автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Повышение эффективности работы ТЭЦ, оснащенных противодавленческими турбинами, путем совершенствования программ управления тепловой и электрической мощностью

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА

ПРИМЕНЕНИЕ ТУРБИН С ПРОТИВОДАВЛЕНИЕМ ДЛЯ ОТПУСКА ПАРА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НУЖДЫ

1.1. Графики тепловых нагрузок некоторых производств

1.2. Использование турбин с противодавлением и их перспективые в повышении эффективности ТЭЦ малой и средней мощности

1.3. Проблема регулирования температуры пара за турбиной типа Р для технологических процессов и ее влияние на эффективность работы ТЭЦ

1.4. Способы регулирования температуры пара за турбиной типа Р, их недостатки

1.5. Турбина Р-50-12,7/1,3 в качестве объекта исследования, обоснование ее выбора

1.6. Выводы по главе 1

ГЛАВА

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СПОСОБОВ ПЕРЕМЕННЫХ ПАРАМЕТРОВ СВЕЖЕГО ПАРА И ОТКЛЮЧЕНИЯ ПВД ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ МОЩНОСТИ КЭС И УВЕЛИЧЕНИЯ

РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА ТЭЦ

2.1. Конденсационные паровые турбины

2.1.1. Способ скользящего давления свежего пара

2.1.2. Способ отключения подогревателей высокого давления (ПВД)

2.2. Теплофикационные паровые турбины

2.2.1. Скользящее начальное давление свежего пара

2.2.2. Способ отключения подогревателей высокого давления

2.2.3. Способ скользящего противодавления

2.2.4. Способ переменной температуры свежего пара

2.2.5. Комбинированный способ понижения электрической мощности теплофикационных турбин

2.3. Выводы к главе 2

ГЛАВА

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТУРБИН С ПРОТИВОДАВЛЕНИЕМ В КАЧЕСТВЕ НАДСТРОЙКИ СУЩЕСТВУЮЩИХ СТАНЦИЙ

3.1. Программа управления мощностью надстройки установки

3.2. Выводы по главе 3

ГЛАВА

ТЕПЛОВАЯ СХЕМА ТУРБОУСТАНОВКИ ТИПА Р-50-12,7/1,3 И ОПИСАНИЕ ЕЕ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

4.1. Тепловая схема турбины Р-50-12,7/1,3

4.2. Особенности методики расчета

4.3. Запись обобщенных уравнений модели

4.4. Сравнение расхода теплоты турбины Р-50-12,7/1.3 при ее работе без регулирования температуры пара за ней и с регулированием ее разными способами

4.5. Выводы по главе 4-----------------------------------------------------------------8 О

ГЛАВА

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ РАЗНЫХ СПОСОБОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПАРА ЗА ТУРБИНОЙ Р-50-12,7/1,3

5.1. Проверка достоверности матиматической модели

5.2. Изменение температуры пара за турбиной с изменением тепловой нагрузки

5.3. Регулирование температуры пара за турбиной Р-50-12,7/1,3 с помощью различных способов

5.3.1. Способ скользящего противодавления

5.3.2. Способ переменной температуры свежего пара

5.3.3. Способ скользящего давления свежего пара

5.3.4. Способ отключения подревателей высокого давления

5.3.5. Объединенный способ (способ скользящего давления свежего пара при отключении ПВД)

5.3.6. Способ повышения температуры свежего пара на 20 °С (до 585 °С) при использовании способа комбинирования

5.4. Сравнение расхода теплоты турбиной типа Р-50-12,7/1,3 при ее работе без регулирования температуры пара за турбиной и с регулированием ее разными способами

5.5. Оценка регулирования температуры пара за турбиной способом скользящего противодавления по сравнению с другими способами регулирования

5.6. Выводы по главе 5

В середине 90-х годов были подготовлены "Основные положения энергетической стратегии России". Проведенные при их разработке расчеты показали, что теплофикация в новых экономических условиях сохраняет свою эффективность по сравнению с раздельной выработкой электроэнергии на конденсационных электростанциях и тепла в котельных как при реконструкции действующих, так и при строительстве новых источников энергоснабжения. Утверждение преимущества теплофикации основывалось на том, что в рамках народного хозяйства комбинированный метод производства тепла и электроэнергии в одной энергоустановке снижает потребность в топливе примерно на 30 % по сравнению с раздельным [34].

В промышленности и коммунально-бытовом секторе России широко используется теплота низкого (с температурой до 150 °С) и среднего (до 350 °С) потенциалов. В 1995 году было израсходовано 7850 млн. ГДж (1875 млн. Гкал) теплоты среднего и низкого потенциалов [124]. Мощность промышленных тепловых электростанций составляет 15 % общей мощности тепловых электростанций, причем на предприятиях доминирует технологическое теплопотребление, доля его составляет 80 % [83, 104].

Одним из способов снабжения промышленных предприятий паром являются ТЭЦ, в которых устанавливаются обычно турбины двух типов: конденсационные с отбором пара (ПТ , П) и с противодавлением (Р, ПР). Однако за последние десятилетия, как показано во многих работах [13,68, 97, 117, 145], из-за снижения уровня энергопотребления, сочетающегося с устойчивым ростом цен на энергоносители, и в связи со значительным сокращением государственных централизованных инвестиций в развитие энергетики, ростом тарифов на электрическую и тепловую энергию резко возрос интерес к интенсификации сооружения промышленных энергоустановок малой мощности, а также к превращению котельных в мини-ТЭЦ, где турбины типа Р играют большую роль, и применение их считается перспективным направлением повышения эффективности ТЭЦ.

В настоящее время традиционно у турбин типа Р регулируется лишь давление пара, отбираемого для производственных нужд, а его температура в зависимости от значений тепловых нагрузок может изменяться в широких пределах. Следующие причины подтверждают невозможность удовлетворения требованиям поддержания температурного режима технологических процессов, а также запросам потребителей турбинами типа (Р):

• для качественного ведения технологического процесса в ряде отраслей промышленности (химической, нефтехимической и др.) требуется не менее точное регулирование температуры отборного пара, как и его давления [39];

• на различных этапах технологического процесса может требоваться изменение по заданному закону температуры пара при неизменном его давлении [39];

• потребление тепловой мощности промышленными потребителями из-за спада промышленного производства, наблюдаемого с 1989 года, снижается [69, 70,137,138], а эксплуатируемые теплофикационные турбины проектировались 20-40 лет назад [34], и этот факт подтверждает неспособность турбин Р удовлетворять требованиям потребителей в настоящее время;

• режимы потребления тепловой энергии предприятий зависят от исходного сырья выпускаемой продукции, технологической схемы предприятия и климатической характеристики района расположения предприятия [5,25,83,96,104,110,151,170,173].

По вышеуказанным причинам ряд предприятий, использующих турбины типа Р, своими силами устанавливают на паровых магистралях регулирующие теплообменники, где используются впрыск воды для уменьшения температуры пара за турбиной или отпуск части свежего пара от котла через РОУ для повышения этой температуры. Разумеется, использование этого способа для регулирования температуры пара за турбиной сопровождается возникновением потерь теплоты, которые приводят к перерасходу топлива (следует отметить, что цена природного газа и каменного угля по состоянию на 2001 год равна 0,3 руб./м и 0,4 руб./кг, а л их перспективные цены равны 1,03 руб./м и 0,9 руб./кг на 2005 год [101]). Кроме того, использование охлаждающей воды ограничивается возникновением гидравлических и тепловых ударов [113,37] , и реализация отмеченного способа приводит к усложнению и удорожанию схемы, а также к снижению надежности.

Таким образом, наиболее важной задачей контроля и регулирования пароснабжения промышленных предприятий является контроль и регулирование параметров пара на входе к потребителям, исходя из чего в этих условиях появляется острая необходимость разработки возможности регулирования температуры пара за турбиной типа Р способами, направленными на повышение экономичности и надежности работы ТЭЦ. Отличительной особенностью их внедрения является отсутствие необходимости существенных капиталовложений, а также простота эксплуатации.

Тема исследования касается турбин с противодавлением, действующих и проектируемых, так как с целью улучшения показателей надежности, экономичности и маневренности турбин, находящихся в эксплуатации, Ленинградский Металлический завод разработал для каждого своего типа турбин до 40 предложений, проверенных на электростанциях, в том числе модернизация системы регулирования и парораспределения. Внедрение этих мероприятий не требует больших первоначальных затрат и быстро окупается. Кроме того, для поддержания работоспособности действующего оборудования Металлический завод совместно с рядом предприятий и научных организаций занимается оценкой остаточного ресурса и исследованиями, обосновывающими продление ресурса турбин. С другой стороны, второй подход к техперевооружению, предусматривающий замену устаревшего оборудования новым, дает наибольшее повышение эффективности работы электростанций [94].

Необходимо подчеркнуть актуальность темы исследования для России и Ирака, так как известно, что Россия - промышленная страна и в настоящее время по масштабам производства электроэнергии занимает первое место в Европе и второе место в мире; суммарная электрическая мощность всех теплофикационных турбин, установленных на ТЭС, составляет 47,1 % суммарной электрической мощности ТЭС России [124]. Ирак - также промышленная страна, особенно в области нефтепереработки, которая является наиболее теплоемкой отраслью. Однако использованию теплофикационных турбин в Ираке до сих пор не уделено должного внимания по причине того, что перерасход топлива не вызывает пока большого беспокойства. Но в будущем такая проблема может остро встать перед предприятиями различных отраслей из-за роста цен на топливо, как было указано выше [101].

Диссертация состоит из пяти глав.

Первая глава посвящена турбинам типа Р и их перспективам в повышении эффективности ТЭЦ. Здесь рассматриваются способы регулирования температуры пара за турбиной типа Р, используемые в настоящее время, и их недостатки. Излагается обоснование выбора турбины Р-50-12,7/1,3 в качестве объекта исследования.

Во второй главе дается описание и оценка эффективности различных способов, которые были внедрены на КЭС и ТЭЦ для расширения диапазона их регулирования. Предлагается возможность использования отмеченных способов для регулирования температуры пара за турбиной типа Р-50-12,7/1,3.

Третья глава охватывает использование турбин типа Р в области надстройки существующих станций. Рассматривается программа регулирования мощности надстроек установок и отмечено преимущество использования способа скользящего противодавления для регулирования мощности рассматриваемых установок.

В четвертой главе исследуется тепловая схема турбины типа Р-50-12,7/1,3. Представлена математическая модель исследуемой турбины, включающая в себя функции, используемые в среде Mathcad PLUS 6.0. Излагаются методы оценки эффективности работы турбины Р-50-12,7/1,3 при наличии возможности регулирования температуры пара за турбиной и без нее.

Пятая глава посвящена анализу результатов выполненного исследования. Даются сравнительные показатели работы турбины Р-50-12,7/1,3 при внедрении разных способов регулирования температуры пара за турбиной.

В заключение даны общие выводы по диссертационной работе.

На защиту автор выносит следующие положения:

1. Анализ применения способа переменной температуры свежего пара для уменьшения температуры пара за турбиной Р-50-12,7/1,3 и удержания ее постоянной при изменении тепловой нагрузки.

2. Эффективность использования способа скользящего давления свежего пара для увеличения температуры пара за турбиной Р-50-12,7/1,3 и удержания ее постоянной при изменении тепловой нагрузки.

3. Исследование возможности отключения ПВД для регулирования температуры пара за турбиной и уменьшения расхода свежего пара, проходящего на турбину, исходя из чего возникает возможность расширения предела регулирования температуры пара за турбиной.

4. Оценку эффективности скользящего давления свежего пара при отключении всех ПВД (способ комбинирования) для повышения температуры пара за турбиной Р-50-12,7/1,3 и удержания ее постоянной при изменении тепловой нагрузки.

5. Исследование возможности повышения температуры свежего пара на 20 °С при использовании способа комбинирования для расширения диапазона регулирования температуры пара за турбиной и повышения экономичности установки.

6. Исследование возможности регулирования температуры пара за турбиной Р-50-12,7/1,3 способом скользящего противодавления.

7. Возможность применения рациональной последовательности способов регулирования температуры пара за турбиной Р-50-12,7/1,3.

5.6. Выводы по главе 5

По результатам исследования можно сделать следующие выводы:

1-Математическую модель турбины Р-50-12,7/1,3, реализованную в Mathcad 6.0 PLUS, можно считать достаточно точной.

2- Уменьшение температуры пара за турбиной до температуры насыщения, соответствующей противодавлению, и удержание ее постоянной при изменении тепловой нагрузки возможно способом переменной температуры свежего пара. Величина уменьшения температуры свежего пара при заданной температуре пара за турбиной и тепловой нагрузке, требуемых потребителями, увеличивается с повышением противодавления.

3- Расчет не рассматривает возможность повышения температуры пара за турбиной способом переменной температуры свежего пара, так как максимальная температура свежего пара определяется заводом-изготовителем турбины Р-50,12,7/1,3 и прочностью металла.

4- Как известно, пароперегреватель является наиболее теплонапряженным элементом парового котла и в некоторых случаях именно пароперегреватель котла ограничивает глубину его разгрузки, поэтому необходимо уделять внимание пределу возможности уменьшения температуры свежего пара, особенно при повышении противодавления и уменьшении температуры, требуемых потребителями. Здесь следует отметить, что исследование по работе [98] показало возможность снижения температуры перегретого пара на 100 °С.

5- Работа турбины со сниженной начальной температурой при неизменным расходом пара сопровождается уменьшением перепадов энтальпий во всех ступенях, кроме регулирующей. В сявязи с этим при постонной окружной скорости возратает отношение скоростей для каждой ступени, что вызывает увеличение осевых усилий на подшипник [140,148,84]. Вследствие указанных обстоятельств работа турбины при значительном снижении начальной температуры пара требует экспериментальной проверки режима работы упорного подшипника турбины.

6- Вследствие вышеуказанных в пунктах (5,6) рекомендуется использовать способ переменной температуры свежего пара для уменьшения температуры пара за турбиной до тех пор пока не наступит нарушение режима работы турбины или котла. После этого можно сочетать это способ с впрыском охлаждающей воды.

7- Скользящее давление свежего пара служит способом повышения температуры пара за турбиной и удержания ее постоянной при изменении тепловой нагрузки. Благодаря этому способу турбина Р-50-12,7/1,3 может обеспечивать при разных противодавлениях и любых тепловых нагрузках паром с температурой на 10 °С выше температуры, которая возникает при работе турбины без регулирования в номинальном режиме, а с температурой до +40 °С возможности способа ограничиваются тепловой нагрузкой. Необходимо подчеркнуть, что все турбины JIM3 КЭС и ТЭЦ допускают работу при скользящем давлении свежего пара [107] и работа установки при скользящем давления свежего пара обладает многими преимуществами, которые были изложены в главе 2.

8- При заданной тепловой нагрузке отключение ПВД обусловливает уменьшение расхода свежего пара, вследствие которого происходит перераспределение температуры пара за турбиной. Кроме того, отключение ПВД при заданной тепловой нагрузке не ограничивается производительностью дымососов и вентиляторов (глава 2) и использование его с турбиной типа (Р) не приводит к уменьшению экономичности блока.

9- Сочетание способа скользящего давления свежего пара со способом отключения всех ПВД позволяет расширить возможности повышения температуры пара за турбиной при любых противодавлениях и тепловых нагрузках до 30 °С выше температуры, возникающей при работе турбины без регулирования в номинальном режиме, а до 50 °С возможности способа ограничиваются тепловой нагрузкой.

10-Внедрение способа скользящего давления свежего пара и отключения ПВД не приводит к нарушению работы котла, так как котел с абсолютным давлением 98 bar и более может работать с температурой питательной воды не менее 155 °С и с давлением свежего пара не менее 90 bar [153]. Расчет выполнен без нарушения вышеуказанного ограничения. Кроме того, способы скользящего давления свежего пара и отключения ПВД удачно дополняют друг друга, так как при понижении давления свежего пара скорость пара увеличивается из-за уменьшения его плотности, а отключение ПВД при заданной тепловой нагрузке приводит к уменьшению расхода свежего пара и, следовательно, к уменьшению осевой подъемной скорости пара, увеличение которой приводит к нарушению нормальной работы сепарационных устройств (СУ), в том числе и барабана [133].

11-Понижение давления свежего пара при использовании способа скользящего давления свежего пара и уменьшение его расхода при отключении ПВД (при заданной тепловой нагрузке) позволяют повысить температуру свежего пара на 20 °С (до 585 °С), так как известно, что виды стали, применяемые в энергетических установках, могут работать одинаково надежно при различных соотношениях начальных параметров пара, обеспечивающих одинаковое напряжение металла в пределах его допустимой прочности [7]. Вследствие повышения температуры свежего пара при использовании способа комбинирования предел повышения температуры пара за турбиной Р-50-12,7/1,3 расширяется до +60 °С при различных противодавлениях и тепловых нагрузках.

12-Сравнение расхода топлива при работе турбины Р-50-12,7/1,3 без регулирования температуры пара за ней и с регулированием ее любыми способами регулирования (переменная температура свежего пара, скользящее давление свежего пара, способ комбинирования, способ комбинирования с повышением температуры свежего пара на 20 °С, скользящее противодавление) показывает преимущество использования этих способов, когда турбина при работе без регулирования может удовлетворять только температуре пара, требуемой потребителями, так как при этом отсутствие регулирования приводит к повышению расхода топлива из-за повышения тепловой нагрузки, обеспечиваемой турбиной при ее работе без регулирования. Величина роста теплоты повышается с повышением противодавления и отличием температуры пара за турбиной (при ее работе без регулирования) от температуры, требуемой потребителями.

13- С учетом возможности повышения К.П.Д. котла на 0.5% благодаря способу скользящего давления свежего пара, а на 1.5% благодаря комбинированию способа скользящего давления свежего пара с отключением ПВД, сравнение расхода теплоты при равной выработке электрической и тепловой нагрузки показывает преимущество способов повышения температуры пара за турбиной (скользящего давления свежего пара и комбинирования при повышении температуры свежего пара на 20 °С) по сравнению с использованием отпуска части свежего пара от котла, так как их использование приводит к уменьшению расхода теплоты. А результаты сравнения способа переменной температуры свежего пара для уменьшения температуры пара за турбиной и впрыска охлаждающей воды оказалось в пользу последнего и также способ комбинирования при номинальной температуре свежего пара.

14-Расчет подтверждает ограничения возможности использования впрыска воды для уменьшения температуры пара за турбиной и удержания ее постоянной при изменении тепловой нагрузки, так как широкое изменение расхода охлаждающей воды, требуемой для уменьшения температуры пара за турбиной, приводит к нарушению режима работы системы охлаждения. Таким образом, при отсутствии регулирования температуры пара за турбиной турбина типа Р не может отвечать требованиям поддержания температурного режима технологических процессов, а также запросам потребителей способом впрыска воды, так как большинство технологических процессов требуют насыщенного пара. Повышение температуры пара, направляемого к потребителям, вызывает дополнительные потери от необратимого теплообмена в аппаратах потребителей и перерасход металла паропроводов, поэтому в этом случае рекомендуется внедрение способа переменной температуры свежего пара.

15-Можно регулировать температуру пара за турбиной способом скользящего противодавления, возможность которого ограничивается максимальным и минимальным противодавлением турбины Р-50-12,7/1,3. Однако сравнение этого способа со способом скользящего давления свежего пара и способом комбинирования при повышении температуры свежего пара на 20 °С для повышения температуры пара за турбиной оказалось в пользу последных. Использование этого способа для уменьшения температуры пара за турбиной определяется требованиями потребителей.

16-Реализация предложенных способов регулирования не требует внесения изменений в схему установки или ввода дополнительного оборудования. Все эти способы могут быть реализованы без финансовых и материальных затрат на теплофикационных паротурбинных установках практически любых типов [15, 98, 66].

17-Большая часть паровых котлов с давлением 34-155 bar, введенных в эксплуатацию в 1940-1960 годах, выработала свой ресурс (наработка 200-300 тыс. ч) [133]. Внедрение способов регулирования температуры пара за турбиной связано со снижением параметров пара, что гарантирует увеличение паркового ресурса котлов и надежности работы металла труб его поверхностей нагрева [101].

18-Рост экономии топлива ТЭЦ не обусловливается повышением удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении (Э), так как хотя внедрение способов регулирования температуры пара за турбиной приводит к уменьшению выработки электроэнергии, проведенный расчет позволяет установить, что их использование приводит к росту экономии топлива, поскольку они позволяют избежать потерь, возникающих в аппаратах потребителей и котле, и поскольку условия работы турбины выходят за пределы применимости нормативных показателей тепловой экономичности (Э) [65].

19-Благодаря внедрению рассматриваемых способов регулирования температуры пара за турбиной, турбина Р-50-12,7/1,3 может обеспечивать потребителей паром с насыщения температуры до температуры равна 384 °С при любых противодавлениях и тепловых нагрузок.

20- Расчет не рассматривает влияние типа парораспределения на изменение температуры пара за турбиной, так как парораспределение турбины типа Р, как правило, выполнено только сопловым с перегрузочным клапаном при помощи внутреннего байпаса [61].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1-Тенденция строительства малых и средних ТЭЦ и анализ технических характеристик турбин с противодавлением показали, что они являются наиболее перспективным типом ТЭЦ.

2- Расчетными исследованиями установлена возможность уменьшения температуры пара за турбиной Р-50-12,7/1,3 до температуры насыщения, соответствующей противодавлению, и удержания ее постоянной при изменении тепловой нагрузки способом переменной температуры свежего пара.

3-Установлена принципиальная возможность повышения температуры пара за турбиной Р-50-12,7/1,3 на 60 °С (до 384 °С) при различных противодавлениях и удержания ее постоянной при изменении тепловой нагрузки следующим способами:

•способ скользящего давления свежего пара;

• способ скользящего давления свежего пара при отключении всех ПВД;

•повышение температуры свежего пара при использовании скользящего давления свежего пара с отключением всех ПВД.

4-Расчетными исследованиями определен наиболее экономичный способ повышения температуры пара за турбиной Р-50-12,7/1,3 до 324 °С при различных противодавлениях и удержания ее постоянной при изменении тепловой нагрузки.

5- Показана экономическая эффективность внедрения следующих способов регулирования температуры пара за турбиной Р-50-12,7/1,3:

• способ переменной температуры свежего пара;

• способ скользящего противодавления; •способ скользящего давления свежего пара;

•способ скользящего давления свежего пара при отключении всех ПВД;

•способ скользящего давления свежего пара при отключении всех ПВД и повышении температуры свежего пара на 20 °С.

6- Представляется целесообразным произвести соответствующую экспериментальную проверку приведенных в диссертации способов регулирования температуры пара за турбиной Р-50-12,7/1,3.

1. Авербух Я.Х. Проектирование и монтаж энергоустановок ТЭЦ малой мощности или районная котельная на газ. Промышленная энергетика, 1959, №3.-с. 40-44

2. Александров A.A., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. М.: Издательство МЭИ, 1999.

3. Андрющенко А.И. О регулировании паротурбинных установок изменением давления пара у котлов. Труды Саратовского Автомобильно-дорожного Института имени В.М. Молотова, Сборник, 14, 1956.-с. 370-376

4. Андрющенко А.И. Термодинамические расчеты оптимальных параметров тепловых электростанций. М.: 1963. - 230 с.

5. Андрющенко А.И. Теплофикационные установки и их использование. -М.: 1989.-256 с.

6. Андрющенко А.И. О показателях эффективности эксплуатации промышленных паротурбинных ТЭЦ. Промышленная энергетика, 2001, № 2. - с. 2-5

7. Андрющенко А.И., Хлебалин Ю.М. К вопросу выбора начальных параметров пара для промышленных ТЭЦ большой мощности. Известия высших заведений. Энергетика, 1960, № 9. - с. 53-60

8. Антропов П.Г. Выбор оптимальных параметров ГТУ-ТЭЦ нефтеперерабатывающих предприятий. Проблемы энергетики, 2000, № 11-12.-с. 78-84

9. Аракелян Э.К., Кудрявый В.В., Иванов А.П., Корягин A.B. Экономичность работы ТЭЦ с поперечными связями на скользящем давлении. Теплоэнергетика, 1997, № 5. - с. 7-10

10. Аракелян Э.К., Макарчьян В.А., Тажиев Э.И., Самаренко В.Н. Повышение маневренности турбоагрегатов ТЭЦ для участия их в прохождениипровалов графиков электрической нагрузки. Теплоэнергетика, 2001, № 4. - с. 37-42

11. Аракелян Э.К. Методика выбора оптимальных параметров и режимов работы оборудования энергоблоков на частичных нагрузках. -Теплоэнергетика, 2002, № 4. с. 57-60

12. Аронов И.З., Соболь И.Д. К вопросу расширения области применения паровых турбин с противодавлением для энергоснабжения промышленных предприятий. Промышленная энергетика, 1989, № 11. -с. 11-12

13. Бардмесер В.А., Сидоров М.Н., Лобас И.Ш. Экспериментальная проверка эффективности повышения приемистости паротурбинных установок воздействием на систему регенерации. Энергомашиностроение, 1969, № 8. - с. 37-39

14. Баринберг Г.Д. Повышение эффективности теплофикационных турбин на действующих ТЭЦ. Теплоэнергетика, 1997, № 7. - с. 11-15

15. Баринберг Г.Д., Кортенко В.В. Повышение эффективности промышленно-отопительных ТЭЦ при снижении или прекращении отпуска технологического пара. Теплоэнергетика, 2000, № 2. - с. 11

16. Батнов Г.К., Калиничев В.М., Шварц А.Л., Горланов Г.Г., Вихрев Ю.В. Определение предельного значения разгрузки энергоблока 1200 МВт на скользящем давлении. Теплоэнергетика, 1985, № 6. - с. 28-30

17. Батунов Г.К., Берсенев А.П., Калиничев В.М., Шварц А.Л., Горланов Г.Г., Вихрева Т.В. Исследование и внедрение режимов скользящего давления на котле ТГМП-1202 энергоблока 1200 МВт. Теплоэнергетика, 1985, № 6. - с. 27-32

18. Безлепкин В.П. Регулирование электрической мощности теплофикационных турбин, работающих по тепловому графику. -Теплоэнергетика, 1985, № 12.-е. 49-52

19. Безлепкин В.П., Михайлов С .Я. Регулировочный диапазон тепловых электростанций. JL: Энергоатомиздат, 1990. - с. 168

20. Бененсон Е.И., Иоффе JI.C. Теплофикационные паровые турбины. М.: 1986.-е. 272

21. Боровков В.М. Повышение маневренности и экономичности паротурбинных установок тепловых и атомных электростанций путем совершенствования режимов эксплуатации/Диссертация на соискание степени доктора технических наук. 1988

22. Боровков В.М., Зысин JI.B. Основные направления развития мини-ТЭЦ на основе современных парогазовых технологий. Известия Академии наук. -Энергетика, 2001, № 1. с. 100-105

23. Будняцкий Д.М., Бененсон Е.И., Водичев В.И., Осипенко В.Н. О целесообразности получения дополнительной мощности от турбин типа Т-175/210-130 за счет отключения ПВД. Энергомашиностроение, 1980, № 3. - с. 2-4

24. Виноградов Ю.И., Векштейн Л.М., Соболь И.Д. Промышленное теплоснабжение. К.: Техшка, 1975. - с. 256

25. Волков О.Д., Неженцев Ю.Н., Лиснянский Ф.А. Теплофикационные паровые турбины Ленинградского металлического завода. -Теплоэнергетика, 1984, №. с. 10-15

26. Вольхина В.Н., Левенталь Г.Б., Мелентьев Л.А. Условия применения на промышленных ТЭЦ турбин с противодавлением малой и средней мощности. Промышленная энергетика, 1956, № 5. - с. 1-8

27. Гирщфельд В.Я., Бахусов В.Н. Влияние емкостей системы регенерации на приемистость турбоустановки. Теплоэнергетика, 1964, № 8.

28. Гиршфельд В .Я., Скловская Е.Г. К вопросу о регулировании мощности блоков скользящим начальным давлением пара. Теплоэнергетика, 1966, № 3. - с. 24-29

29. Глускер Б.Н. Внедрение режимов работы блоков СКД на скользящем давлении во всем пароводяном тракте при пусках и несении частичных нагрузок. Электрические станции, 1998, № 5. - с. 33-36

30. Говердовский Е.Е., Директор Б.Я., Калиничев В.М., Келин Г.Е., Кроль А.Я., Поляков B.C. Исследование работы энергоблока 300 МВт с котлом ТГМП-114 при скользящем давлении на частичных нагрузках. -Электрические станции, 1971, № 12. с. 23-31

31. Голышев JI.B., Лисовой В.Г., Белоцерковский В.Л., Теплицкий М.Г. Исследование режимов работы котла ТПП-210А при скользящем давлении среды. Электрические станции, 1974, № 5. - с. 19-22

32. Грицына В.П. Развитие малой энергетики естественный путь выхода из наступившего кризиса энергетики. - Промышленная энергетика, 2001, № 8.-с. 13-15

33. Гуторов В.Ф., Симою Л.Л., Эфрос Е.И. Пути повышения экономичности паротурбинных установок ТЭЦ. Теплоэнергетика, 2001, № 6. - с. 32-37

34. Доверман Г.И., Гонобоблев A.C., Шварц А.Л., Гомболевский В.И., Булгакова Н.В. Исследование работы котлоагрегата моноблока 800 МВт в режимах со скользящим давлением пара. Электрические станции, 1982, № 6. - с. 32-35

35. Егоров В.Е. Об установке охладителя пара, отпускаемого на технологические нужды. Теплоэнергетика, 1975, № 6. - с. 60-62

36. Елизаров Д.П. К вопросу о тепловом ударе в паропроводах ТЭС. -Теплоэнергетика, 1971, № 12. с. 78-82

37. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций. М.: Энергоиздат, 1982. - с. 264

38. Электрические станции, 1999, № 10. с. 2-8 42.3ыков С.А., Будняцкий Д.М., Мочан С.И., Корнеев М.И., Шубенко-Шубин, Соболев С.П. Обоснование целесообразности получения дополнительной мощности на блоках 300-1000 МВт. - Теплоэнергетика, 1966, №3.-с. 7-12

39. Иванов В.А. Основные тенденции современного этапа развития паротурбинных установок. Энергомашиностроение, 1967, № 1. - с. 46-49

40. Иванов В.А., Сидоров М.Н., Головач Е.А., Черниховский И.Н. Схема автоматического регулирования блока котел-турбина при скользящем давлении свежего пара. Известия вузов. Энергетика, 1967, № 2. - с. 4549

41. Иванов В.А., Сорокин H.A., Заславский С.А. Тепловая экономичность работы энергетических блоков при скользящем начальном давлении пара. Теплоэнергетика, 1967, № 12. - с. 60-64

42. Иванов В.А., Заславский С.А. Исследование динамики блока 300 МВт с обводным регулированием при скользящем давлении свежего пара. Известия вузов. Энергетика, 1970, № 1. - с. 43-47

43. Иванов В.А. Некоторые вопросы применения скользящего давления для регулирования мощности энергетических блоков. Динамика тепловых процессов/Материалы республ. Семинара. Киев: 1972.

44. Иванов В.А., Мельников Б.Н., Леонков А.М. К выбору программы регулирования турбоустановки Т-100-130. Известия вузов. Энергетика, 1974, №9.-с. 78-82

45. Иванов В.А. Регулирование блоков котел-турбина при скользящем давлении пара. Труды ЦКТИ, выпуск 122,1974. - с. 140-147

46. Иванов В.А. Термодинамический анализ работы теплофикационных турбоустановок при скользящем давлении. Известия выших учебных заведений. Энергетика, 1976, № 10. - с. 61-66

47. Иванов В.А., Леонков A.M., Боровков В.М., Беркович Я.Д. Выбор рациональной программы регулирования конденсационных паротурбинных установок высокого давления. Известия вузов. -Энергетика, 1976, № 11. с. 133-136

48. Иванов В.И., Боровков В.М., Ванчиков В.В., Кутахов А.Г. К вопросу повышения маневренности ТЭЦ, работающих по тепловому графику. Известия вузов. Энергетика, 1982, № 7. - с. 39-43

49. Иванов И. А. К вопросу о выборе программы регулирования при разгрузке теплофикационной паротурбинной установки, работающей по тепловому графику. Известия вузов. Энергетика, 1984, № 9. - с. 87-92

50. Иванов В.А., Боровков В.М. Исследование работы предвключенных паровых турбин со скользящим противодавлением. Тр. Моск. энергетич. ин., 1984, №51.-с. 100-110

51. Иванов В.А., Серебряников Н.И., Богомольный Д.С., Кутахов А.Г., Иванов И.А., Камнев В.И. Использование энергоблоков ТЭЦ для прохождения минимума графика электрических нагрузок. -Теплоэнергетика, 1984, № 9. с. 10-13

52. Иванов В.А., Боровков В.М. Полиблочный принцип регулирования паротурбинных установок. Известия Академии наук СССР. Энергетика и транспорт, 1985, № 2. - с. 126-136

53. Иванов В.А., Богомольный Д.С., Громов Б.Н., Кнотько П.Н., Смирнов И.А., Кудрявый В.В., Кутахов А.Г., Тажиев Э.И. Привлечение ТЭЦ к покрытию переменной части графика электрических нагрузок. -Теплоэнергетика, 1986, № 3. с. 18-21

54. Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. Л.: Энергоатомиздат, 1986. - с. 248

55. Иванов Ю.Е., Козлов Е.В., Липатников Г.А. Расширение диапазона регулирования электрической мощности теплофикационных турбин. Известия вузов. Энергетика, 1991, № 12. - с. 64-70

56. Ивашива Г.Д., Дуленик В.П., Романцов В.В. О целесообразности строительства малых ТЭЦ с Р-турбинами. Энергетическое строительство, 1992, № 10. - с. 16-18

57. Ильин Е.Т., Печенкин С.П. Характеристики работы турбоагрегата Т-250/300-240 при эксплуатации с отключением подогревателей высокого давления и частичным обводом сетевой воды мимо сетевых подогревателей. Вестник МЭИ, 1999, № 3. - с. 51-55

58. Ильин Е.Т., Ломакин Б.В., Куличихин В.В., Печенкин С.П. Эффективность частичного обвода ПСГ по сетевой воде при регулировании электрической нагрузки энергоблоком Т-250/300-240. -Электрические станции, 1999, № 11. с. 24-28

59. Ильин Е.Т., Печенкин С.П. Расширение диапазона изменения электрической мощности турбоагрегата Т-110-130 при его работе по тепловому графику. Вестник МЭИ, 2001, № 1. - с. 50-55

60. Казаров С.А., Боровков В.М., Дондер Д.М., Беркович Я.Д., Блинов А.Н. Особенности работы теплофикационных агрегатов Т-100-130 на скользящем начальном давлении пара. Известия вузов. Энергетика, 1979, № 11.-с. 109-112

61. Калафати Д. Д. Применение турбин с противодавлением как перспективное направление повышения эффективности малых и средних ТЭЦ. Теплоэнергетика, № 10, 1992. - с. 55-60

62. Качан А.Д., Хуссайн A.A. Выбор типа паровых турбин для ТЭЦ нефтехимических комплексов в условиях Ирака. Известия высших заведений. Энергетика, 1989, № 3. - с. 65-69

63. Качан А.Д., Качан С.А. Оптимизация режимов работы утилизационных ПТУ с противодавленческими турбинами. Энергетика, 2000, № 4. - с. 49-55

64. Кириллов И.И., Иванов В.А. Современные проблемы регулирования мощных паротурбинных блоков. Известия вузов. Энергетика, 1970, № 3. -с. 59-69

65. Кириллов И.И., Щербачев О.В., Иванов В.А. Новые требования к паротурбинным энергоблокам для покрытия пиков нагрузки и участия в аварийном регулировании частоты и активной мощности. -Электрические станции, 1972, № 3. с. 18-22

66. Кириллов И.И., Иванов В.А. Исследование, конструирование и эксплуатация. Энергомашиностроение, 1973, № 10. - с. 1-4

67. Кириллов И.И., Зыков С.А., Арсеньев JI.B., Ходак Е.А., Зарецкая A.B., Колосова Э.Г., Корсов Ю.Г. Комбинированная теплофикационная установка для покрытия пиковых и полупиковых нагрузок. -Энергомашиностроение, 1974, № 11. с. 10-12

68. Кириллов И.И., Иванов В.А., Арсеньев JI.B., Ходак Е.А. Повышение маневренности современных энергоблоков методом отключения ПВД. -Теплоэнергетика, 1978, № 2. с. 66-69

69. Кнотько П.Н., Ровек И.И., Щербина A.B., Яковлев Б.В. Проектные исследования работы ТЭЦ в маневренном режиме. Электрические станции, 1982, № 5. - с. 17-20

70. Кнотько П.Н., Яковлев Б.В., Качан А.Д. Достижения и проблемы развития и функционирования теплофикации. Энергетика, 2000, № 2. - с. 73-78

71. Корытников В.П. Работа ТЭЦ в объединенных энергосистемах. М.: Энергия, 1976.

72. Костюк А.Г. Паровые и газовые турбины. М.: Энергоатомиздат, 1985.

73. Крушель Г.Е., Нездатный В.И., Прокопенко А.Г., Шапошников Е.К., Швец В.Н. Эксплуатация предвключенных турбин при переменном противодавлении. Теплоэнергетика, 1960, № 5. - с. 25-27

74. Кудрявый В.В., Аракелян Э.К. Особенности применения скользящего регулирования давления пара на ТЭЦ с поперечными связями. Вестник МЭИ, 1998, № 1. — с. 24-29

75. Кульков Э.И., Лазутин И.А. О целесообразности скользящего давления для блоков К-160-130 с прямоточными котлами. Теплоэнергетика, 1970, №9.-с. 23-25

76. Кунтин Е.С., Рывкин М.С., Шапиро Э.И. Исследование турбины К-160-130 при ее работе на скользящем давлении свежего пара. Труды ЦКТИ. Котлотурбостроение, 1964, выпуск 52. - с. 45-58

77. Левченко Е.В. Турбины малой мощности с противодавлением НПО "Турбоатом". Теплоэнергетика, 1997, № 1. - с. 31-35

78. Леонков A.M., Бачише П.В., Палладий Н.Л. Исследование экономичности работы теплофикационного блока Т-250-240 при скользящем начальном давлении. Теплоэнергетика, Межвед. республ. научно-тех. сб., вып. 2., 1972.

79. Леонков А.М., Качан А.Д. Исследование характеристик турбопривода питательных насосов мощных блоков с учетом работы их со скользящим давлением свежего пара. Известия вузов. Энергетика, 1974, № 2. - с. 6468

80. Леонков А.М., Кусков И.А., Рубахин В.Б. Исследование температурного режима металла поверхностей нагрева парогенераторов в широком диапазоне нагрузок. Известия вузов. Энергетика, 1974, № 4. - с. 61-66

81. Леонков A.M., Мысак И.С. Аналитическое исследование максимально возможной нагрузки котла и блока при отключении ПВД. Известия вузов. Энергетика, 1978, № 12. - с. 124-128

82. Лисянский A.C., Назаров B.B. Паротурбостроение ЛМЗ в современных условиях. Электрические станции, 2000, № 12. - с. 69-72

83. Лукницкий В.В. Тепловые электрические станции промышленных предприятий. -М.: Госэнергоиздат, 1953. с. 472

84. Мелентьев JI.A. Избранные труды. Научные основы теплофикации и энергоснабжения городов и промышленных предприятий. М.: Наука, 1993.-с. 364

85. Мильман О.О. Технико-экономические показатели мини-электростанций с противодавленческими турбинами. Теплоэнергетика, 2000, № 1. - с. 6-8

86. Михайлов С.Я., Неженцев Ю.Н., Лиснянский Ф.А., Иванов В.А., Безлепкин В.П., Левченко Г.И., Христич Л.М. Внедрение новых способов увеличения регулировочного диапазона ТЭЦ в Ленэнерго. -Электрические станции, 1990, № 8. с. 53-56

87. Мосеев Г.И., Тугов А.И., Лазаренко И.С. Исследование парогенератора ТГМ-94 энергоблока 160 МВт при работе в регулировочном диапазоне нагрузок. Теплоэнергетика, 1976, № 2. - с. 5-9

88. Мошкарин A.B. О расходе топлива на отпуск пара от РОУ. -Энергетика, 1995, № 3. с. 18-19

89. Мошкарин A.B., Девочкин М.А., Шелыгин Б.Л., Рабенко B.C. Анализ направлений развития отечественной теплоэнергетики. Иваново, 2002. -с. 255

90. Мысак И.С., Кусков И.А., Заяц М.Ф., Васюта М.М. Исследование режимов работы котла ТГМП-114 и блока 300 МВт при расходе питательной воды ниже 30 % номинального значения. Известия вузов. -Энергетика, 1986, № 12. с. 60-66

91. Мысак И.С., Кусков И.А., Ботвинов В.П., Герасимов В.В., Занкович В.Л., Жадзилко М.И., Мирон Д.Т., Сытникова Н.М. Расширение диапазона нагрузок котла ТГМП-114 и блока 300 МВт в режиме скользящего давления. Теплоэнергетика, 1988, № 6. - с. 30-35

92. Немчинова A.C., Пейсахович В.Я. Основные закономерности формирования режимов теплопотребления промышленных предприятий. Промышленная энергетика, 1974, № 11. - с. 9-13

93. Нойман К. О статье Крушеля и др. "Эксплуатация предвключенных турбин при переменном противодавлении". Теплоэнергетика, 1961, № 12.-с. 92

94. Опыт проектирования и эксплуатации блочных установок со скользящим начальным давлением пара в США и ФРГ. -Теплоэнергетика, 1968, № 3. с. 86-90

95. Пичугин И.И., Цветков A.M., Симкин М.С. Особенности проектирования паровых турбин JIM3. Теплоэнергетика, 1993, № 5. - с. 10-21

96. Прокопенко А.Г., Леонков A.M., Мысак И.С., Финкевич A.A. О возможности превышения номинальной мощности энергоблока 300 МВт при отключении регенерации высокого давления. Электрические станции, 1978, № 11. - с. 24-27

97. Прокопенко А.Г., Леонков A.M., Мысак И.С., Дмитриев В.Е. Исследование и внедрение режимов скользящего давления на теплофикационном блоке 250/300 МВт. Теплоэнергетика, 1983, № 8. - с. 6-10

98. Проскуряков В.А., Драбкин А.Е. Химия нефти и газа. СПб.: Химия, 1995.-с. 448

99. Робожев A.B., Смельницкий С.Г. Распыливание воды в пароохладителях РОУ. Теплоэнергетика, 1973, № 9. - с. 50-53

100. Робожев A.B. Охладители пара РОУ с распыливающей вставкой. -Теплоэнергетика, 1974, № 1.-е. 60-65

101. Робожев A.B. Редукционно-охладительные установки для тепловых и атомных электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1984. - с. 224

102. Рубинштейн Я.М., Щепетильников М.И. Исследование реальных тепловых ТЭС и АЭС. М.: Энергоиздат, 1982.

103. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1987.-с. 328

104. Сазанов Б.В., Ситас В.И. Теплоэнергетические системы промышленных предприятий. -М.: Энергоатомиздат, 1990.

105. Саламов A.A. Развитие ТЭЦ в европейских странах. -Теплоэнергетика, 2001, № 7. с. 75-77

106. Саунин В.И., Мехнина Н.Ю. Проектная оценка технико-экономических показателей мини-ТЭЦ. Проблемы экономии топливно-энергетических ресурсов на промпредприятиях и ТЭС, 2001. - с. 205-208

107. Славина H.A., Косматов Э.М., Барыкин Е.Е. О методах распределения затрат на ТЭЦ. Электрические станции, 2001, № 11. - с. 14-17

108. Серебряников Н.И., Кудрявый В.В., Аракелян Э.К., Тажиев Э.И. О проблеме расширения регулировочного диапазона и повышения маневренности теплофикационного оборудования АО "Мосэнерго". -Вестник МЭИ, 1999, № 1. с. 26-31

109. Сидоров М.Н., Бардмесер В.А., Иванов В.А. Экспериментальное исследование возможностей повышения приемистости блока 200 МВт воздействием на обратные клапаны регенеративных отборов. Известия вузов. Энергетика, 1969, № 8. - с. 55-60

110. Смирнов И.А., Молодюк В.В., Хрилев Л.С. Определение экономической эффективности и областей применения газотурбинных теплофикационных установок средней и малой мощности. Теплоэнергетика, 1994, № 12. с. 17-23

111. Соколов Е.Я. Промышленные тепловые электростанции. М.: Энергия, 1979.-с. 296

112. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Издательство МЭИ, 2001.-с. 472

113. Соловьев Ю.П. Проектирование теплоснабжающих установок для промышленных предприятий. М.: Энергия, 1978. - с. 191

114. Стерман JI.C., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные электрические станции. М.: МЭИ, 2000. - с. 408

115. Теплицкий М.Г., Прокопенко А.Г., Кочиашвили A.JL, Шлин Ю.П., Голышев JI.B. Экономичность блоков 300 МВт с турбоустановками К-300-240 ХТГЗ при работе на скользящем давлении. Теплоэнергетика, 1974, №6.-с. 43-47

116. Теплицкий М.Г., Прокопенко А.Г., Бузлуков В.А. Работа турбины 800 МВт на скользящем давлении. Теплоэнергетика, 1981, № 9. - с. 22-26

117. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. М.: Энергоатомиздат, 1990

118. Усов C.B., Казаров С.А. Режимы тепловых электростанций. Л.: Энергоатомиздат, 1985. - с. 240

119. Федоров В.А., Смирнов В.М. Опыт разработки, строительства и ввода в эксплуатацию малых электростанций. Теплоэнергетика, 2000, № 1.-е. 9-13

120. Федоров А.И., Понасечкин С.А. Опыт перевода барабанных котлов на пониженные параметры пара. Электрические станции, 2001, № 2. - с. 1013

121. Хлебалин Ю.М. Выбор оптимальных начальных параметров пара ТЭЦ нефтехимических комбинатов/Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: 1963

122. Хлебалин Ю.М. Повышение эффективности отраслевых ТЭЦ. -Теплоэнергетика, 1974, № 10. с. 70-72

123. Хлебалин Ю.М. Теоретические основы паротурбинных электростанций. Издательство Саратовского университета, 1974. - с. 238

124. Хлебалин Ю.М., Захаров В.В. Пути повышения эффективности использования промышленных отборов турбин ТЭЦ Промышленная энергетика, 1997, № 9 - с. 11-13

125. Хлебалин Ю.М., Малозатратные технологии модернизации действующих ТЭЦ- Промышленная энергетика, 2000, № 9 с. 29-34

126. Хрилев JI.C., Воробьев М.С., Рафиков Л.П. Развитие теплофикации в рыночных условиях с учетом формирования электрического и топливно-энергетического балансов страны. Теплоэнергетика, 1994, № 12. - с. 2-7

127. Хрусталев В.А., Жидков К.П. Режимы работы и эксплуатации ТЭЦ, 2000

128. Цветков В.В., Канатчикова JI.A. Применение перегретого пара низкого давления в промышленности строительных материалов. Промышленная энергетика, 1976, № 10. - с. 57-59

129. Чабан О.И., Дмитриев В.Е., Футорский Б.М., Гусейнов М.Х., Бобков B.C. Исследование блока 150 МВт при скользящем и постоянном давлении пара. Теплоэнергетика, 1964, № 10. - с. 24-30

130. Читашвили Г.П. Термодинамический анализ энергоэффективности паротурбинных ТЭЦ. Теплоэнергетика, 2000, № 12. - с. 40-44

131. Шапиро Г.А. Повышение эффективности работы ТЭЦ. 1981

132. Шаргут Я.Я. Распределение затрат на производство тепла и электроэнергии на ТЭЦ. Теплоэнергетика, 1994, № 12. - с. 62-66

133. Шварц A.JL, Булгакова Н.В., Миронов С.Н., Робашевский Ф.М. Расширение регулировочного диапазона энергоблоков 160-800 МВт.-Электрические станции, 1982, № 9. с. 17-20

134. Щегляев A.B. Паровые турбины. М.: Энергия, 1990. - с. 370

135. Щербич В.И., Баубелб JI.A. Расчет изменений расходов тепла и топлива при отключении подогревателей высокого давления теплофикационных турбоагрегатов. Электрические станции, 1981, № 9. - с. 38-42

136. Элерт В.В., Сидоров М.Н., Богданов В.И., Пахомов В.А., Фрагин М.С. Экспериментальные маневренные характеристики энергоблока 300 МВт с турбиной К-300-240 JIM3 при временном отключении отборов на ПВД. -Труды ЦКТМ, 1981, выпуск. 183. с. 48-56

137. Юренев В.Н. Промышленные электростанции. М.Л.: Госэнергоиздат,1963.-с. 464

138. Стратегический план развития малых локальных энергоустановок в США. Промышленная энергетика, 2001, № 12. - с.

139. Котлы паровые стационарные, типы и основные параметры. ГОСТ 3619-89.

140. Паровая турбина типа Р-50-130/13 мощностью 50 МВт. Каталог 18-675. Паротурбинные установки производственного объединения турбостроения "Ленинградский Металлический завод", лист № 13.

141. Boots E.S., Dransfield F., James L.W. Conference paper № CP 64-170,1964.

142. Buchwald К., Enzenberg L., Muller H., Riess W., Waldmann H. Design, behaviour and operational experience of sliding-pressure power station units. -Steam at work: industrial and marine plant. Imeche Conference Publication 1977-3, CI 14/73. -c. 37-54

143. Claus L. Process plant heat recovery and cogeneration. Power engineering, May 1984. - c. 48-49

144. Curlett P.L., Haynes C J., Stone&Webster. Selecting initial steam conditions for industrial power plants. Power engineering, March 1985. - c. 39-43

145. Denesdi L. Optimum turbine designs for district water heating. Power engineering, May 1980. - c. 90-92

146. Douglas J.S. Trends in industrial power plants. Power engineering, October 1984. - c. 26-34

147. Horlock J.H. Cogeneration: combined heat and power thermodynamics and economics. 1st edition, 1987

148. John J.T. Research and development projects. Gas turbine cogeneration research. Turbomachinery international, March/April 1990. - c. 18-21

149. John P. Industrial power plants: new options and problems. Power engineering, July 1975. - c. 40-47

150. Kearton W.J. Steam turbine theory and practice. 7th edition, 1988.

151. Lanyon W.M. Steam plant management in the sugar beet processing industry. Imeche, 1977. cl 16/73. - c. 79-83

152. Richard A.G., William J.W., Hsiu-H.C. A heat-recovery system for process steam industries. Journal of engineering for power, October 1978, vol. 100. -c. 511-518

153. Rene J. Bender. U.S. welcomes variable-pressure concept. Power, 1970, August. - p. 56-57

154. Pougnet V.N.N. Special purpose turbine-generators for industrial processes. Industrial review of AFRICA, January 1961. - c. 15-21

155. Yadav R. Steam and gas turbines. 1976.

156. White I.C. Steam supply to the petroleum and petrochemical industry. -Imeche, 1977. c82/77. -c. 17-23

157. A simple back pressure steam turbine. Journal of fuel & heat technology, vol. 18, № 5, Sep/Oct 1971. - c. 12-14

158. Proceedings of American Power Conference, 1963, vol. XXV.

159. Steam in industrial power plants. 1976.174. http://www.cogen.com.au. 20.09.2000