CC BY
43
© Р.Н. Валиев, Ш.Г. Зиганшин, Ю.В. Ваньков, Р.Р. Гарипов УДК 620.9; 621.1
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПАРОГАЗОВОЙ УСТАНОВКИ С КОТЛОМ-УТИЛИЗАТОРОМ ЗА СЧЕТ ВКЛЮЧЕНИЯ В СХЕМУ АБСОРБЦИОННОГО ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЯ ТЕПЛОТЫ
Р.Н. Валиев, Ш.Г. Зиганшин, Ю.В. Ваньков, Р.Р. Гарипов
Казанский государственный энергетический университет, г. Казань, Россия
valievkgeu@yandex. ru
Резюме: В данной статье рассмотрен вопрос повышения эффективности парогазовой установки с одноконтурным котлом-утилизатором за счет включения в схему абсорбционного бромисто-литиевого преобразователя теплоты.
Ключевые слова: парогазовая установка, одноконтурный котел-утилизатор, абсорбционный бромисто-литиевый преобразователь теплоты, повышение эффективности.
IMPROVING THE EFFICIENCY OF THE COMBINED CYCLE PLANT WITH HEAT-RECOVERY BOILER DUE TO THE INCLUSION IN THE SCHEME OF ABSORPTION
CONVERTER OF HEAT
R.N. Valiev, S.G. Ziganshin, U.V. Vankov, R.R. Garipov
Kazan State Power Engineering University, Kazan, Russia
valievkgeu@yandex. ru
Abstract: In this article the question of increase of efficiency of the combined cycle plant with single-loop heat-recovery boiler due to the inclusion in the scheme of absorption bromide lithium converter of heat.
Keywords: combined cycle plant, single-loop waste heat boiler, absorption bromide lithium converter of heat, improving the efficiency.
Целью исследования является разработка схемного решения, в котором совместно с парогазовой установкой с одноконтурным котлом утилизатором (далее по тексту ПГУ) будет задействован абсорбционный бромисто-литиевый преобразователь теплоты (далее по тексту АБПТ).
Описание базового варианта одноконтурной ПГУ [1-3]
Схема базового варианта одноконтурной ПГУ показана на рис. 1. Основными элементами ПГУ являются: газотурбинная установка 1, котел-утилизатор 2 и паровая турбина 3. Котел-утилизатор имеет пять теплообменных поверхностей: пароперегреватель ПП, испаритель И1, экономайзер Э, газовый подогреватель конденсата ГПК и газовый подогреватель сетевой воды ГПСВ. Для имитации потребителя теплоты после ГПСВ в схему включен водо-водяной теплообменник ВВТО. На схеме также выделены и пронумерованы: деаэратор 4, конденсатор паровой турбины 5, барабан котла-утилизатора 6, градирня оборотного водоснабжения 7.
Рис. 1. Схема базового варианта ПГУ с одноконтурным котлом-утилизатором: 1 - газотурбинная установка; 2 - котел-утилизатор (КУ); 3 - паровая турбина; 4 - деаэратор; 5 -конденсатор паровой турбины; 6 - барабан; 7 - градирня оборотного водоснабжения. Буквенные обозначения: КС - камера сгорания; ВК - воздушный компрессор; ГТ - газовая турбина; ЭГ1 -электрогенератор газовой турбины; ЭГ2 - электрогенератор паровой турбины; И1 - испаритель; Э -экономайзер; ГПК - газовый подогреватель конденсата; ГПСВ - газовый подогреватель сетевой воды; ВВТО - водо-водяной теплообменник. Расшифровка принятых обозначений температур потоков на
схеме приведена в табл. 2
В камере сгорания газотурбинной установки сжигается топливо, смешанное с воздухом после воздушного компрессора, и образуются дымовые газы, которые направляются в газовую турбину для совершения полезной работы, в результате которой вырабатывается электрическая энергия. Отработанные в газовой турбине дымовые газы, пройдя через теплообменные поверхности котла-утилизатора и дымовую трубу, рассеиваются в атмосфере. В теплообменных поверхностях котла-утилизатора за счет теплообмена с дымовыми газами вырабатывается перегретый водяной пар и нагревается вода. Выработанный пар поступает в паровую турбину для совершения полезной работы, в результате которой вырабатывается электрическая энергия. Отработанный пар из паровой турбины отводится в конденсатор паровой турбины, в котором поддерживается необходимое разряжение и происходит теплообмен с оборотной водой, для конденсации. Образовавшийся конденсат перекачивается через газовый подогреватель конденсата, где подогревается до заданной температуры, в деаэратор. В деаэратор также поступают: греющий пар из промежуточного отбора паровой турбины и химочищенная вода из цеха химводоподготовки. Из деаэратора питательная вода подается в экономайзер. Цикл замыкается. Теплофикационная вода нагревается в газовом подогревателе сетевой воды.
Описание АБПТ [4—7]
Схема АБПТ показана на рис. 2. Абсорбционный бромисто-литиевый преобразователь теплоты состоит из пяти основных элементов: генератора Г, конденсатора К, испарителя И2, абсорбера А и теплообменника растворов ТО.
Рис 2. Схема АБПТ: Г - генератор; К - конденсатор; И2 - испаритель; А - абсорбер;
ТО - теплообменник. Расшифровки обозначений температур потоков приведены в табл. 1
В генератор подводится высоко- или среднепотенциальная теплота от греющего источника в виде продуктов сгорания, водяного пара или горячей воды, в результате чего слабый раствор (раствор с низкой концентрацией бромистого лития) кипит с образованием водяного пара и крепкого раствора (раствора с высокой концентрацией бромистого лития).
Полученный водяной пар направляется в конденсатор, а оставшийся после выпаривания крепкий раствор через теплообменник растворов подается в абсорбер. В конденсаторе водяной пар конденсируется за счет передачи теплоты нагреваемому технологическому потоку, а образовавшийся паровой конденсат через гидрозатвор отводится в испаритель. В испарителе создается и поддерживается необходимое разряжение, при котором паровой конденсат кипит за счет организации теплообмена с потоком низкопотенциальной теплоты в виде нагретой оборотной воды. Выработанный в испарителе водяной пар переходит в абсорбер.
В абсорбере водяной пар орошается крепким раствором и конденсируется с образованием слабого раствора. Теплота, выделившаяся в процессе абсорбции, передается нагреваемому технологическому потоку. Слабый раствор из абсорбера через теплообменник растворов перекачивается в генератор и цикл замыкается.
Коэффициент преобразования теплоты, который может быть получен в АБПТ, зависит от потенциала используемых источников теплоты, параметров термодинамического цикла, свойств раствора и характеристик оборудования [8—11].
Описание нового варианта одноконтурной ПГУ
Схема нового варианта одноконтурной ПГУ показана на рис. 3.
Принципиальные отличия предлагаемой схемы ПГУ от базовой заключаются:
- в добавлении в схему АБПТ;
- в установке дополнительной поверхности нагрева в котле-утилизаторе;
- в использовании низкопотенциальной теплоты оборотной воды.
В базовой схеме без АБПТ конденсат из конденсатора паровой турбины перед подачей в деаэратор нагревается в газовом подогревателе конденсата ГПК (рис. 1).
В новой схеме нагреваемый конденсат последовательно проходит через три теплообменные поверхности: абсорбер АБПТ, конденсатор АБПТ и газовый подогреватель конденсата ГПК.
Для обогрева генератора АБПТ в качестве теплоносителя используется вода, нагреваемая в дополнительной поверхности нагрева котла-утилизатора, газовом подогревателе воды ГПВ.
Для обогрева испарителя АБПТ в качестве теплоносителя используется низкопотенциальная теплота оборотной воды после конденсатора паровой турбины.
В остальном новая схема по описанию идентична базовой схеме, показанной на рис. 1.
Рис. 3. Схема нового варианта ПГУ с одноконтурным котлом-утилизатором и АБПТ: 1 - газотурбинная установка; 2 - котел-утилизатор (КУ); 3 - паровая турбина; 4 - деаэратор; 5 -конденсатор паровой турбины; 6 - барабан КУ; 7 - градирня оборотного водоснабжения; 8 —АБПТ. Буквенные обозначения: КС - камера сгорания; ВК - воздушный компрессор; ГТ - газовая турбина; ЭГ1 - электрогенератор газовой турбины; ЭГ2 - электрогенератор паровой турбины; И1 - испаритель КУ; Э - экономайзер КУ; ГПК - газовый подогреватель конденсата КУ; ГПВ - газовый подогреватель воды КУ; ГПСВ - газовый подогреватель сетевой воды КУ; ВВТО - водо-водяной теплообменник; Г -генератор АБПТ; И2 - испаритель АБПТ; К - конденсатор АБПТ; А - абсорбер АБПТ. Расшифровка принятых обозначений температур потоков на схеме приведена в табл. 1, 3
Преимуществом нового схемного решения является увеличение тепловой мощности ГПСВ. Недостатком - усложнение схемы и дополнительные затраты на приобретение и внедрение нового оборудования.
Методика сравнительной оценки эффективности
Для сравнительной оценки эффективности базовой и новой схем ПГУ с одноконтурным котлом-утилизатором были определены исходные данные и произведены необходимые расчеты в следующей последовательности: 1) расчет базовой схемы ПГУ; 2)
расчет АБПТ; 3) расчет новой схемы ПГУ; 3) сравнительная оценка теплоэнергетической эффективности включения АБПТ в схему ПГУ на основе анализа полученных результатов.
Расчет схем ПГУ проводился в компьютерной программе, предназначенной для расчета тепловых схем парогазовых установок с котлами-утилизаторами. В основу рабочего алгоритма программы заложены общепринятые классические методики расчета тепловых схем ПГУ [ 1]. Для ввода исходных данных и вывода результатов в программе использованы возможности пакета Microsoft Excel со встроенным языком программирования VBA.
Для сопоставимости результатов расчета базового и нового вариантов схемы ПГУ генерируемая установками электрическая мощность, параметры и количество вырабатываемого перегретого водяного пара, а также температура покидающих котел-утилизатор дымовых газов приняты одинаковыми и определялись для четырех рабочих режимов с наиболее характерными температурами наружного воздуха.
Расчет АБПТ проводился отдельно от расчета тепловых схем ПГУ по общепринятым классическим методикам, приведенным в литературе [5, 6]. Тепловые нагрузки аппаратов АБПТ определялись по расходу конденсата из паровой турбины.
Полученные результаты
Показатели, представляющие интерес для сравнительной оценки эффективности базовой и новой схем ПГУ, приведены для АБПТ в табл. 1, для базового варианта схемы ПГУ - в табл. 2, для нового варианта схемы ПГУ - в табл. 3.
Таблица 1
Показатели АБПТ
№ п/п Наименование величины и размерность Обозначение Температура наружного воздуха, °С
-32 -18 -5,2 8
1 Тепловая нагрузка генератора, кВт Qr 1550 1550 1530 1495
2 Тепловая нагрузка испарителя, кВт Qo 1088 1087 1071,47 1047,2
3 Тепловая нагрузка конденсатора, кВт Qk 1153 1152 1134,9 1109,27
4 Тепловая нагрузка абсорбера, кВт Qa 1490,29 1489,29 1466,2 1433,08
5 Тепловая нагрузка промежуточного теплообменника, кВт QTO 347,93 345,26 342,3 334,58
6 Температура греющей воды на входе в генератор, °С ¿ГПВ2 160 160 160 160
7 Температура греющей воды на выходе из генератора, °С trab1 130 130 130 130
8 Температура оборотной воды на входе в испаритель, °С t02 35 35 35 35
9 Температура оборотной воды на выходе из испарителя, °С t01 20 20 20 20
10 Температура конденсата паровой турбины на входе в абсорбер, °С t5 39 39 39 39
12 Температура конденсата паровой турбины на выходе из конденсатора, °С tK=traK1 75 75 75 75
13 Расход греющей воды через генератор, кг/с Gг 12,01 12 11,89 11,56
14 Расход конденсата паровой турбины через абсорбер и конденсатор, кг/с Ga= Gk 17,49 17,47 17,21 16,82
15 Расход оборотной воды через испаритель, кг/с Gh 17,27 17,26 17 16,62
Таблица 2
Показатели базовой схемы ПГУ
№ п/п Наименование величины и размерность Обозначение Температура наружного воздуха, °С
-32,0 -18,0 -5,2 8,0
1 Температура дымовых газов за газовой турбиной, °С ¿гт 518,7 526,4 532,7 538,8
2 Температура дымовых газов за пароперегревателем, °С 1ПП 454,0 458,4 462,0 465,4
3 Температура дымовых газов за испарителем, °С % 255,4 255,4 255,4 255,4
4 Температура дымовых газов за экономайзером, °С 215,7 214,8 214,0 213,3
5 Температура дымовых газов за ГПК, °С 1ГПК 166,4 164,4 162,7 161,1
6 Температура дымовых газов за ГПСВ, °С ¿ГПСВ 110,0 110,0 110,0 110,0
7 Давление пара на выходе из пароперегревателя, МПа -Рди 3,5 3,5 3,5 3,5
8 Температура пара на выходе из пароперегревателя, °С 478,7 486,4 492,7 498,8
9 Температура пара на входе в пароперегреватель, °С %П1 478,7 486,4 492,7 498,8
10 Температура пара на выходе из испарителя, °С ^т 245,4 245,4 245,4 245,4
11 Температура воды на входе в испаритель, °С ГПП1 245,4 245,4 245,4 245,4
12 Температура воды на выходе из экономайзера, °С гии2 235,4 235,4 235,4 235,4
13 Температура воды на входе в экономайзер, °С ГПП1 159,4 159,4 159,4 159,4
14 Температура воды на выходе из ГПК, °С ТгПК2 143,8 143,8 143,8 143,8
15 Температура воды на входе в ГПК, °С ¿ГКП1 60,0 60,0 60,0 60,0
16 Температура воды на выходе из ГПСВ, °С ¿ГПСВ2 140,0 140,0 140,0 140,0
17 Температура воды на входе в ГПСВ, °С ¿ГПСВ1 80,0 65,0 60,0 60,0
18 Температура прямой воды тепловой сети, °С Г01 130,0 98,0 70,0 70,0
19 Температура обратной воды в тепловой сети, °С г02 70,0 55,0 42,0 42,0
18 Тепловая мощность ГПСВ, МВт 6гпсв 8,77 8,25 7,73 7,21
19 Расход дымовых газов за ГТ, кг/с сдг 146,0 142,6 138,0 132,7
20 Расход пара через пароперегреватель, кг/с СПП 18,10 18,07 17,80 17,40
21 Расход воды на испаритель, кг/с Ои 18,10 18,07 17,80 17,40
22 Расход воды через экономайзер, кг/с Сэ 18,47 18,44 18,16 17,75
23 Расход воды через ГПК, кг/с СГПК 21,83 21,80 21,47 20,99
24 Расход воды через ГПСВ, кг/с СГПСВ 34,59 26,08 22,94 21,38
Таблица 3
Показатели новой схемы ПГУ
№ п/п Наименование величины и размерность Обозначение Температура наружного воздуха, °С
-32,0 -18,0 -5,2 8,0
1 Температура дымовых газов за газовой турбиной, °С ГГТ 518,7 526,4 532,7 538,8
2 Температура дымовых газов за пароперегревателем, °С 1ПП 454,0 458,4 462,0 465,4
3 Температура дымовых газов за испарителем, °С % 255,4 255,4 255,4 255,4
4 Температура дымовых газов за экономайзером, °С 215,7 214,8 214,0 213,3
5 Температура дымовых газов за ГПК, °С 1ГПК 183,3 181,6 180,3 179,0
6 Температура дымовых газов за ГПВ, °С ГГПВ 173,4 171,5 169,9 168,5
7 Температура дымовых газов за ГПСВ, °С ¿ГПСВ 110,0 110,0 110,0 110,0
8 Давление пара на выходе из пароперегревателя, МПа -Рди 3,5 3,5 3,5 3,5
9 Температура пара на выходе из пароперегревателя, °С 478,7 486,4 492,7 498,8
10 Температура пара на входе в пароперегреватель, °С ГПП1 478,7 486,4 492,7 498,8
11 Температура пара на выходе из испарителя, °С ^т 245,4 245,4 245,4 245,4
12 Температура воды на входе в испаритель, °С ГПП1 245,4 245,4 245,4 245,4
13 Температура воды на выходе из экономайзера, °С ГПП2 235,4 235,4 235,4 235,4
14 Температура воды на входе в экономайзер, °С ГПП1 159,4 159,4 159,4 159,4
15 Температура воды на выходе из ГПК, °С ТГПК2 143,8 143,8 143,8 143,8
16 Температура воды на входе в ГПК, °С ¿ГКП1 75 75 75 75
17 Температура воды на выходе из ГПВ, °С ТГПВ2 160 160 160 160
18 Температура воды на входе в ГПВ, °С ¿ГПВ1 130 130 130 130
19 Температура воды на выходе из ГПСВ, °С ¿ГПСВ2 140,0 140,0 140,0 140,0
18 Температура воды на входе в ГПСВ, °С ¿ГПСВ1 80,0 65,0 60,0 60,0
19 Температура прямой воды тепловой сети, °С Г01 130,0 98,0 70,0 70,0
20 Температура обратной воды в тепловой сети, °С г02 70,0 55,0 42,0 42,0
21 Тепловая мощность ГПСВ, МВт бгисв 9,85 9,33 8,79 8,20
22 Расход дымовых газов за ГТ, кг/с Слг 146,0 142,6 138,0 132,7
23 Расход пара через пароперегреватель, кг/с Оии 18,10 18,07 17,80 17,40
24 Расход воды на испаритель, кг/с СИ 18,10 18,07 17,80 17,40
25 Расход воды через экономайзер, кг/с Сэ 18,47 18,44 18,16 17,75
26 Расход воды через ГПК, кг/с СГПК 17,49 17,47 17,21 16,82
27 Расход воды через ГПВ, кг/с СГПВ 12,01 12 11,89 11,56
28 Расход воды через ГПСВ, кг/с СГПСВ 38,87 29,51 26,08 24,48
Гистограмма изменения температуры дымовых газов в теплообменных поверхностях котла-утилизатора для базового и нового вариантов схемы показана на рис. 5.
Гистограмма построена для климатических условий г. Казань при средней температуре наружного воздуха для отопительного периода -5,2°С.
Из гистограммы и табл. 1 и 2 видно, что в новой схеме, благодаря предварительному нагреву конденсата после паровой турбины в абсорбере АБПТ и конденсаторе АБПТ, при прочих равных условиях температура дымовых газов на входе в газовый подогреватель сетевой воды выше на 7°С.
Рис. 5. Изменение температуры дымовых газов в теплообменных поверхностях котла-утилизатора для базового и нового вариантов схемы ПГУ: ПП - пароперегреватель; И - испаритель; Э - экономайзер; ГПК - газовый подогреватель конденсата (в базовой схеме теплосъем больше на 49,3-32,4=16,9°С); ГПВ - газовый подогреватель воды для генератора АБПТ (в базовой схеме ГПВ остутствует, в новой схеме теплосъем в ГПВ составляет 9,9°С); ГПСВ - газовый подогреватель сетевой воды (в новой схеме теплосъем увеличился на 63,4-56,4=7°С)
На рис. 6 показан график тепловой мощности газового подогревателя сетевой воды в зависимости от температуры наружного воздуха для базового и нового вариантов схемы.
Температура наружного воздуха, °С
Рис.6. Тепловая мощность газового подогревателя сетевой воды в зависимости от температуры наружного воздуха для базового и нового вариантов схемы ПГУ
Из графика следует, что в новом варианте схемы ПГУ тепловая мощность газового подогревателя сетевой воды в рассмотренном интервале наружных температур может быть, при прочих равных условиях, увеличена, по сравнению с базовым вариантом, на 0,99 МВт
при температуре наружного воздуха +8°С, на 1,06 МВт при температуре наружного воздуха -5,2°С; на 1,08 МВт при температурах наружного воздуха -18 и -32°С.
Выводы
1. Предложено и рассмотрено новое схемное решение для ПГУ с одноконтурным котлом-утилизатором и АБПТ.
2. Проведено расчетное исследование и получены результаты, подтверждающие теплоэнергетическую эффективность новой схемы ПГУ по сравнению с базовым вариантом. В заданном интервале температур наружного воздуха тепловая мощность газового подогревателя сетевой воды за счет установки АБПТ увеличена на 12-14 % от своего прежнего значения.
3. Увеличение тепловой мощности ГПСВ при прочих равных условиях позволяет получить дополнительный доход от реализации тепловой энергии, который можно приближенно оценить по формуле, руб/год,
АДХЭ = 1,163А0ГЭтТЭцТЭг1ТЭ = (1)
где АДХЭ - доход от реализации дополнительной тепловой мощности, руб/год; 1,163 -коэффициент для перевода МВт в Гкал/ч; А0ХЭ - дополнительно реализуемая тепловая мощность, МВт; тТЭ - число часов в году, в течение которых реализуется дополнительная тепловая мощность, ч/год; ЦХЭ - отпускная цена 1 Гкал тепловой энергии, руб/Гкал; ^ХЭ -коэффициент полезного действия тарифа, учитывающий все дополнительные неучтенные в тарифе расходы и потери в процессе производства, транспортировки, распределения и реализации дополнительной тепловой мощности, о.е.
Например, при увеличении отпуска теплоты потребителям на А^ХЭ = 1 МВт, при условии реализации тепловой энергии в течение тХЭ = 8400 часов/год и принятой стоимости тепловой энергии ЦХЭ = 1626 руб/Гкал, с заданным коэффициентом полезного действия тарифа "лХЭ = 0,5, дополнительный годовой доход составит
АДХЭ = 1,163 А0ГЭхХЭЦХЭпХЭ = 1,163-1-8400-1626• 0,5 = 7 942 360 руб/год.
Литература
1. Трухницкий А.Д. Парогазовые установки электростанций: учебное пособие для вузов по направлению подготовки «Энергетическое машиностроение» и «Теплоэнергетика и теплотехника». Москва: Издательский дом МЭИ, 2013. 646 с.
2. Щинников П.А. Назаренко Г.В., Григорьева О.К. и др. Комплексный анализ парогазовых ТЭЦ // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2010. № 3-4. С. 15-20.
3. Heejin Cho, Amanda D. Smith, Pedro Mago, Combined cooling, heating and power: A review of performance improvement and optimization, Applied Energy. 2014. Volume 136. P. 168-185.
4. Ноздренко Г.В., Щинников П.А., Томилов В.Г. Пугач Ю.Л. Двухтрубная система теплоснабжения с абсорбционным бромисто-литиевым тепловым насосом // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2000. № 5-6. С. 25-28.
5. Бараненко А.В., Тимофеевский Л.С., Долотов А.Г., Попов А В. Абсорбционные преобразователи теплоты: моногр. СПб.: СПбГУНиПТ, 2006. 338 с.
6. Тимофеевский Л.С., Пекарев В.И., Бухарин Н.Н. и др. Тепловые и конструктивные расчеты холодильных машин, тепловых насосов и термотрансформаторов. Ч.1. Расчет циклов, термодинамических и теплофизических свойств рабочих веществ. СПб.: СПбГУНиПТ, 2006. 260 с.
7. Галимова Л.В. Эффективность энергосберегающих систем на базе абсорбционных термотрансформаторов: автореф. дис.... д-ра техн. наук. Астрахань: Астрахан. ГТУ, 2004. 32 с.
8. Christian Keil, Stefan Plura, Michael Radspieler, Christian Schweigler, Application of customized absorption heat pumps for utilization of low-grade heat sources, Applied Thermal Engineering, Volume 28, Issue 16, 2008, p. 2070-2076.
9. Романюк В.Н., Бобич А.А. Абсорбционные тепловые насосы на ТЭЦ Белорусской ОЭС на примере Мозырской ТЭЦ // Энергия и Менеджмент. 2015. № 1. С. 13-20.
109
10. Романюк В.Н, Бобич А.А. Обоснование параметров АБТН для утилизации ВЭР на ТЭЦ с помощью пассивного эксперимента и определение соответствующих изменений различных оценок работы энергосистемы // Энергия и Менеджмент. 2016. № 1. С. 14-23.
11. Романюк В.Н, Бобич А.А. Численное исследование тепловых схем ТЭЦ с помощью их топологических моделей // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2016. Т. 59, № 4. С. 376-390.
Авторы публикации
Валиев Радик Нурттинович - канд. техн. наук, доцент кафедры «Промышленная теплоэнергетика и системы теплоснабжения» (ПТЭ) Казанского государственного энергетического университета (КГЭУ). E-mail: valievkgeu@yandex.ru.
Зиганшин Шамиль Гаязович - канд. техн. наук, доцент кафедры «Промышленная теплоэнергетика и системы теплоснабжения» (ПТЭ) Казанского государственного энергетического университета (КГЭУ). E-mail: shz@list.ru.
Ваньков Юрий Витальевич - д-р техн. наук, профессор, заведующий кафедрой «Промышленная теплоэнергетика и системы теплоснабжения» (ПТЭ) Казанского государственного энергетического университета (КГЭУ). E-mail: yvankov@mail.ru.
Гарипов Ранис Рафисович - магистр техники и технологий кафедры «Промышленная теплоэнергетика и системы теплоснабжения» (ПТЭ) Казанского государственного энергетического университета (КГЭУ).
References
1. Parogazovye ustanovki elektrostantsiy: uchebnoe posobie dlya vuzov po napravleniyu podgotovki "Energeticheskoe mashinostroenie" i "Teploenergetika i teplotekhnika" / A. D. Trukhniy. Moskva: Izdatelskiy dom MEI, 2013, 646 p.
2. Kompleksnyy analiz parogazovykh TETs [Tekst] / P. A. Shchinnikov [i dr.] // Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. 2010. № 3-4. P. 15-20.
3. Heejin Cho, Amanda D. Smith, Pedro Mago, Combined cooling, heating and power: A review of performance improvement and optimization, Applied Energy, Volume 136, 2014, p. 168-185.
4. Dvukhtrubnaya sistema teplosnabzheniya s absorbtsionnym bromisto-litievym teplovym nasosom / G. V. Nozdrenko [i dr.]. // Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. Problemy energetiki. 2000. № 5-6. P. 25-28.
5. Absorbtsionnye preobrazovateli teploty / Baranenko A. V., Timofeevskiy L. S., Dolotov A. G., Popov A. V.: monogr. SPb.: SPbGUNiPT, 2006, 338 p.
6. Teplovye i konstruktivnye raschety kholodilnykh mashin, teplovykh nasosov i termotransformatorov. Ch.1. Raschet tsiklov, termodinamicheskikh i teplofizicheskikh svoystv rabochikh veshchestv / Timofeevskiy L. S., Pekarev V. I., Bukharin N. N. i dr. SPb.: SPbGUNiPT, 2006, 260 p.
7. Effektivnost energosberegayushchikh sistem na baze absorbtsionnykh termotransformatorov / Galimova L.V.: avtoref. dis. d-ra tekhn. nauk. Astrakhan: Astrakhan. GTU, 2004, 32 p.
8. Christian Keil, Stefan Plura, Michael Radspieler, Christian Schweigler, Application of customized absorption heat pumps for utilization of low-grade heat sources, Applied Thermal Engineering, Volume 28, Issue 16, 2008, p. 2070—2076.
9. Absorbtsionnye teplovye nasosy na TETs Belorusskoy OES na primere Mozyrskoy TETs / V.N. Romanyuk, A.A. Bobich // Energiya i Menedzhment. 2015. No. 1. P. 13-20.
10. Obosnovanie parametrov ABTN dlya utilizatsii VER na TETs s pomoshchyu passivnogo eksperimenta i opredelenie sootvetstvuyushchikh izmeneniy razlichnykh otsenok raboty energosistemy / V.N. Romanyuk, A.A. Bobich // Energiya i Menedzhment. 2016. No. 1. P. 14-23.
11. Chislennoe issledovanie teplovykh skhem TETs s pomoshchyu ikh topologicheskikh modeley / V. N. Romanyuk, A. A. Bobich // Energetika. Izv. vyssh. ucheb. zavedeniy i energ. obedineniy SNG. 2016. Vol. 59, No. 4. P. 376-390.
Authors of the publication
Radik N. Valiev - Cand. Sci. (Techn.), Assoc. Cand. Sci. of department "Industrial Heat Power Engineering and system of heating supply" (IHPE) Kazan state power engineering university (KSPEU).
Shamil G. Ziganshin - Cand. Sci. (Techn.), Assoc. Cand. Sci. of department "Industrial Heat Power Engineering and system of heating supply" (IHPE) Kazan state power engineering university (KSPEU).
Yury V. Vankov - Dr. Sci. (Techn.), Prof. of department "Industrial Heat Power Engineering and system of heating supply" (IHPE) Kazan state power engineering university (KSPEU).
Ranis R. Garipov - Mag. Sci. (Techn.) of department "Industrial Heat Power Engineering and system of heating supply" (IHPE) Kazan state power engineering university (KSPEU).
Поступила в редакцию 26 июня 2017 г.
