Розрахунок принципової теплової схеми електростанції з турбоустановкою К-1200-240/3, визначення її техніко-економічних показників

Размещено на http://www.allbest.ru/

Міністерство освіти та науки, молоді та спорту України

Черкаський державний технологічний університет

Кафедра енерготехнологій

Курсовий проект

з дисципліни «Промислові теплові електростанції»

Тема: «Розрахунок принципової теплової схеми електростанції з турбоустановкою К-1200-240/3, визначення її техніко-економічних показників»

Черкаси 2012

Зміст

Вступ

1. Вибір і обґрунтування принципової теплової схеми паротурбінної установки

2. Розрахунок теплової схеми ПТУ

2.1 Баланс основних потоків пари і води

2.2 Визначення витрати пари на ПВТ

2.3 Визначення витрати пари на ПНД

2.4 Розрахунок деаератора живильної води

2.5 Визначення коефіцієнтів недовиробітку електроенергії паром з відборів

2.6 Визначення потужності турбіни

2.7 Визначення техніко-економічних показників ПТУ и ТЕЦ

3. Вибір допоміжного обладнання

3.1 Типове обладнання (тип турбіни)

3.2 Вибір парового котла

3.3 Вибір деаератора

3.4 Вибір живильного насосу

3.5 Вибір конденсаційного насоса

3.6 Вибір регенеративних підігрівачів

Висновок

Список літератури

Вступ

Метою даного курсового проекту є розширення і закріплення знань по спеціальних курсах засвоєння принципів підвищення ефективності ТЕС, а також методів розрахунку теплових схем ПТУ, їх окремих елементів і аналізу впливу технічних рішень, прийнятих при виборі теплової схеми і режимних чинників, на техніко-економічні показники установок.

Виробництво електроенергії в нашій країні здійснюється тепловими електричними станціями - крупними промисловими підприємствами, на яких неврегульована форма енергії - теплота, - перетворюється у впорядковану форму - електричний струм. Невід'ємним елементом будь якої сучасної потужної електричної станції є паротурбінний агрегат - сукупність парової турбіни і електричного генератора.

Теплові електричні станції, які окрім електроенергії у великій кількості відпускають теплоту, наприклад, для потреб промислового виробництва, опалювання будівель, називаються теплоелектроцентралями (ТЕЦ). Більше 60% електроенергії на ТЕЦ виробляється на базі теплового споживання. Режим роботи на тепловому споживанні забезпечує менші втрати в холодному джерелі. Завдяки використанню відпрацьованої теплоти, ТЕЦ забезпечує велику економію палива.

1. Вибір і обґрунтування принципової теплової схеми паротурбінної установки

Одновальна конденсаційна парова турбіна К-1200-240/3 виробничого об'єднання турбобудування «Ленінградський металургійний завод» (ПОТ ЛМЗ) без регульованих відборів пара з проміжним перегрівом номінальною потужністю 1200 Мвт, з частотою обертання 50 с^-1 (3000 об/хв.) призначена для привода генератора перемінного струму типу ТТВ-1200-2, для покриття базового навантаження, нормального і аварійного регулювання потужності енергосистеми, а також пікових електричних навантажень.

Турбіна К-1200-240/3 відповідає вимогам ГОСТ 3618-85 і ГОСТ 24278-85.

Турбіна має дев'ять нерегульованих відборів пари для регенеративного підігріву живильної води. Підігрів здійснюється в п'яти ПНТ поверхневого типу, деаераторі і трьох ПВТ до температури 274 °С (при нормальному навантаженні турбіни).

Крім регенеративних відборів допускаються наступні відбори без зниження номінальної потужності турбіни: з відборів за 3-ю ступінню ЦСТ тиском 1,82 МПа на мазутне господарство і власні потреби - 100 т/год.; з відбору за 6-ю ступінню ЦСТ тиском 0,83 МА на приводні турбіни повітродувок - 108 т/год.; з відбору за ЦСТ і за 1-ю ступінню ЦНТ тиском 0,43 МПа і 0,21 МПа; на мережеві підігрівачі для покриття теплофікаційного навантаження в кількості 188 ГДж/год. Із відбору за ЦСТ тиском 0,43 МПа на калорифери 170 т/год.

Крім вказаних відборів пари без збереження номінальної потужності турбіни допускається відбір пари за ЦВТ (4,14 МПа) в кількості 100 т/год.

Два головних живильних насоси мають парові приводи, пар на які відбирається за 3-ю ступінню під тиском 1,82 МПа і при температурі 450 °С в кількості 176 т/год. при номінальному режимі і витрати пари головної турбіни, рівному кількості живильної воді, що подається в котел.

Допускається довготривала робота турбіни при відхиленнях параметрів від номінальних в наступних межах:

Початкових параметрах свіжого пару по абсолютному тиску від 23,0 до 24,0 МПа і температури від 530 до 545 °С;

Температура пари (після промперегріву) від 530 до 545 °С перед стопорними клапанами ЦСТ;

Підвищення температури охолоджуючої води на вході в конденсатор від 33 °С і витраті її 108000 м³/год.;

Надійна робота турбіни забезпечується при температурі охолоджуючої води, яка поступає в масло і газоохолоджувачі, не більше 33 °С.

При зміненні навантаження в межах регульованого діапазону передбачається робота турбіни на ковзаю чому тиску: максимальному - 24 МПа; мінімальному 11,7 МПа. При температурі свіжого пара промперегріву перед автоматичними стопорними клапанами ЦСТ в інтервалі 546-550 °С дозволяється робота турбіни на протязі 30 хвилин, при цьому загальна тривалість роботи при цих температурах пари не повинна перевищувати 200 годин в рік.

Турбіна забезпечена валоповоротним приладом, обертаючим валопровід турбоагрегату з частотою 30 об/хв.; гідро підйом валу здійснюється маслом високого тиску.

Цей пристрій обертається електродвигуном потужністю 100 кВт при 1460 об/хв. З напругою 220/380 В.

Допускається довготривала робота турбіни з мінімальним навантаженням 360 МВт при нормальних параметрах пари з можливими відхиленням, при цьому час поступового переходу від 100 до 30% складає не менше 60 хв.

Допускається плавне пониження температури свіжого пару і точного перегріву з 540 до 510-505 °С. При цьому час переходу від навантаження 60 до навантаження 30% складає не менше 60 хв.

Загальна маса турбіни без конденсаторів, допоміжного обладнання і трубопроводів складає 1900 т, маса найбільш важких частин турбіни для монтажу (нижня частина ЦНТ) - 75 т, для експлуатації (верхня половина ЦНТ в зібраному вигляді) - 118т.

Таблиця 1.1 Основні характеристики турбоустановки К-1200-240/3

	К-1200-240/3
1. Потужність, МВТ номінальна максимальна 2. Початкові параметри пари: тиск, МПа температура, 0С 3. Параметри пару після пром. перегріву Тиск, МПа температура 6. Максимальна витрата свіжої пари, т/год. 8. Температура води, 0С живильної охолоджуючої 9. Витрата охолоджуючої води, т/г. 10. Тиск пари в конденсаторі, кПа	1200 1200 23,5 540 3,5 540 3950 274 12 108000 3,5

Таблиця 1.2 Параметри пари і води турбоустановки К-1200-240/3

№	Підігрівач	Пара у відборі	Пара у підігрівачі	Вода за підігрівачем
0	-	23,5	540	3324	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
1	ПВТ3	6,2	354	3050	5,89	277	1207	1224	1.3	30,2	275	1207,4	95.2	2205
2	ПВТ2	3,9	295	2950	3,705	249	1071,9	1080	1.5	29,84	247	1071,9	91.9	2225
3	Турбопривід	1,8	450	3360
4	ПВТ1	1,8	450	3360	1,71	204	867,4	884,6	0	29,49	202	867,4	-	-
5	Д	0,9	355	3170	0,873	173	742	742			170
6	ПНТ5	0,4	280	3026	0,338	137	604,7	604,7			134	584,7
7	ПНТ4	0,25	218	2904	0,2425	126	535,4	535,4			122	515,4
8	ПНТ3	0,12	150	2775	0,1164	103	439,3	439,3			100	419,3
9	ПНТ2	0,05	80	2643	0,0485	80,5	340,5	340,5			77,5	320,5
10	ПНТ1	0,02	60	2608	0,0194	59,4	251,4	251,4			56,4	231,4
11	К	0,0035	26,7	2549,6	0,003395	26,2	110,8	110,8			23,2	90,8

2. Розрахунок теплової схеми ПТУ

2.1 Баланс основних потоків пари і води

Таблиця 2.1

Найменування	Позначення	Розмірність	Розрахункова формула або джерело	Розрахунок	Результат
Витрата пари на турбоустановку			Таблиця. 1.1.	-	1097
Відносна величина витоків пари		-	Приймається для опалювальних ТЕЦ, /2/	-	0,01
Витрата перегрітої пари з котла					1086,03
Витрата живильної води					1107,97
Витрата пари через витоки в турбоустановку					10,97
Кількість додаткової води				10,97+0+0	10,97

2.2 Визначення витрати пари на ПВТ

Таблиця 2.2

Показник	Формула або джерело	Розрахунок	Значення
			№ПВТ
			1	2	3
Температура пари у відборах турбіни,	Таблиця.1.2.	-	354	295	450
Тиск пари у відборах турбіни,	Таблиця.1.2.	-	6,2	3,9	1,8
Тиск пари на вході в підігрівач,			5,89	3,705
					1,71
Ентальпії пари на вході в підігрівач,	, з діаграми		3057	2957
					3361
Тиск води, що створюється живильним насосом	Таблиця.1.2.	-	29,49	29,84	30,2
Температура насичення пари в основній поверхні	Таблиця.1.2.	-	277	249	204
Температура живильної води за підігрівачем		277-2	275	247
		249-2
		204-2			202
Ентальпія живильної води за підігрівачем	, з діаграми		1205,5	1074,5
					873,9
Залишкова температура перегрівання,		277+10	287	259
		249+10
		204+10			214
Тиск пари в основній поверхні,			5,772	3,631
					1,676
Ентальпії пари після пароохолоджувача,	, З діаграми		2846,8	2849,3
					2822,1
Натиск, що створюється живильними насосами ,МПа	Таблиця.1.2.	-	30,02
Питомий об'єм пари	Приймається, /2/	-	0.0011
ККД насоса,	Приймається, /2/	-	0.78
Ентальпія конденсату, визначувана по тиску в деаераторі,	, з діаграми		742,72
Ентальпія конденсату, на виході з нижнього ПВД,			785,056
Ентальпії конденсату на виході з охолоджувачів			1227,4	1091,9
					785,36
Коефіцієнт збереження тепла,	Приймається, /2/	-	0.98
Витрата пари на кожен підігрівач,			87,25	124,87
					24,061
Ентальпії живильної води після кожного підігрівача,			1223,3	1083,3
					878
Уточнені значення температури живильної води,	, з діаграми		278,7	248,9
					202,4
Уточнені значення ентальпій конденсату після кожного підігрівача			1243,3	1103,3
		-			765,36
Уточнені значення витрати пари на підігрівачі,			84,465	28.6
					25,33

2.3 Визначення витрати пари на ПНД

Таблиця 2.3

Найменування	Позначення	Розмірність	Розрахункова формула або джерело	Розрахунок	Результат
Витрата пари в конденсатор			Таблиця. 1.1.		678,056
Коефіцієнт теплоти пари з ущільнень		-	Приймається		0,015
Витрата основного конденсату				678,056+10,97+0,015+1097	1786

1 Визначення гріючої пари на охолоджувачі ежектори (ОЕ)

Таблиця 2.4

Найменування	Позначення	Розмірність	Розрахункова формула або джерело	Розрахунок	Результат
Коефіцієнт теплоти пари на ежектори		-	Приймається		0,005
Витрата гріючої пари на ежектори				1097•0,005	5,48
Ентальпія потоків, що входять в ежектор			з діаграми при Р=0.5 МПа		2748
Температура потоків, що виходять з ежектора				158,2-2	149,2
Ентальпія потоків, що виходять з ежектора			з діаграми при і Р=0.5МПа		631
Теплота гріючої пари в ежекторі				2748-631	2117
Ентальпія пари в охолоджувачі ежекторі					115,36

2 Визначення гріючої пари на охолоджувачі пари з ущільнень (ОУ1)

Таблиця 2.5

Найменування	Позначення	Розмірність	Розрахункова формула або джерело	Розрахунок	Результат
Коефіцієнт теплоти пари з ущільнень на ОУ 1		-	Приймається		0,015
Витрата гріючої пари на охолоджувач з ущільнень 1				1097•0,015	16,455
Ентальпія потоків, що входять в охолоджувач пари з ущільнень 1			з діаграми при Р=0.5 МПа		2748
Температура потоків, що виходять з охолоджувача пари з ущільнень 1				158,2-2	149,2
Ентальпія потоків, що виходять з охолоджувача пари з ущільнень 1			з діаграми при і Р=0.5 МПа		631
Теплота гріючої пари в охолоджувач пари з ущільнень 1				2748-631	2117
Ентальпія пари в охолоджувачі з ущільнень 1					134,475

3. Визначення витрати пари на ПНД 1

Тепловий баланс для підігрівача:

Таблиця 2.6

Назва	Позначення	Розмірність	Розрахункова формула або джерело	Розрахунок	Результат
Витрати пари на ПНТ 1					85

4. Визначення витрати пари на ПНД 2

Тепловий баланс для підігрівача:

Таблиця 2.7

Назва	Позначення	Розмірність	Розрахункова формула або джерело	Розрахунок	Результат
Витрати пари на ПНТ 2					74,327

5. Визначення витрати пари на ПНД 3

Тепловий баланс для підігрівача:

Таблиця 2.8

Назва	Позначення	Розмірність	Розрахункова формула або джерело	Розрахунок	Результат
Витрати пари на ПНТ 3					84,192

6. Визначення витрати пари на ПНД 4

Тепловий баланс для підігрівача:

Таблиця 2.9

Назва	Позначення	Розмірність	Розрахункова формула або джерело	Розрахунок	Результат
Витрати пари на ПНТ 4					85

7. Визначення витрати пари на ПНД 5

Тепловий баланс для підігрівача

Таблиця 2.10

Назва	Позначення	Розмірність	Розрахункова формула або джерело	Розрахунок	Результат
Витрати пари на ПНТ 5					62,4

Тепловий баланс деаератора:

2.4 Розрахунок деаератора живильної води

Таблиця 2.11

Назва	Позначення	Розмірність	Розрахункова формула або джерело	Розрахунок	Результат
Витрата пари з штоків регулюючих клапанів			Приймається	-	1
Ентальпія пари насичення в деаераторі			Табл. 1.1.	-	3485
Ентальпія пари з розширювача неперервної продувки котла			з діаграми	-	2776,2

Витрата пари на деаератор:

2.5 Визначення коефіцієнтів недовиробітку електроенергії паром з відборів

Таблиця 2.12

Назва	Позначення	Розмірність	Розрахункова формула або джерело	Розрахунок	Результат
Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из отбора		ПВТ-3			0,646
		ПВТ-2			0,517
		ПВТ-1			1,046
		деаератор			0,801
		ПНТ-5			0,615
		ПНТ-4			0,458
		ПНТ-3			0,291
		ПНТ-2			0,121
		ПНТ-1			0,075

2.6 Визначення потужності турбіни

Таблиця 2.13

Назва	Позначення	Розмірність	Розрахункова формула або джерело	Розрахунок	Результат
Механічний ККД турбіни		-	Приймається	-	0.98
ККД електрогенератора для турбін		-	Приймається	-	0.99
Сума відборів пари				85+74,32+84,19+85+62,4+216,5+84,46+ +28,6+25,3	745,814

Перевірка рівності заданої потужності і суми потужностей, отриманих на різних потоках пара:

, МВт

МВт.

Нев'язка електричної потужності

Проверка равенства заданного расхода пара и данных проекта:

2.7 Визначення техніко-економічних показників ПТУ и ТЕЦ

Таблиця 2.14

Назва	Позначення	Розмірність	Розрахункова формула або джерело	Розрахунок	Результат
Повні витрати тепла на турбоустановку					510067.59
Витрати тепла на виробництво електроенергії					236528.7
ККД турбоустановки з виробництва електроенергії		-			0.76
Теплове навантаження парогенератора					517417.12
ККД трубопроводів		-			0.986
ККД брутто котлоагрегату		-	Приймається	-	0.938
ККД брутто ТЕЦ по виробництву електроенергії		-			0.70
ККД мережевих насосів		-	Приймається	-	0.95
ККД нетто ТЕЦ по виробництву електроенергії		-			0.67
Питомі витрати умовного палива на електроенергію					0.18
Коефіцієнт втрат теплоти з відпуском пари зовнішнім споживачам		-	Приймається	-	0.99
ККД брутто ТЕЦ по виробництву тепла		-			0.92
Питомі витрати умовного палива на виробництво тепла					37.06

3. Вибір допоміжного обладнання

3.1 Типове обладнання (тип турбіни)

Таблиця 3.1

Назва	Типорозмір	Завод-виробник
Конденсатор	1200 КЦС-1	ПОТ ЛМЗ
ПНТ-1	ПН-2300-25-7-V	СарЗЭМ
ПНТ-2	ПН-2300-25-7-V	СарЗЭМ
ПНТ-3	ПН-2300-25-7-V	СарЗЭМ
ПНТ-4	ПН-2300-25-7-V	СарЗЭМ
ПНТ-5	ПН-2300-25-7-V	СарЗЭМ
Деаератор	ДП-2000/185
ПВТ-1	ПВ-2500-380-17	ПО ТКЗ
ПВТ-2	ПВ-2500-380-37	ПО ТКЗ
ПВТ-3	ПВ-900-380-61	ПО ТКЗ
Мережевий підігрівач	ПСВ	ПОТ ЛМЗ
Сальниковий підігрівач	ПС-340 (ЭВ-4-230)
Ежектуючий підігрівач	ЭВ-4-1100
Маслоохолоджувачі	М-540 (МП 330-300)
Конденсаційний насос першого підйому	КСВ-1600-100
Конденсаційний насос другого підйому	ЦН-1600-220
Зливні (дренажні) насоси	КСВ-500-220
Живильні насоси	ПНТ-1500-350	ПО "Насосенергомаш"

3.2 Вибір парового котла

Вибір типу котлів в основному обмежується двома типами: барабанними та прямоточними. При виборі котлів, крім початкових параметрів пари, враховується якість вихідної води і величина втрат теплоносія, водний режим, вартість котла, графік навантаження станції, зниження параметрів пари на шляху від парогенератора до турбоустановки і багато іншого.

В даній роботі вибраний прямоточний котел. Основними характеристиками парових котлів являються їх продуктивність и параметри пари після первинного і проміжного перегрівачів. Продуктивність парового котла, що обираємо, має враховувати збільшення витрати пари на турбіну за рахунок підвищення тиску в конденсаторі в літній час, втрат пари та конденсату, включення мережевих установок для відпуску тепла і інших витрат.

З врахуванням гідравлічних і теплових втрат в паровому тракті блока від котла до турбіни тиск пари за котлом повинен бути вище номінального для турбіни на 4-9%, а температура на 1-2%.

Для даної витрати пари обираємо два котла марки Пп-2650-25-545/542 КТ (модель ТПП-804):

продуктивністю 2650 т/год.;

абсолютний тиск пари 25,5 МПа;

ККД котла з_ка=92,4;

маса 13660 т.

3.3 Вибір деаератора

Сумарна продуктивність деаераторів живильної води обирається за максимальної її витрати. На кожний блок встановлюється один деаератор. В залежності від співвідношення пропуску води через деаератор та необхідного об'єму баків приймають по одному або по два деаератори на один бак. Можливе також встановлення одного деаератора на два баки, з'єднаних між собою лініями пари та води. Запас живильної води в баках деаераторів повинен забезпечувати роботу станції протягом 10 хвилин.

Для витрат живильної води D_жв=216,5 кг/с обираємо наступну марку деаератора - ДП-2000/185.

Таблиця 3.2 Параметри деаератора ДП-2000/185

Параметр	Розмірність	Значення
Номінальна продуктивність	кг/с	2000
Робочий тиск	МПа	0,7
Робоча температура	0С	164
Діаметр колонки	мм	2000
Висота колонки	мм	3150
Маса колонки	кг	3900
Геометрична ємність колонки	м3	8,5
Корисна ємність акумуляторного бака	м3	100
Типорозмір охолоджувача випару	-	ОВП-18
Типорозмір деаераторного бака	-	БДП-100
Корисна ємність деаераторного бака	м3	100
Геометрична ємність деаераторного бака	м3	118
Максимальна довжина деаераторного бака	мм	1350
Маса	т	31

3.4 Вибір живильного насосу

паротурбінний деаератор електростанція

Насоси теплових електростанцій, як і інші типи машин, що слугують для переміщення середовища, характеризуються наступними параметрами:

1. Об'ємною продуктивністю (подачею), Q, м³/с;

2. Тиском на боці нагнітача, р_н, Па;

3. Густиною середовища, що переміщується, с, кг/м³.

Загальною формулою для визначення напору насоса буде являтися формула:

де - статичний напір;

- динамічний напір;

- прискорення вільного падіння;

- густина води.

р_н - тиск нагнітання;

р_в - тиск на вході насоса.

Величиною можна знехтувати у зв'язку з її малим значенням.

1. Визначення напору живильного насоса

Висота стовпа живильної води від деаератора до живильного насоса:

Висота стовпа живильної води від живильного насоса до барабана котла:

Припустимий кавітаційний запас:

Тиск на стороні всмоктування розраховується з умови недопущення кипіння води при потраплянні її на лопатки ротора насосу:

де - тиск в деаераторі;

- тиск стовпа води від деаератора до насоса.

Тиск на нагнітання, що розвивається насосом, визначається заданим тиском в кінцевій точці тракту, сумарними опорами тракту та різницею геометричних міток між точками переміщення середовища:

де - тиск в котлі;

- тиск стовпа води від котла до насоса.

Оскільки живильна вода на всмоктування в насос приходить з деаератора уже нагрітою до температури 164 ⁰С, то це означає, що с?1000 кг/м3. Після розрахунків отримане наступне значення густини живильної води с= 911,533 кг/м3.

2. Визначення подачі живильного насоса

Продуктивність насосів визначається максимальною витратою живильної води на котел з запасом не менше 5%:

Між об'ємною і масовою витратами виконується співвідношення:

Потужність, що споживає насос:

Таблиця 3.3 Параметри живильного насоса ПНТ-1500-350

Параметр	Розмірність	Значення
Подача насоса	м3/год.	1500
Напір насоса	м	2030
Частота обертання	об/хв.	2985
Кількість на блок	-	1+1 резерв
Тип та потужність привода	кВт	АГД 4500
ККД насоса	-	0,8

3.5 Вибір конденсаційного насоса

Продуктивність конденсаційних насосів теплофікаційних турбін обирається за конденсаційним режимом з вимкненими теплофікаційними відборами при роботі з максимальним напором.

Витрати пари в конденсатор при конденсаційному режимі:

Між об'ємними і масовими витратами виконується співвідношення:

По подачі обираємо 2 конденсаційних насоса, працюючих на 50% потужності. Ще один насос того ж типорозміру знаходиться в запасі.

Таблиця 3.4 Параметри конденсаційного насоса КСВ-1600-100

Параметр	Розмірність	Значення
Подача насоса	м3/год.	1600
Напір насоса	м	220
Частота обертання	об/хв.	1500
Припустимий кавітаційний запас	м	2,5
Потужність привода	кВт	630
Маса	кг	2450
ККД насоса	-	0,73

3.6 Вибір регенеративних підігрівачів

Регенеративні підігрівачі надходять разом з турбіною і встановлюються без резерву.

Висновок

В даному курсовому проекті розрахована принципова теплова схема паротурбінної установки на режимі відмінному від номінального та здійснений вибір допоміжного обладнання для турбоустановки.

Прототипом являлась турбоустановка К 1200-240/3.

Були виконані розрахунки по аналізу впливу структурних змін в тепловій схемі, а саме введення додаткової води в основну лінію конденсату.

По наведеним вище розрахункам було виконане порівняння заданої потужності з сумою потужностей, що розвиваються на окремих потоках пари, отримана похибка рівна 36%.

Також а порівнянні з номінальним режимом відрізняються витрати пари на регенерацію: на ПВТ і деаератор більше, на ПНД - менше в порівняні з приведеними в довідковій літературі.

При розрахунку принципової теплової схеми турбоустановки були обрані паровий котел та допоміжне обладнання, частина з яких відповідає типовому обладнання.

Список літератури

1. Рижкін В.Я. «Теплові електричні станції». - М.: Енергоіздат., 1987 р. - 328 с.

2. Канталінський В.П. «Теплові і атомні електричні станції». Методичний посібник по виконанню курсового проекту для студентів спеціальності 100500 «Теплові електричні станції». Калінінград, 2004 р. - 27 с.

3. Ривкін С.Л. «Термодинамічні властивості води та водяної пари»: довідник. - М. Енергоатоміздат, 1984р. - 80 с.

Размещено на Allbest.ru