реферат. Реферат_Горнев. Реферат Технология производства электроэнергии на тэц с паротурбинными установками
 Скачать 425.5 Kb.
|
|
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого» Институт Энергетики и транспортных систем Кафедра «Электрические системы и сети» РЕФЕРАТ «Технология производства электроэнергии на ТЭЦ с паротурбинными установками» Выполнил студент Группы з13231/1 М.А. Горнев Руководитель ст. преподаватель М.А. Люлина Санкт-Петербург 2019 г. Содержание Введение 3 1. Тепловые электрические станции 4 2. Паротурбинные установки 8 3. Общие сведения о технологии производства электроэнергии на тепловых электростанциях 12 4. Технология производства электроэнергии с паротурбинными установками 14 Заключение 20 Литература 21 ВведениеЭлектростанциями называются предприятия или установки, предназначенные для производства электроэнергии. Топливом для электрических станций служат природные богатства - уголь, торф, вода, ветер, солнце, атомная энергия и др. Для приведения во вращение электрических генераторов используют первичные двигатели - паровые машины, двигатели внутреннего сгорания, газовые, тепло- и гидротурбины и др. В зависимости от вида энергии, потребляемой первичным двигателем, электрические станции могут быть разделены на следующие основные типы: тепловые, атомные, гидроэлектростанции, гидроаккумулирующие, газотурбинные, а также маломощные электрические станции местного значения: ветряные, солнечные, геотермальные, морских приливов и отливов, дизельные и др. Мощные электрические станции объединяют высоковольтными линиями электропередачи (ЛЭП) в единую энергетическую систему. Такое объединение электрических станций повышает надежность электроснабжения потребителей и дает огромную экономию народному хозяйству за счет лучшего использования электрооборудования. 1. Тепловые электрические станцииИз общего количества вырабатываемой электрической энергии в СССР большая часть приходится на выработку электроэнергии тепловыми электростанциями. Процесс получения электрической энергии на ТЭС заключается в последовательном преобразовании энергии сжигаемого топлива в тепловую энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат каменный уголь, торф, горючие сланцы, естественный газ, нефть, мазут, древесные отходы. По характеру обслуживания тепловые электрические станции делят на районные (ГРЭС), конденсационные (КЭС), теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Районные электростанции (ГРЭС), снабжающие потребителей только электроэнергией и располагающиеся в районе энергетических запасов (угля, торфа, газа и т. д.). Успешно работают мощные ГРЭС: Рефтинская мощностью 3,8 ГВт, Запорожская, Углегорская, Костромская мощностью по 3,6 ГВт и др. ТЭС единичной мощностью 4,0 и 6,4 ГВт сооружаются в районах Экибастузского (Экибастузские ГРЭС-1, ГРЭС-2) и Канско-Ачинского (Березовская ГРЭС-1) угольных бассейнов. Попутный газ Тюменских месторождений используется на Сургутских ГРЭС-1 и ГРЭС-2. Турбины ГРЭС обеспечивают конденсационный режим, при котором пар проходит последовательно через все ступени турбины, после чего конденсируется в конденсаторе; конденсационные, снабжающие потребителей только электроэнергией, по принципу работы соответствуют ГРЭС, но удалены от потребителей электроэнергии. Они передают вырабатываемую мощность на высоких и сверхвысоких напряжениях. В отечественной энергетике на долю КЭС приходится до 60% выработки электроэнергии; теплоэлектроцентрали, снабжающие потребителей электрической и тепловой энергией, располагающиеся в районе их потребления. Они отличаются от ГРЭС и КЭС тем, что используют теплоту «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. ТЭС получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением теплоты и электроэнергии. В целом на ТЭЦ (рис. 1) производится около 25% всей электроэнергии, вырабатываемой в СССР.
Твердое топливо, поступающее из топливного склада, с помощью транспортера попадает в топливный бункер, а затем дробильное устройство (шаровую мельницу). Пылевидное топливо пневмотранспортом вдувается к горелкам топки котла. При сгорании топлива выделяется газ с температурой 1200- 1600°С. Эти газы омывают трубы внутри котла 1, по которым протекает вода, отдают свою теплоту, и вода превращается в пар. Вырабатываемый пар с температурой 540-560°С и давлением 130-250 т. а. поступает по паропроводу в паровую турбину 2. Вследствие разности давлений пара, поступающего в турбину и выходящего из нее, а также разности температур пар, расширяясь при прохождении через все ступени турбины, совершает механическую работу, т. е. вращает вал турбины, а вместе с ним и генератор 3. Отработанный пар в паровой турбине с параметрами давления 0,035-0,05 т. а. и температурой 120-140°С направляется по трубам в конденсатор 4, где пар превращается в дистиллированную воду, которая откачивается насосом 5 в деаэратор 6 для освобождения конденсатора от растворенного в нем воздуха. Другая часть отобранного пара отбирается из промежуточной ступени турбины с давлением 13-40 т. а. и направляется в теплофикационный коллектор 7 для использования в системе теплоснабжения промышленных предприятий и коммуникально-хозяйственных объектов. При водяной системе теплоснабжения пар поступает в коллектор 7 в пароводяные подогреватели 15, где отдает теплоту воде, циркулирующей в тепловой сети. Пар в пароводяных подогревателях превращается в конденсат, который насосом 18 откачивается в деаэратор. Нагретая вода поступает по линии тепловой сети 16 к потребителям 13 и 14 я после охлаждения в них по обратной линии тепловой сети попадает сетевыми насосами 17 вновь на подогрев в пароводяные подогреватели 75. При паровой Системе теплоснабжения пар из указанного коллектора 7 направляется в паровую линию 8; из нее в теплопотребляющие аппараты 9, где превращается в конденсат, который из сборных баков 11 насосами 12 через конденсатную линию 10 перекачивается в деаэратор 6, а затем в котел 1 при помощи питательных насосов 20. Для конденсации пара в конденсаторе 4 подача воды в паровой котел 1 выполняется насосами 19, которые подают холодную воду из источника водоснабжения 21 (реки, озера, артезианской скважины). Поскольку через трубы конденсатора протекает большое количество воды, ее температура на выходе из конденсатора не превышает 25-36°С. Вода с такой температурой не может быть использована в полезных целях и поэтому ее вновь сбрасывают в систему водоснабжения. Отработанные газы из топки котла с температурой 350-450°С нельзя выбрасывать в атмосферу, поэтому на пути их следования установлен водяной экономайзер, который дополнительно подогревает питательную воду. Продолжая свой путь, газы проходят через золоулавливатель, а затем отсасывающим дымососом выбрасывают в дымовую трубу. ГРЭС и КЭС имеют невысокий КПД. Только 30-40% энергии топлива превращается в электрическую энергию, а остальная часть теряется с отходящими газами, выбрасываемыми в атмосферу через дымовую трубу, и с циркуляционной водой, проходящей через конденсатор турбины. Таким образом, работа конденсационных станций на привозном топливе экономически невыгодна. На ТЭЦ в зависимости от потребности в паре и горячей воде изменяется количество пара, отводимого от промежуточных ступеней турбины. Чем больше пара отбирается для теплофикации, тем меньше его поступает в конденсатор. При этом выработка электрической энергии снижается, но зато уменьшаются потери теплоты, уносимой с циркуляционной водой. При экономичной работе ТЭЦ, т. е. при одновременном отпуске потребителям оптимальных количеств электроэнергии и теплоты, КПД их достигает 60-70%. В период, когда полностью прекращается потребление теплоты (например, неотопительный сезон), КПД станции снижается. 2. Паротурбинные установкиПаротурбинная установка (ПТУ) — это непрерывно действующий тепловой агрегат, рабочим телом которого является вода и водяной пар. Паротурбинная установка является механизмом для преобразования потенциальной энергии сжатого и нагретого до высокой температуры пара, получаемой в котле при сгорании топлива, в кинетическую энергию вращения ротора турбины. На электрической станции эта механическая энергия превращается в электрическую энергию в электрическом генераторе. Включает в себя паровую турбину и вспомогательное оборудование. Паротурбинные установки используются для привода турбогенератора на тепловых и атомных электростанциях. Паротурбинная установка (ПТУ), обеспечивающая преобразование тепловой энергии пара в механическую энергию, включает в общем случае паровую турбину, конденсационное устройство, регенеративные подогреватели питательной воды, деаэратор, конденсатные и питательные насосы. Паровая турбина состоит из одной или нескольких последовательно расположенных ступеней, в которых происходит двойное преобразование энергии. Потенциальная и внутренняя энергия пара преобразуются в соплах и лопатках в кинетическую энергию, а кинетическая энергия, а также работа сил, возникающих в процессе ее преобразования в рабочем колесе — в механическую энергию, передаваемую непрерывно вращающемуся валу. По принципу работы паровые турбины классифицируются на активные (расширение пара происходит только в соплах) и реактивные (расширение пара происходит в соплах и на рабочих лопатках). По типу паровые турбины принято разделять на: конденсационные турбины (тип К); конденсационные с теплофикационным отбором (Т); конденсационные с регулируемыми отборами на промышленные нужды и теплофикацию (ПТ); с противодавлением (тип Р); с противодавлением и отбором (ПР); конденсационные с отбором пара на промышленные нужды (П). Свежий пар из котла и пароперегревателя поступает в турбину и, расширяясь в ней, совершает работу, вращая ротор электрического генератора. После выхода из турбины пар поступает в конденсатор, где конденсируется. Далее конденсат отработавшего пара конденсатным насосом прокачивается через подогреватель низкого давления в деаэратор. Из деаэратора питательным насосом вода подается через подогреватель высокого давления в котел. Паровая турбина и электрогенератор представляют собой турбоагрегат. Подогреватели и деаэратор образуют систему регенеративного подогрева питательной воды с использованием пара из нерегулируемых отборов паровой турбины. Для эффективной работы пар в турбину должен подаваться с высоким давлением и температурой (от 13 кг/см2/190°C до 240 кг/см2/550°С). Такие условия предъявляют повышенные требования к котельному оборудованию, что приводит к существенному росту капитальных вложений. Преимуществом паротурбинной технологии является возможность использования в котле самого широкого спектра топлив, включая твердые. Однако использование тяжелых нефтяных фракций и твердого топлива снижает экологические показатели системы, которые определяются составом отходящих из котла продуктов горения. На существующих тепловых электростанциях новые ПТУ целесообразно использовать при отсутствии возможности внедрения на них газотурбинных и парогазовых технологий. Паровые турбины с противодавлением целесообразно использовать для модернизации котельных с промышленными паровыми котлами распространенных типов ДКВР, ДЕ (рабочее давление 1,3-1,4 МПа), у которых давление пара на выходе из котлов значительно выше, чем это необходимо для производственных нужд. При установке в таких котельных паровых противодавленческих турбоагрегатов малой мощности, пропускаемый через ПТУ пар будет срабатываться от начальных параметров на котлах до давления, нужного потребителю, и в результате бесполезно теряемый до этого потенциал пара будет использоваться для выработки малозатратной электрической энергии. Вырабатываемая ПТУ электроэнергия пойдет на покрытие собственных нужд котельной и предприятия, а ее избыток может продаваться в энергосистему. При этом основной задачей модернизированной котельной продолжает оставаться производство тепла, а электроэнергия является полезным сопутствующим продуктом его производства, значительно улучшающим технико-экономические показатели работы котельной, и может стать дополнительной статьей доходов. КПД паротурбинных установок (ПТУ) в части генерации электроэнергии самый низкий из всех рассматриваемых технологий и составляет от 7 до 39%, но в составе теплофикационных систем суммарная эффективность паротурбинной установки может достигать 84% в расчете на условную единицу израсходованного топлива. Сложность комплексной оценки информации по паротурбинным установкам заключается в их большом разнообразии как по типу (К, П, ПТ, Т, Р, ПР), так и по начальным параметрам (от 13 кг/см2 и ниже до 240 кг/см2). В теплофикационных ПТУ электрическая мощность, расход пара на турбину определяется величиной тепловой нагрузки в паре и в сетевой воде. Технико-экономические показатели каждой турбины должны определяться по диаграммам режимов с учетом всех особенностей ее работы. Паротурбинная установка (ПТУ) - одна из основных частей тепловой или атомной электростанции. Паротурбинные установки эксплуатируются в различных областях техники. Их устанавливают на кораблях, морских и речных судах, а также на электростанциях, насосных и других установках. Паротурбинные установки могут работать также на солнечной и геотермальной энергии. Посылаемый на Землю поток солнечной энергии примерно в 20 тыс. раз выше количества энергии, используемой за одно и то же время в мире. Однако плотность солнечного потока энергии мала, поэтому при использовании ее для производства электроэнергии последняя оказывается весьма дорогостоящей. 3. Общие сведения о технологии производства электроэнергии на тепловых электростанцияхТепловая электростанция (ТЭС) преобразует тепловую энергию органического топлива в электроэнергию. В качестве органического топлива используется уголь, природный газ и мазут. Мазут играет роль резервного топлива на случай перебоя снабжения станции газом. На долю угля приходится около 30% от общего расхода условного топлива, а основную долю составляют газ (65%) и мазут (5%). Крупнейшие ТЭС России перечислены в табл. 1 в порядке убывания мощностей. Табл. 1. - Крупнейшие ТЭС России
Реже используется жидкое топливо, полученное при обработке нефтепродуктов. В виде исключения для сжигания на ТЭС используется торф, биомасса и отходы промышленного производства. Тепловые электрические станции по мощности составляют 65% от всех электростанций России и разделяются на блоки на сверхкритических параметрах пара (300, 500, 800, 1200 МВт) и на блоки меньшей мощности на докритических параметрах пара. Тепловые электростанции делятся на конденсационные электростанции (КЭС, или другое название ГРЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). На КЭС производится только электроэнергия, поэтому наиболее крупные КЭС находятся вблизи залежей полезных ископаемых органического топлива и необязательно вблизи крупных электропотребителей. Второе название КЭС – государственная районная электростанция – отражает значение крупной станции для народного хозяйства в масштабах региона страны. На ТЭЦ помимо электроэнергии производится тепловая энергия. Поэтому, для минимизации потерь тепловой энергии ТЭЦ строятся вблизи потребителей и имеют сравнительно небольшую мощность. Важно помнить, что ТЭЦ работают по графику теплового потребления и расположены в базисной части графика нагрузки. Существуют также ТЭС смешанного типа, содержащих в себе и КЭС и ТЭЦ. Типичный пример – Киришская ГРЭС, работающая в ОЭС Северо-Запада. Установленная мощность составляет 1800 МВт (конденсационная часть) и 300 МВт (теплофикационная часть). КЭС Киришской ГРЭС ориентирована в основном на поставки электрической энергии и мощности на оптовый рынок электроэнергии (в энергосистему), а также используется для системного регулирования в ОЭС Северо-Запада. ТЭЦ Киришской ГРЭС ориентирована на поставки энергоресурсов в основном на локальный рынок и предназначена для обеспечения электрической и тепловой энергией города Кириши и Киришской промзоны, в том числе нефтеперерабатывающего завода. По типу силовых установок ТЭС можно разделить на станции с паротурбинными установками (ПТУ), газотурбинными установками (ГТУ) и парогазовыми установками (ПГУ). Установка ПТУ подразумевает подачу водяного пара из котла на паровую турбину. В установке ГТУ жидкое или газообразное топливо сжигается в камере сгорания, а образовавшиеся горячие выхлопные газы поступают на лопатки специальной газовой турбины. ПГУ является комбинированной установкой, где совмещены два цикла – ГТУ и ПТУ. 4. Технология производства электроэнергии с паротурбинными установкамиПринципиальная технологическая схема тепловой электрической станции с паротурбинными установками представлена на рис. 2.
На рис. 2 приняты следующие обозначения: ПН – питательный насос; БН – бустерный насос; КН1, КН2 – конденсатные насосы первой и второй ступеней; Д – деаэратор; ЦН – циркуляционный насос; ТП – турбопривод; СН – собственные нужды; М – электродвигатель; Г – генератор; Т – трансформатор; АТ – автотрансформатор; ЛЭП – линия электропередачи; РУ-ВН, РУ-СН – распределительное устройство высшего и среднего напряжения; ТСН, РТСН – рабочий и резервный трансформаторы собственных нужд; МРП – магистраль резервного питания. Топливо, поступающее на ТЭС в виде угля, газа или мазута, проходит систему топливоприготовления и сжигается в топке парового котла, нагревая питательную воду до состояния пара. Пар подается на лопатки паровой турбины и приводит ее во вращение. На одном валу с турбиной находится ротор электрогенератора, который преобразует механическую энергию турбины в электроэнергию. Через генераторный токопровод электроэнергия поступает на распределительные устройства и далее в единую энергосистему, а также в систему собственных нужд станции [2]. Проходя через ступени турбины, пар увлажняется и охлаждается. Для восстановления характеристик пара предусматривается его промежуточный перегрев в котле после цилиндра высокого давления турбины. Пройдя цилиндры высокого, среднего и низкого давления турбины, пар поступает в конденсатор, где охлаждается циркуляционной водой с помощью циркуляционных насосов (ЦН), расположенных на насосной станции технического водоснабжения. Циркуляционная вода берётся из водоема (при прямоточной схеме технического водоснабжения) или от градирни, из водоема-охладителя (при оборотной схеме). Конденсатный насос (КН) подает воду из конденсатора к регенеративным подогревателям низкого давления (ПНД). В случае мощных энергоблоков питательная вода проходит через блочную обессоливающую установку (БОУ), в связи с чем устанавливается конденсатный насос первой ступени (КН1) до БОУ и конденсатный насос второй ступени (КН2) после БОУ. Система регенерации тепла, включающая регенеративные подогреватели низкого и высокого давления предназначена для увеличения коэффициента полезного действия и повышения экономичности работы блока. При этом питательная вода греется в ПВД и ПНД за счет энергии пара из отборов турбины. Из ПНД питательная вода попадает в деаэратор, где из неё удаляются примеси газов за счёт тепловой энергии пара промежуточного отбора турбины. Через деаэратор с помощью питательного насоса (ПН) с электрическим или паротурбинным приводом через подогреватели высокого давления (ПВД) питательная вода перекачивается в барабан котельного агрегата. Для блоков малой единичной мощности (200 МВт и менее) для вращения питательного насоса применяется асинхронный электродвигатель напряжением 6 кВ. Для блоков мощностью 300 МВт и более необходимы повышенные мощности и частоты вращения ПН. Поэтому на таких блоках питательный насос вращается за счет энергии турбопривода, на лопатки которого поступает пар отбора основной турбины. На блоках 500 МВт и более на одном валу с ПН вращается бустерный насос (БН). Для сжигания топлива необходимо присутствие кислорода в камере сгорания. Кислород воздуха подается к горелкам котла с помощью дутьевых вентиляторов (ДВ) и вентиляторов горячего дутья (ВГД). Предварительно температура воздуха повышается в воздухоподогревателе. Сгорая, кислород и топливо образуют дымовые газы, а также твердые частицы (шлак, зола). Дымовые газы проходят через экономайзеры и воздухоподогреватели концевых поверхностей нагрева, через золоуловители и электрофильтры. Далее дымовые газы дымососами удаляются в атмосферу через дымовую трубу. Зола из золоуловителей и шлак из котла подаются в систему шлакозолоудаления. Далее шлак и зола сбрасываются в золоотвалы, обычно с использованием системы гидрозолоудаления. Технологические схемы пылеугольных и газомазутных ТЭС отличаются друг от друга топливным хозяйством и системой подготовки топлива. Особенности технологических схем пылеугольных ТЭС определяются необходимостью размола твёрдого топлива до состояния пыли. Уголь в вагонах через весы поступает в разгрузочное устройство, из которого транспортерами направляется на угольный склад или в котельную. На пути в котельную уголь проходит через дробильную установку, затем подается в бункеры сырого угля котельной, а из них – в угольные мельницы. Угольная пыль из мельниц отсасывается мельничными вентиляторами (МВ), которыми подаются в топку котельного агрегата. При сжигании твердого топлива образуются шлаки и зола, приводящие к загрязнению рабочих поверхностей и к повышенному износу теплового оборудования. Система удаления шлаков и золы выполняется, как правило, гидравлической и включает в себя: шламовые насосы для удаления золы; багерные насосы для удаления шлака; смывные и сливные насосы для транспортирования пульпы. Особенности технологических схем газомазутных ТЭС определяются спецификой подачи топлива к горелкам котла. Тип приемного устройства топливного хозяйства электростанции, работающей на жидком топливе (мазуте), определяется способом доставки топлива. При расположении электростанции в достаточной близости от нефтеперегонного завода подача топлива обычно осуществляется мазутопроводами. В этом случае приемное устройство представляет собой распределительный узел, состоящий из коллекторов и задвижек, позволяющих подать топливо в баки для хранения или непосредственно в расходные баки котельной. При расположении электростанции на большом расстоянии от нефтеснабжающих баз подача топлива осуществляется железнодорожным или водным транспортом. Приемное устройство электростанции, получающей жидкое топливо по железной дороге, состоит из подъездных путей и открытых лотков, по которым топливо из цистерн самотеком поступает в приемные подземные баки. Для обеспечения достаточной подвижности мазута осуществляют подогрев его паром от системы паропроводов, от которых гибкими стальными шлангами пар можно подать непосредственно в цистерны с застывшим мазутом. Для подачи топлива в котельную предназначены насосные станции. Подача топлива от насосной к котельной осуществляется системой трубопроводов. На электростанциях, использующих газообразное топливо, сжигают главным образом природный и реже коксовый газ. Газ может использоваться как дополнительное топливо к твердому топливу для повышения устойчивости горения в топочной камере. Поэтому газовое топливное хозяйство обычно ограничено только газопроводом, а газохранилище на них отсутствует. Газопровод заканчивается коллектором у котла с ответвлением от него труб к горелкам. Состав механизмов собственных нужд газомазутных электростанций отличается от состава механизмов пылеугольных ТЭС отсутствием оборудования пылеприготовления (мельницы, дробилки, конвейеры, мельничные вентиляторы) и багерных насосов системы гидрозолоудаления. Более детальная схема ТЭС с ПТУ показана на рис. 3 и отражает технологию производства электроэнергии на блоке сверхкритического давления (СКД). На данной схеме указаны давления и температуры пара и воды. В нижней части рис. 3 изображена надстройка, позволяющая выдавать потребителю тепловую энергию. При наличии данной надстройки тепловая электростанция называется теплоэлектроцентралью (ТЭЦ). Надстройка состоит из верхнего и нижнего сетевых подогревателей, охладителей дренажа и сетевого насоса.
К – котел; ПП – пароперегреватели; СК – стопорный клапан; РК – регулирующий клапан; ЦВД, ЦНД – цилиндры высокого и низкого давлений турбины; ЭГ – электрогенератор трехфазный синхронный; КН1, КН2 – конденсатные насосы первой и второй ступеней; БОУ – блочная обессоливающая установка; ЦН – циркуляционный насос турбины; РПНД, РПВД – регенеративные подогреватели низкого и высокого давлений; ТП – турбопривод; КНТП – конденсатный насос турбопривода; Д – деаэратор; ПН – питательный насос; БН – бустерный насос; ВСП, НСП – верхний и нижний сетевые подогреватели; ОД – охладитель дренажей; СН – сетевой насос. Горячая сетевая вода, уходящая в систему теплоснабжения к потребителю, нагревается в сетевых подогревателях за счёт пара, который отбирается из цилиндра среднего давления турбины. Пройдя через сетевые подогреватели, пар охлаждается до состояния воды (дренажа), которая транспортируется обратно в замкнутый цикл. Циркуляция сетевой воды происходит благодаря сетевому насосу. ЗаключениеОсновная задача ТЭЦ - производить энергию наиболее экономически выгодным путем. Поэтому, комбинированное производство тепла и электроэнергии должно быть дешевле альтернативных способов. Доходность различных вариантов производства должна быть предварительно оценена для полного периода эксплуатации электростанции. ТЭЦ обычно требует больших инвестиций, чем обычные технологии производства энергии, но она потребляет меньше топлива [3]. В результате, ТЭЦ более дешевы в эксплуатации, чем электростанции схожей мощности. Тепло, производимое ТЭЦ, может использоваться как для централизованного теплоснабжения жилых районов, так и для промышленных нужд. Передача тепла на длинные расстояния является дорогостоящей. Поэтому лучше строить ТЭЦ близко к населенным пунктам и промышленным объектам, где тепловая энергия будет использоваться. ЛитератураГиршфельд В. Я., Кароль Л. А. Общий курс электростанций. Учеб. Пособие для учащихся энергетических и энергостроительных техникумов. – изд. 2-е, перераб. и доп. – М. : «энергия». – 1976. – 272 с. Каргиев В. М. Малая гидроэнергетика России – современное состояние // Ежеквартальный информационный бюллетень «Возобновляемая Энергия». – апрель, 2002. – с. 4-8 Б. Ю. Липкин Электроснабжение промышленных предприятий и установок 1990 «Высшая школа». |
