры перегретого пара. В этом случае необходимо проведение следующих мер: прекратить подачу в котел (если таковая ведется) фосфатов и других химических реагентов и увеличить непрерывную продувку котла; снизить форсировку котла, уменьшив подачу топлива, убавив дутье и тягу; открыть продувку пароперегревателя и сообщить в машинный зал о необходимости срочного открывания дренажного паропровода перед турбиной; отобрать пробу котловой воды для анализа и в дальнейшем поступать согласно указаниям вахтенного персонала котельной. Вскипание воды в котле может быть вызвано резким увеличением расхода пара и снижением давления в котле, а также повышением солесодержания или щелочности котловой воды.

Повреждения кипятильных и экранных труб, питательных и паровых трубопроводов. Опыт эксплуатации паровых котлов показывает, что повреждения кипятильных и экранных труб происходит чаще всего из-за нарушений водного режима, вызванных неудовлетворительной работой участка химической водоподготовки, попадания сырой воды с конденсатом вследствие пропуска в конденсаторах, неправильного режима фосфатироваания и т.д. Причинами разрывов труб также могут быть превышение давления, нарушение температурных условий их работы, коррозия или износ труб, некачественное изготовление и монтаж, несоответствие используемых материалов и др. На разрушения экранных труб оказывает влияние неналаженность топочного процесса: удар факела в экранные панели, шлакование.

Отложения в экранных трубах появляются при ухудшении водного режима, а в пароперегревателях, кроме того, при ухудшении качества котловой воды и повышении уровня воды в барабане.

Часто причиной нарушения циркуляции может быть попадание посторонних предметов (песка, грязи и пр.) в кипятильные и экранные трубы во время монтажа или капитального ремонта. Повреждения труб возникают также и по другим причинам, например, из-за износа (истирания) их летучей золой, особенно при пылевидном пылевидном сжигании многозольного топлива, или истирания их паром, истекающим из своевременно не отремонтированных соседних труб, имеющих пропуски и свищи.

8. Ожидаемые технико-экономические показатели

8.1 Расчет первоначальных капитальных затрат на сооружение комбинированной ГТУ

Стоимость приобретаемого оборудования и строительно-монтажных работ приведена в таблице 8.1.

Таблица 8.1-Смета капитальных затрат на сооружение комбинированной ГТУ

Наименование приобретаемого оборудования	Коли- чество	Стоимость одной единицы, тыс.руб.	Полная стоимость, тыс.руб.	Источник
ГТУ (ТВ7 - 117)	1	11624,6	11624,6	Каталог ООО «Поволжская Энергетическая компания» Саратов-2014
Котел - утилизатор (Г - 330Б)	1	1035,8	1035,8
Барабанная сушилка	1	904,6	904,6
Дожимной компрессор	1	730	730
Вспомогательное оборудование (дымосос, насосы, компрессор)	1 1 1	686,4	686,4
Трубы D=50 мм	0,6т	27,4тыс.руб./т	15,5	ООО«Инпром»Саратов
Задвижки D=50 мм	18 шт.	3,6	64,8
КИПиА	-	710	710
Прочие	-	238	238
Общая стоимость оборудования	16010
Стоимость строительно-монтажных работ	8005
Проектные работы	405,7
Согласование в региональном центре экспертизы	405,7
Согласование с заинтересованными органами	250
Полная сметная стоимость	25326,4

8.2 Расчет эксплуатационных затрат на комбинированную ГТУ

Годовые издержки определяются по формуле, тыс.руб./год:

И_г=И_т +И_ээ+И_в+И_ам+И_р+И_зп+И_сн+ПЛ, (8.1)

где И_т - издержки на топливо, тыс.руб./год;

И_ээ- издержки на электроэнергию, тыс.руб./год;

И_в- издержки на воду, тыс.руб./год;

И_ам- издержки на амортизацию оборудования, тыс.руб./год;

И_р- издержки на ремонт оборудования, тыс.руб./год;

И_зп- издержки на заработную плату, тыс.руб./год;

И_сн- издержки на социальные нужды, тыс.руб./год;

ПЛ- плата за ущерб окружающей среде, тыс.руб./год.

Годовые издержки на топливо:

И_т =В·Ц_газ, (8.2)

где - расход топлива на комбинированную ГТУ (из раздела 2.6)

- цена на природный газ с НДС.

Годовые издержки на электроэнергию, тыс.руб./год:

И_ээ=N_год·С_ээ, (8.3)

где N_год - годовое потребление электроэнергии, кВт·ч/год;

С_ээ - тариф на электроэнергию, руб./кВт·ч.

Годовое потребление электроэнергии, тыс.кВт·ч/год:

N_год=?N_эл.дв·n·h_мах, (8.4)

где N_эл.дв- мощность электродвигателей, кВт;

n- количество двигателей;

h_мах=7000 ч - число часов использования заявленного максимума активной нагрузки (по техническому заданию).

Потребители электроэнергии приведены в таблице 8.2

Таблица 8.2-Потребители электроэнергии и их характеристики (без резервных)

Назначение	Количество (без резервных)	Мощность единицы оборудования, кВт	Установленная мощность, кВт
Питательный насос	1	13	13
Дожимной компрессор	1	1,5	2,5
Привод барабанной сушилки	1	1,2	1,2
Дымосос	1	79	79
Освещение	-	-	1,7
Питание КИПиА	-	-	6,3
Итого:	Суммарная мощность потребителей Nэл	-	103,7

Определяем годовые издержки на электроэнергию по формуле (8.2):

И_ээ=725,9·1=725,9тыс.руб./год

Годовые издержки на воду:

И_в= G^ку_в ·Ц_хов·, (8.5)

=103,6 тыс.м³/год - годовой расход воды в котле - утилизаторе;

Ц_хов=20,4 руб./м³ - стоимость химочищенной воды;

=5%- коэффициент продувки;

И_в=103,6·20,4·0,05=105,7 тыс.руб./год

Годовые издержки на амортизацию:

И_ам=, (8.6)

где=812 %- норма отчислений на амортизацию;

К- капитальные затраты, тыс.руб.

И_ам=0,11·25326,4=2840,9 тыс.руб./год

Годовые издержки на ремонт:

И_р=, (8.7)

где%- норма отчислений на ремонт.

И_р=0,03·25326,4=774,79 тыс.руб./год

Годовые издержки на заработную плату:

И_зп=()·12, (8.8)

где n- количество обслуживающего персонала, чел.

Где - заработная плата одного работника

И_зп=(12,3·10)·12=1476 тыс.руб./год

Годовые издержки на социальные нужды:

И_сн=· И_зп, (8.9)

где%- норма отчислений на социальные нужды.

И_сн=0,27·1476=398,5 тыс.руб./год

Плата за ущерб окружающей среде (из раздела 6):

Пл=130 тыс.руб./год

Годовые издержки определяем по формуле (8.1):

И_г=33740,78+725,9+105,67+2840,9+774,79+1476+398,52+130=40192,54 тыс.руб./год

Себестоимость тепловой энергии, вырабатываемой установкой, руб./ГДж:

S= , (8.10)

где - доля издержек на производство пара по данным эксергетического анализа;

Q₀ =273890 ГДж/год- годовая выработка пара.

Определяем долю издержек на производство пара:

, (8.11)

где Е_Q - эксергия, получаемая при выработке тепловой энергии, кВт;

E_N=N_ГТУ=1835 кВт - эксергия, получаемая при выработке электрической энергии.

Определяем эксергию, получаемую при выработке тепловой энергии:

, (8.12)

где =7247 кВт - тепловая мощность котла - утилизатора;

Т_ср - среднетермодинамическая температура пара.

Среднетермодинамическую температуру пара определим по формуле:

, (8.13)

где энтальпия пара при и (по номограмме);

где энтропия пара при и (по номограмме);

где энтальпия воздуха при и

(по номограмме).

Эксергию, получаемую при выработке тепловой энергии находим по формуле:

где энтропия воздуха при и (по номограмме)

Долю издержек на производство пара, определим по формуле:

Определим себестоимость тепловой энергии по формуле

тыс.руб/Гдж=103 руб./ГДж

Себестоимость электроэнергии, вырабатываемой установкой, руб./ГДж:

S=, (8.14)

где - доля издержек на производство электроэнергии по данным эксергетического анализа;

N₀=12845000 кВт·ч/год.

Определяем долю издержек на производство электроэнегии:

, (8.15)

Определим себестоимость электрической энергии по формуле (8.14):

S=тыс.руб./кВт·ч=0,94 руб./кВт·ч

Эксплуатационные затраты в альтернативном варианте:

=59598,2 тыс.руб./год (из раздела ТЭО)

8.3 Расчет интегральных показателей эффективности

В качестве интегральных показателей эффективности используется чистый дисконтированный доход (ЧДД), индекс доходности (ИД) и срок окупаемости капитальных вложений.

Чистый дисконтированный доход, тыс.руб.:

, (8.16)

где R_t - выручка от реализации продукции (разность издержек), тыс.руб./год;

З_t - затраты на реализацию продукции, тыс.руб./год;

- коэффициент дисконтирования.

Индекс доходности, руб./руб.:

(8.17)

Принимаем:

Т=10 лет - шаг расчета;

Е=0,1 - норма дисконта.

Результат (разность издержек) составляет, тыс.руб./год:

R_t=256165·(129,2-103)+12650000·(2,095-0,95)+434000·3,74=22819тыс.руб./год

Налоги и сборы, тыс.руб./год:

Н_t= R_t·, (8.19)

где=2040%- условная ставка суммы всех налогов и сборов.

Н_t=22819·0,3=6845,7 тыс.руб./год

Величина интегрального эффекта без дисконтирования, тыс.руб./год:

Э_t= R_t - Н_t (8.20)

Э_t=22819-6845,7=15973,3 тыс.руб./год

Коэффициент дисконтирования:

(8.21)

Величина интегрального эффекта с дисконтированием, тыс.руб.:

=Э_t·, (8.22)

Результаты расчетов сводим в таблицу 8.5

Определяем чистый дисконтированный доход по формуле (8.16):

ЧДД=(14535,7+13257,8+11979,9+10861,8+9903,4+8945,1+8146,4+7507,5++6708,8)-25326,4= 91846,4-25326,4=66520 тыс.руб.

Определяем индекс доходности по формуле (8.17):

ИД= руб./руб.

По данным таблицы 8.5 срок окупаемости комбинированной ГТУ составляет 1,8 года. С учетом затрат времени на проектирование и монтаж оборудования 1 год, срок окупаемости составит 2,8 года. Чистый дисконтированный доход ЧДД=66520 тыс.руб./год, индекс доходности ИД= 3,6 руб./руб. Анализ показателей экономической эффективности позволяет говорить об экономической целесообразности реализации проекта тригенерационной установки для комплексного энергоснабжения производств ОАО «Тулапромстрой».

Результаты всех расчетов приведены в таблице 8.6

Таблица 8.5. Интегральные показатели проектируемой тригенерационной установки

Наименование показателя
	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2023
Результат (разность издержек)	-	22819	22819	22819	22819	2819	22819	22819	22819
Налоги и сборы	-	6845,7	6845,7	6845,7	6845,7	6845,7	6845,7	6845,7	6845,7
Капитальные затраты	25326,4	-	-	-	-	-	-	-	-
Эффект без дисконтирования	-	15973,3	15973,3	15973,3	15973,3	15973,3	15973,3	15973,3	15973,3
Коэффициент дисконтирования	1	0,91	0,83	0,75	0,68	0,62	0,56	0,51	0,42
Эффект с дисконтированием	-	14535,7	13257,8	11979,9	10861,8	9903,4	8945,1	8146,4	6708,8

Таблица 8.6 Ожидаемые технико-экономические показатели тГТУ

Наименование	Единица измерения	Величина показателя
Капитальные вложения в установку	тыс.руб.	25326,4
Число часов использования максимума активнойнагрузки	ч/год	7000
Выработка пара	ГДж/год	273890
Выработка электроэнергии	МВт/год	12845
Суммарные годовые издержки	тыс.руб./год	40192,54
В том числе на:
- электроэнергию	тыс.руб.	725,9
- топливо	тыс.руб.	33740,8
- арматизацию	тыс.руб.	2840,9
- ремонт	тыс.руб.	774,8
- заработную плату	тыс.руб.	1476
- воду	тыс.руб.	105,7
-социальные нужды	тыс.руб.	398,5
- плата за ущерб окружающей среде	тыс.руб.	130
Разделения издержки	тыс.руб.
- пар	тыс.руб.	28134.77
- электроэнергию	тыс.руб.	12057.76
Себестоимость получения:	тыс.руб.	66520
- тепловой энергии	руб/ГДж	103
- электроэнергии	руб/кВт·ч	0,94
Чистый дисконтированный доход	тыс.руб.	66520
Индекс доходности	руб./руб.	3,6
Срок окупаемости	год	2,8

Заключение

В результате проектирования разработана тригенерационная установка для комплексного энергоснабжения производств ОАО «Тулапромстрой». Такие установки характеризуются энергосбережением при комплексной выработке электрической энергии, насыщенного пара и сушильного агента.

Газотурбинная установка ТВ7-117, работающая на природном газе:

- мощность турбины - 1,8 МВт

- эффективный КПД - 0,3

- расход воздуха - 7,95 кг/с

Котёл-утилизатор Г - 445Б:

- давление пара - 1,4 МПа

- температура насыщенного пара - 194°С

- площадь теплопередающей поверхности - 445 м²

Барабанная сушилка производительностью 10000 кг\ч:

-длина сушильного барабана-4м

-объём сушильного барабана-2,64 м

-мощность привода-1,2КВт

На основе расчётов проведённых в разделе оценки технико-экономических показателей:

- срок окупаемости, с учётом строительства - 2,8 года;

- чистый дисконтированный доход - 66520 тыс.руб.;

- индекс доходности - 3,6 руб./руб.;

Список использованных источников

1. Розенгарт Ю.И. Вторичные энергетические ресурсы и их использование. - К.: " Высшая школа", 2008г. - 328с.

2. Пекелис, В.Г. Современная концепция развития энергетики и энергосбережения в регионах с дефицитом топливно-энергетических ресурсов. // Промышленная энергетика. - 1992. - №7. - С.6 - 8.

3. Арсеньев, Г.В. Энергетические установки: Учебник для вузов - М.: Высшая школа, 1991. - 333 с.

4.Удалов В.П. Расчет и проектирование теплоутилизаторов отходящих газов. - Саратов, 1999.

5. Михеев, М.А. Основы теплопередачи. - М.:Энергия, 1973. - 319 с.

6. Костюк, А.Г., Шерстюк, А.Н. Газотурбинные установки: Учебное пособие для вузов. - М.: Высшая школа, 1972. - 254 с.

7. Сидельковский, Л.Н. Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты. -М.: Энергоатомиздат, 1989. - 272 с.

8. Ольховский, Г.Г. Энергетические газотурбинные установки. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 305 с.

9. Арсеньев, Л.В., Тырышкин, В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. - Л.: Машиностроение, 1982. - 247 с.

10. Лебедев, П.Д., Щукин, А.А. Теплоиспользующие установки промышленных предприятий. (Курсовое проектирование): Учебное пособие для энергетических вузов и факультетов. - М.: Энергия, 1970. - 408с.

11. Промышленная теплоэнергетика: Справочник /Под ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина В.М. - М.: Энергоатомиздат, 1991. - 588 с.

12. Рихтер Л.А. Охрана водного и воздушного бассейнов от выбросов ТЭС. Под редакцией Непорожного. - М.: " Энергоиздат", 2005г. - 296с.

13. Кожевников, С.А. Экономика и управление в энергетике.- М., 2003-231с.



Размещено на Allbest.ru

...