автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Продление срока эксплуатации и повышение экономичности стареющих ТЭЦ с поперечными связями

Введение.

1. Анализ основных подходов к реконструкции тепловых электрических станций (литературный обзор).

1.1. Реконструкция тепловых электростанций за рубежом.

1.2. Реконструкция тепловых электростанций в России.

1.2.1. Анализ современного состояния по реконструкции тепловых электростанций в РАО ЕЭС России с перспективой до 2010 года.

1.2.2. Техническая диагностика.

1.2.3. Способы модернизации действующего оборудования, основные принципы реализации.

1.2.4. Пути повышения эффективности эксплуатации турбоустановок стареющей ТЭЦ.

2. Постановка задачи.

3. Построение схемы реконструкции стареющих тепловых электростанций.

3.1. Разработка основных принципов реконструкции стареющих ТЭС с поперечными связями.

3.2. Структурная схема реконструкции тепловых электростанций.

4. Применение схемы реконструкции тепловых электростанций на Новгородской ТЭЦ.

4.1. Определение местоположения Новгородской ТЭЦ.

4.2. Техническое состояние Новгородской ТЭЦ.

4.2.1. Котельное отделение НТЭЦ.

4.2.2. Турбинное отделение Новгородской ТЭЦ.

4.3. Анализ экологической обстановки Новгородской ТЭЦ.

4.4. Анализ экономических показателей НТЭЦ.

4.5. Анализ энергосбережения для Новгородской ТЭЦ.

5. АСУ ТП Новгородской ТЭЦ.

5.1. Обоснование выбора и архитектура АСУ ТП.

5.2. Системы автоматизации ТЕЬЕРЕ1Ш МЕ.

5.3. Автоматизация котельных агрегатов.

5.3.1. Увеличение объема автоматизации - как основная задача модернизации СКУ.

5.3.2. Режим рабочих нагрузок.

5.3.3. Пуско-остановочные режимы.

5.4. Экономическая эффективность внедрения АСУ ТП на НТЭЦ.

6. Реконструкция химводоочистки Новгородской ТЭЦ.

7. Тепломагистраль Новгородская ТЭЦ - Левобережная котельная г. Великий Новгород (НТЭЦ - ЛБК).

7.1. Бойлерная установка Новгородской ТЭЦ.

7.2. Технико-экономические показатели бойлерной установки НТЭЦ.

8. Применение газотурбинной технологии для увеличения эффективности работы Новгородской ТЭЦ.

8.1. Обоснование необходимости модернизации ТЭЦ.

8.2. Возможные технические решения.

8.3. Исследование вариантов технических решений.

8.3.1. Сбросная схема ГТ-надстройки.

8.3.2. Газотурбинная надстройки с вытеснением регенерации паровой турбины ПТ-80.

8.3.3. Технико-экономические показатели вариантов.

8.4. Финансово-экономические показатели вариантов.

8.4.1. Обоснование принятых исходных данных.

8.4.2. Результаты финансово-экономических расчетов.

8.4.3. Экологические показатели вариантов.

8.5. Результаты сравнения вариантов.

8.6. Замена турбины ст. № 1 ПТ-60-130 на новую ПТ-65-130.

9. Экономическая оценка реализации плана реконструкции на Новгородской ТЭЦ.

Формирование рыночных отношений в энергетике России обострило вопросы коммерческой эффективности теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), значительная часть основного оборудования которых выработала проектный ресурс или близка к этому.

В тоже время в структуре мощностей РАО ЕЭС на долю таких ТЭЦ приходится более 40% всех генерирующих мощностей ТЭС. Средний удельный расход топлива на выработку электроэнергии для них достигает 400 Гут/квт.ч. (работают в конденсационном режиме), на выработку тепловой энергии - 45 кГу.т./ГДж. Низкая экономичность промышленных отопительных ТЭЦ, расположенных, в основном, в городской черте промышленных центров, усугубляет экологическую обстановку в городах.

В условиях, когда строительство новых высокоэкономичных теплоэнергоисточников для комбинированного производства тепловой и электрической энергии в России в ближайшей перспективе затруднено, актуальность проблемы состоит в исследовании возможностей и выборе экономически доступных способов реконструкции и модернизации действующего оборудования стареющих ТЭС.

Цель реконструкции и модернизации: в условиях ограниченной возможности финансирования, максимально повысить надежность, экономичность и экологическую безопасность, продлить срок службы основного оборудования ТЭС.

В данной работе, посвященной реконструкции тепловых электростанций, предпринята попытка обобщить опыт реконструкции и модернизации ТЭС, как за рубежом, так и в России. Проанализировано состояние данного вопроса в ближайшей перспективе и в период до 2010 года. Отмечается, что несмотря на повышенное внимание к данной теме со стороны Министерства топлива и энергетики, РАО ЕЭС России, многих научно-исследовательских институтов и самих тепловых электростанций, существует ряд проблем, существенно сдерживающих скорейшее перевооружение стареющих тепловых электростанций.

К таким проблемам следует отнести: - отсутствие финансирования проектов в объемах, необходимых для реновации оборудования ТЭС, и отсутствие системного подхода к реконструкции конкретной ТЭС. Каждая тепловая электростанция принимает свой, порой непродуманный, путь по реновации оборудования, что приводит к серьезным ошибкам и не достижению конечных целей реконструкции ТЭС в целом.

Чтобы избежать вышеперечисленных ошибок при принятии решения по реконструкции любой ТЭС, автор предлагает использовать разработанную им схему реконструкции тепловой электростанции.

В работе исследуются как сама схема, так и критерии оценки ее отдельных элементов, их взаимодействие друг с другом. Показана методика применения данной схемы к реконструкции конкретной ТЭС - Новгородской ТЭЦ.

Согласно предложенной схеме, прежде чем руководством НТЭЦ принято решение о реконструкции, детально исследовано: - местоположение электростанции в регионе и ее реальные перспективы;

- определено техническое состояние НТЭЦ с учетом опыта эксплуатации основного оборудования собственным техническим персоналом;

- исследовано экологическое и экономическое состояние НТЭЦ.

Принято во внимание, что Новгородская ТЭЦ имеет ряд проблем, решение которых, существенно повысит экономические, технические и экологические показатели электростанции. К ним относятся:

- НТЭЦ находится в эксплуатации 33 года (с 1968 г);

- К.П.Д. нетто НТЭЦ не достигает 33%;

- электростанция имеет значительный, неиспользуемый резерв тепловой мощности (290,7 МВт) и электрической (50 МВт);

- удельные расходы топлива на производство электрической и тепловой энергии достигают величин: В0ТПЭл.эн= 375 Г/квт, Вотптл = 36,4 кг/ГДж.

На основании вышеизложенного разработан план реконструкции Новгородской ТЭЦ в окончательном виде имеющий вид:

1) реконструкция АСУ ТП котлоагрегатов 1-г4;

2) реконструкция химводоочистки;

3) строительство тепломагистрали НТЭЦ - Левобережная котельная г. Великий Новгород;

4) расширение НТЭЦ газотурбинной надстройкой, с заменой турбины ст. № 1 типа ПТ-60/130/13 на новую ПТ-65/130/13.

При практической реализации плана реконструкции, применен принцип поэтапного внедрения. Для Новгородской ТЭЦ важно, чтобы в начале был реализован этап 1 и 2, а затем 3 и 4. Этому предшествовала значительная исследовательская работа автора и технического персонала НТЭЦ по поиску приемлемых для НТЭЦ энергосберегающих технологий. Так реализация первого этапа - реконструкция АСУ ТП на котлоагрегатах № 1, 2 осуществлена на базе первого в России программно-технического комплекса (ПТК) «ТЕЛЕПЕРМ-МЕ» фирмы Сименс, Германия.

Результаты внедрения были использованы в дальнейшем на ряде других тепловых электростанций России (Рефтинская ГРЭС - блок пылеугольный 500 МВт; Среднеуральская ГРЭС; Северозападная ТЭЦ и др.) при создании своих АСУ ТП.

Реализация второго этапа - реконструкция химводоочистки НТЭЦ, связана с детальной проработкой различных схем по модернизации и реконструкции, существующих в настоящее время. Выбрана противоточная схема UP.CO.RE фирмы ДАУ Кемикал, США, имеющая целый ряд преимуществ перед схемой, существующей в данный момент на НТЭЦ и предельно подходящий для реконструкции без остановки производства.

Третий и четвертый этапы детально проработаны, выполнены их технические проекты и будут реализованы в ближайшее время при решении вопросов финансирования.

Рассчитан экономический и экологический эффект от внедрения плана реконструкции НТЭЦ. К.П.Д.нетго достигает величины 38,4%; значительно улучшится экологическая обстановка в районе НТЭЦ, увеличится мощность и надежность основного оборудования, что вполне сочетается с начальными целями реконструкции Новгородской ТЭЦ и доказывает эффективность разработанной автором схемы реконструкции тепловой электростанции.

Автор выражает глубокую признательность научным руководителям: д.т.н., с.н.с. |Фирсовой Э.В.| и к.т.н., доценту Муравьеву А.Г. за неоценимую помощь при подготовке и написании данной диссертационной работы.

Принятые в тексте сокращения.

АБ - система автоматизации си - рабочие станции

ЕЕРЯОМ - препограммируемая память с библиотеками специализированного программного обеспечения

ЕРЯОМ — постоянная память с библиотеками специализированного программного обеспечения

МОБ - магнитооптический диск

ОТ - терминал оператора

РС - персональный компьютер

БР - серверное устройство

UP.CO.RE противоточная технология ионообменной регенерации с плотной упаковкой фильтрующего слоя

АВР - автоматическое включение резерва

АРМ - автоматизированное рабочее место

АСУ ТП автоматизированная система управления технологическими процессами

ВПУ - водо приготавливающая установка

ГРП - газораспределительная подстанция

ГТУ - газотурбинные установки

ГЩУ - главный щит управления кпд - коэффициент полезного действия

КПП - конвективные пароперегреватели

КУ - котел-утилизатор

ЛБК - левобережная котельная нтэц - Новгородская теплоэлектроцентраль

ОАО "Новгородэнерго" - открытое акционерное общество «Новгородэнерго»

ОЗУ (ЯАМ) - оперативное запоминающее устройство пвд - подогреватель высокого давления пнд - подогреватель низкого давления

ПТУ - парогазотурбинные установки пдв - предельно допустимый выброс

ПДК - предельно допустимая концентрация

ПЗУ (ЬЮМ) - постоянное запоминающее устройство птк - программно-технический комплекс

РАО ЕЭС России - Российское акционерное общество Единые электрические системы России

ТУ - технические условия

ТЭС - тепловые электрические станции

УГТУ - утилизационные газо-турбинные установки

ФОРЭМ — федеральный оптовый рынок энергетической мощности

ХВО - химводоочистка

ЦТЩУ - центральный тепловой щит управления

10. Заключение

1. Проводимая в последние годы экономическая реформа в России значительно изменила условия работы ТЭС, находящихся в работе 30 и более лет. Вывод из работы таких ТЭС и строительство новых, в ближайшей перспективе, для экономики России невозможен из-за отсутствия значительных объемов инвестиций.

Поэтому решение вопросов по реконструкции устаревших ТЭС с поперечными связями предлагается проводить опираясь на следующие принципы: а) разработка схемы реконструкции электростанции должна проводиться с участием персонала самой ТЭС; б) должен быть определен срок на который выполняется реконструкция ТЭС; в) любая реконструкция ТЭС должна сочетаться с продлением срока службы старого оборудования; г) должна быть составлена полная карта технического состояния агрегатов ТЭС (состояние металла, наработка на отказ); д) должен быть составлен план полной или частичной замены изношенного и устаревшего оборудования; ж) необходимо разработать щадящие технологии эксплуатации оборудования ТЭС, выработавшего свой ресурс, но остающегося в работе; з) необходимо решить вопрос по подготовке и переподготовке кадров на ТЭС, который будет работать в новых условиях эксплуатации старого и нового оборудования; и) проведение реконструкции на любой ТЭС должно выполняться поэтапно; к) необходимо решать вопрос по изменению типа электростанции (установка

ПГУ, ГТУ и т.д.); л) должны быть определены экономические, экологические и технические параметры, для достижения которых реконструируется ТЭС.

2. Для реализации вышеперечисленных принципов реконструкции стареющих ТЭС разработана структурная схема реконструкции ТЭС, которая позволяет с максимальной эффективностью составить план реконструкции стареющей ТЭС, произвести поиск энергосберегающих технологий, инвестиций и поэтапную реализацию плана реконструкции ТЭС. Включает в себя следующие блоки: а) обследование ТЭС по ее местоположению в регионе; б) определение технического, экономического и экологического состояния

ТЭС; в) принятие решения по реконструкции ТЭС; г) составление плана реконструкции ТЭС; в) поиск энергосберегающих технологий; е) поиск и принятие решения по инвестициям; ж) разработка технологических проектов реконструкции ТЭС; з) поэтапная реализация плана реконструкции ТЭС; к) оценка полученных результатов после реконструкции ТЭС.

3. Проведен расчет, сравнение и выбор наиболее оптимальной для НТЭЦ газотурбинной надстройки с вытеснением регенерации паровых турбин.

4. В процессе поэтапной реализации плана реконструкции на Новгородской ТЭЦ разработан и реализован ряд технических решений, которые могут быть использованы и используются на других ТЭС:

1) создана полномасштабная АСУ ТП на котлоагрегатах НТЭЦ на базе ПТК "Телеперм-МЕ-ОМ-650", которая увеличила КПД котлоагрегатов на -2%; позволила снизить с 4-х до 1-го число отказов котлоагрегатов; появилась возможность оптимизировать нагрузки между работающими котлоагрегатами; сократить выбросы вредных веществ в атмосферу на 11%;

2) разработана схема реконструкции химводоочистки НТЭЦ на базе противоточной схемы UP.CO.RE фирмы "ДАУ Кемикал" (США), которая существенно увеличит качество обессоленной воды для котлоагрегатов НТЭЦ (до 2 мсм/см); сократит количество минерализованных сточных вод в 2 раза; снизит затраты на химреагенты в 1,5 раза; уменьшит количество обслуживаемого оборудования в 3 раза; повысит надежность эксплуатации ВПУ; сократит количество обслуживаемого персонала на 10%;

3) разработан проект увеличения тепловой нагрузки НТЭЦ на 50% путем строительства новой тепломагистрали НТЭЦ-ЛБК г. В. Новгород протяженностью 11,5 км, который после его реализации позволит дополнительно выработать 111 млн.кВт.ч. электроэнергии и 491 МВт тепловой энергии в год; снизить удельные расходы условного топлива: на 3% - электроэнергию; 9,5% - тепловую энергию;

140 л экономия топлива - 18 тыс. тут в год или 16 млн м газа; позволит закрыть ряд мелких котельных в г. В. Новгород;

4) проведен расчет, сравнение и выбор наиболее оптимальной для НТЭЦ газотурбинной надстройки с вытеснением регенерации паровых турбин;

5. Выбор оптимальной схемы реконструкции Новгородской ТЭЦ при ее полной реализации позволит достичь следующих экономических показателей:

• Общий удельный расход топлива снизится с 387,5 г/кВт.ч до 320г/кВт.ч; тепловой с 35,7 кг/ГДж до 32 кг/ГДж.

• Уменьшится максимальная приземная концентрация окислов азота на 28-К31%; суммарный коэффициент окислов азота и серы уменьшится до 40% при этом концентрация серы не изменится;

• Общий КПДнегго НТЭЦ увеличится с 32,8% до 38,4%.

1. Дуленин В.П., Романцев В.В./Актуальные вопросы проектирования технического перевооружения ТЭЩЭлекгрические станции. 1991. - № 7 - С.42-45.

2. Модернизация стареющих тепловых электростанций в США с использованием 111 У./Гольдберг A.C., Котлер В.Р. Электрические станции. 1996. № 2 - С.56.

3. Реконструкция устаревших ТЭС по парогазовой технологии./Дьяков А.Ф., Евдокимов А.Ф., Демидов О.И., Корень В.М., Кутахов А.Г., Теплоэнергетика. 1997.- № 8.

4. В научно-техническом Совете РАО ЕЭС России/О концепции теплофикации//Электрические станции, 1999. № 10.

5. В.М. Боровков, О.И. Демидов, С.А. Казаров, В.Н. Корень, А.Г. Кутахов, С.Н. Романов /Тепловые схемы ТЭС и АЭС/ Спб.: Энергоатомиздат. Санкг Петербург отделение, 1995.-С.269-302.

6. Парогазовые установки за рубежом (Обзор)//Теплоэнергетика -1985. № 5. - С.68-74.

7. Перспективные парогазовые установки с газификацией канско-агинского угля для экологической чистоты Березовской ГРЭС-2/П.А.Березинец, В.И.Горин, Ю.В .Нестеров и др.//Теплоэнергетика 1991. - № 6. - С. 18-24.

8. Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики/В.М.Масленников, Ю.А.Выскубенко, ВЛ.Штеренберг и др. М.: Наука, 1983.-264 с.

9. А.А.Романов/Проблемы технического перевооружения энергопредприятий РАО «ЕЭС России» и пути их решения//Энергопресс. 2000. - № 8. - С.7-10.

10. Иванов В. А. Проблемы продления ресурса энергетического оборудования атомных и тепловых электростанций за проектные значениия. — Сб.: Радиационная повреждаемость и работоспособность конструкторских материалов. СПб, 1996.

11. А., Лыско В. В., Гуторов В. Ф. и др.— Комплексная оценка технического уровня турбоустановок/ Калашников А. Электрические станции, 1993, №1, с.19-23.

12. Лебедева М. Л. Впереди планеты в обогреве улиц // Российская бизнес-газета, 30 декабря 2000.

13. Стерман Л. С., Девочкина Л. Н. Влияние режимных условий работы мощных блоков на результаты оптимизации уходящих газов и температуры питательной воды. — Изв. Вузов СССР — Энергегака, 1978, № 9, с. 64-68.

14. Выбор рациональной пограммы регулирования конденсационных паротурбинных установок высокого давления / В. А. Иванов, А. М. Леонков, В. М. Боровков и др. — Изв. Вузов СССР — Энергетика, 1976, № 11, с. 133-136.

15. Непорожний П. С. Проблемы энергетики на современном этапе ее развития.— Изв. Вузов СССР —Энергетика, 1979, № 7, с. 3.

16. Леонков А. М., Качан А. Д. К вопросу повышения энергетической эффективности теплофикационных турбин.— Изв. Вузов СССР —Энергетика, 1970, № 11, с. 43.

17. В. А. Иванов, А. М. Леонков П. В., Бачшце и др.-Некоторые поблемы регулирования современных теплофикационных турбин. Изв. Вузов СССР — Энергетика, 1971, № 1, с. 68.

18. Гуторов В.Ф., Симою Л.Л., Эфрос Е.И. и др. /Направления повышения эффективности работы теплофикационных турбин//. Теплоэнергетика, 2000, № 12, с.29 34.

19. Симою Л.Л., Гуторов В.Ф., Эфрос Е.И. и др. /Повышение экономичности теплофикационых турбин с двухпоточными ЦНД//. Теплоэнергетика, 2000, № 11, с. 14 -17.

20. Симою Л.Л., Гуторов В.Ф., Эфрос Е.И. и др. /Влияние режимных факторов на интенсивность эрозионных повреждений лопаточного аппарата теплофикационных турбин//. Электрические станции, 2000, № 10, с. 12-18.

21. Голуб А.ФУСоставление плана реконструкции ТЭС с использованием метода экспертных оценок//. Современные проблемы прочности. Научные труды IV Международный семинар, 2000. В. Новгород. с. 259 - 263.

22. РД 34.17.451-98/Методические указания по магнитному контролю металла труб поверхностей нагрева котлов теплоэлектростанций// М.: ВТИ, 1998.

23. Богачев В.А., Гончарь М.И., Дарвин Е.И. и др./Магнитный метод определения перегретых труб из стали 20 и 21х1МФ поверхностей нагрева паровых труб котлов//Электрическиестанции.-1995.-№3 с.

24. Богачев В.А., Ерошенко В.М., Меламед Е.Б./Экспериментальное исследование влияния температуры и напряжений на намагничивание котельных труб/Мнженерно -физический журнал. -1991. Т.60. - № 2.

25. РД 34.17.452-98. Методические указания о порядке проведения работ при оценке остаточного ресурса пароперегревателей котлов электростанций. М.: ВТИ, 1998.

26. Богачев В.А./Магнитный контроль металла труб пароперегревателей котлов для определения тепловой неравномерности//Элекгрические станции, 2000. № 2.

27. РД 34.17.421-92. Типовая инструкция по контролю и продлению срока службы металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций. М.: ОРГРЭС, 1992.

28. В.Ф.Резинский, В.И.Гладштейн./Экспериментальное заключение. Расчет напряженного состояния и оценка остаточного ресурса основных деталей турбины ПТ-60-130/13, № 1 Новгородской ТЭЦ, отработавшей парковый ресурс//АООТ ВТИ, М., 1999.

29. Технический отчет: Тепловые испытания турбины ЛМЗ типа ПТ-60-130/13, ст. № 1 Новгородской ТЭЦ, ОРГРЭС. М., 1995 г.

30. Технический отчет: Тепловые испытания турбины ПТ-60-130/13, ст. № 1 Новгородской ТЭЦ на конденсационном режиме, ОРГРЭС. М., 1997.

31. Экспертное заключение: Расчет напряженного состояния и оценка остаточного ресурса основных деталей турбины ПТ-60/75-130/13, ст. № 1. Новгородской ТЭЦ, отработавшей парковый ресурс, ВТИ. М., 1999.

32. РД 34.17.440-96. Методические указания о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин о продлении срока их эксплуатации сверх паркового ресурса. М., 1996.

33. Самойлович Г.С., Трояновский Б.М./Переменный режим работы паровых турбин//М., 1957.

34. Паровые и газовые турбины/Сб. задач. 3-е изд. Под ред. Б.М. Трояновского и Г.С. Самойловича. -М.: Энергоатомиздат, 1987.

35. Технический отчет: Тепловые испытания турбины ЛМЗ типа ПТ-80/100-130, ст. № 3 Новгородской ТЭЦ, ОРГРЭС. М., 1996.

36. Ю.Ю.Штронберг, В.М.Радовильский./Технический отчет. Обследование основного и вспомогательного тепломеханического оборудования турбин ст. № 1 ПТ-60-130/13, ЛМЗ и ст. № 2 Р-50-130, ЛМЗ ТЭЦ-20 Новгородэнерго// ОРГРЭС. М., 1993.

37. Сергеев В.В., Енякин Ю.П., Магадеев В.Ш., и др./Опьгг техперевооружения энергетического оборудования на примере реконструкции котла ТП-80//Электрические станции, 1998. № 3. - С.2-5.

38. Баженов М.И., Богородский А.С., Сазонов Б.В., Юренев В.Н.; Под ред. ЕЛ. Соколова -2-е изд., перераб. М.: Энергия, 1979 - 296 е., ил.

39. Новгородская ТЭЦ: Отчет электростанций о тепловой экономичности оборудования, 1999-2000.

40. Изучение проблемы энергосбережения на ТЭЦ-20 Новгородэнерго. FECG, Финляндия, 1995.

41. Заключительный отчет. Анализ энергосбережения для девяти промышленных и энергетических объектов в Российской Федерации/Министерство промышленности и окружающей средой/Финляндия, 1995.

42. Kaplan R. The Power of position. //Orbit, Vol. 19, № 1, P.21-26

43. John C. Predictive maintenance an essential tool in power generation: //Power technology international, Spring, 1998, P. 15-16.

44. Vuorinen A. Modigen the modular power plant concept. /Яvo international. 1992, № 2. P. 1819.

45. Hess P., Radke F., Shuman R. Industrial application of a PID Selftuner used for System Startup. Proc. IFAC 10th World Congress. Munich, 1987, p. 21-26.

46. Morris H.M. How Adaptive are Adoptive Process Controllers? //Control Engineering. 1987. № 3 P. 96-100.

47. Organic fouling of anion ion exchange resins. //The Purolite company, 1996,2-6.

48. Ногин В.И/Разработка оптимальных решений по реконструкции тепломеханического оборудования ТЭС АО МосэнергоЮлекгрические станции. -1998. № 6. - С.32-48.

49. Голуб А.Ф., Пилюгин А.В., Трофимов Ю.А. /АСУ ТП Новгородской ТЭЦ. Опыт разработки, внедрения и эксплуатации//Приборы и системы управления. 1999. - № 4. -С.7-9.

50. TELEPERM ME. AS 220ЕА Automation System// Manual Order N C79000-G8076-C306-07.

51. TELEPERM ME. CS 275 Bus System// Manual Order N C79000-G8076-C006-18.

52. Зюх В., Пилюгин A.B., Голуб А.Ф., Мирошниченко СА./Реконструкция и модернизация АСУ ТП Новгородской ТЭЩТеплоэнергетика, 1999. № 10. - С.40-42.

53. Лыско В.В. Свидерский А.Г., Бармаков Ю.Н.//Автоматизация энергетических процессов на базе новейших программно-технических средств//Приборы и системы управления, 1998. № 8.

54. Грехов Л.П., Биленко В.А., Струков А.П./Модернизация системы управления блоком № 10-500 МВт Рефтинской ГРЭС//Приборы и системы управления, 1998. № 8.

55. Голуб А.Ф., Стулов A.B., Муравьев А.Г./Внедрение прогивоточной технологии ионирования на базе реконструкции химводоочистки Новгородской ТЭЦ//Энергетика, 1999. № 5. - С.79-85.

56. Голуб А.Ф., Муравьев А.Г./Внедрение прогивоточной технологии ионирования на базе реконструкции химводоочистки Новгородской ТЭЦ//НовГУ, 1999. 6 с - Библ. - Рус. -Деп. в ВИНИТИ. - № 2039 в 99 ог 25.06.99.

57. Водоподгоговительное оборудование и технологии. ВнииАМ, 1998.

58. Зажатые слои. Пьюролайт. М., 1997.

59. Ионообмен по технологии фирмы Байер А.Г. М., 1997.

60. Мишенин Ю.Е./Внедрение новых разработок ВНИИАМ//Энергосбережение и водоподготовка, 1998. № 3.

61. Юргевский Ю.Б., Яковлев А.В./Внедрение прогивоточной технологии ионирования на базе реконструкции установленного оборудованияЮнергосбережение и водоподготовка, 1998. № 1

62. Неволиха О.А., Рудай В.Н., Россина Н.Г./Оценка эффективности применения протекторной защиты оборудования водоподготовигельного тракта с помощью модельных расчетов//Теплоэнергетика, 1997. № 5.

63. JI.M. Живилова, В.В. Тарковский/Система и средстваа втоматизации контроля водно-химического режима тепловых электростанций// Теплоэнергетика, 1998. № 7.

64. Л.М.Живилова, К.Т.Слуицкая, В.А.Кузнецова и ^./Автоматизированная система химического контроля добавочной воды теплосети//Энергетик, 1998. № 2. - С.17-18.

65. А.Ф. Голуб, А.Г. Муравьев //Противоточная технология планирования//. Машиностроитель, 2001, № 1, с. 14 -16.

66. Юрков Д.А., Лилов Ю.М., Архипов A.M., Третьяков Ю.М./Влияние загрязнений экранных труб на тепловой режим топки и выход оксидов азотаЮлектрические станции, 2000. № 2.

67. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод)/Под ред. М.В.Кузнецова и др. М.: Энергия, 1973.

68. Безгрешнов А.М., Липов Ю.М., Шлейфер Б.М./Расчет паровых котлов в примерах и задачах//М.: Энергоатомиздат, 1991.

69. Пути повышения надежности водно химического режима и организации химического контроля в тепловых сетях больших городов/Электрические станции, 1999. - № 8. -С.29-31.

70. Голуб А.Ф., Муравьев А.Г./Проект снабжения жилой зоны Великого Новгорода теплом, вырабатываемым Новгородской ТЭЦ//Региональные проблемы энергосбережения и пути их решения, 1999. Н. Новгород. С. 19-20.

71. Гудзовский А.В./К расчету гидравлических сетей//Доклады академии наук, 1998. -Т358. № 6.

72. Ковылянский Я.А., Старостенко Н.Н./Практическая методика качественной оценки надежности тепловых сетей при проектировании в условиях эксплуатации/ЛГеплоэнергетика, 1997. № 5. - С.30-33.

73. Цирлин А.М. Беляева Н.П./Предельные возможности процессов теплообмена//Теплоэнергетика, 1998. № 9. - С.53-55.

74. Монахов Г.В., Красовский Б.МЖоличественная оценка надежности систем теплоснабжения//Системы централизованного теплоснабжения. М.: ВНИПИэнергоп., 1985.

75. Белоконева Н.А., Корюкова Л.В., Антропова О.А./Оценка эффективности работы деаэраторов в схеме подготовки для горячего водоснабжения// Электрические станции, 1998.-№10.-027-29.

76. Андрющенко А.И./Сравнительная эффективность применения тепловых насосов для централизованного тегшоснабжения//Промышленная энергетика, 1997. № 6.

77. Бродов Ю.М., Бухман Г.Д., Рябчиков А.Ю. и др.//Разрабогки, исследования и внедрения методов повышения эффективности и надежности теплообменных аппаратов, турбоустановок на ТЭС. Свердловэнерго//Элекгрические станции. 1997. № 5. - С.47.

78. Грачев Ю.Г., Гришкова А.В., Красовский Б.М./Один из возможных способов повышения надежности теплоснабжения/ЛТермские строительные ведомости.

79. Гордеев В.В., Ершов Ю.А., Сотников И.А., Липец А.У., Бурняцкий Д.М., Моган С.И./Отбор высокопотенционального тепла от энергетических котлов// путь повышения эффективности электростанций//Теплоэнергетика, 1999. № 9. - С. 10-12.

80. Дьяков А.Ф., Попырин JI.C., Фаворский О.Н.- /Перспективные направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике России//Теплоэнергетика. 1997. № 2.

81. Андрющенко А.И./Энергетическая эффективность промышленных блок ТЭЦ с ГТУ//Промышленная Теплоэнергетика, 1996. Т. 18. - № 3.

82. Бекнев B.C., Иванов B.JL, Шустров Д.Ю./Реконструкция теплофикационных паровых турбин надстройкой газотурбинными установками//Изв. Вузов. Машиностроение. 1997. № 1-3.

83. Газовые турбины в электроэнергетике/Теплоэнергетика. 1996.-С.2.

84. Бедров А./Охлаждение воздуха, засасываемого в ГТУ//Мировая электроэнергетика, 1996. -№3.

85. Данилевич Я.Б., Божинский В.П., Евланов В.С./Малая тепловая электростанция с парогазовой усгановкой//Изв. РАН. Энергетика, 1996. № 4.

86. B.C. Варварский, В.И. Длугосельский, В.В. Грибов, Б.Л. Барогин/Исполь-зование ГТУ в системах централизованного теплоснабжения/ЛГеплоэнергетика, 1990. № 1. - С.63-67.

87. Смирнов И.А., Молодюк В.В., Хрилев Д.С./Определение экономической эффективности и областей применения газотурбинных теплофикационных установок средней и малой мощности//Теплоэнергетика. -1994. № 12.

88. Костюк А.Г./Газовые турбины: состояние и перспекшвы//Энергия, экономика, технологии, экология. -1985. № 6.

89. Крупнейшая в мире парогазовая ТЭЦ/Мировая электроэнергетика. 1996. - № 3.

90. Кортенко В.В., Баринберг Г.Д./Теплофикационные паровые турбины для реконструкции, расширения и создания новых ТЭЦ//Теплоэнергетика 1996. № 1. -С.40-45.148

91. Лашицкий А.П., Сутоцкий Г.П., Василенко Г.В., Евтушенко В.М./Повышение надежности паровых теплообменных аппаратов ТЭЦ// Теплоэнергетика, 1999. № 1.

92. Суровов А.Е., Бражников Т.В., Слипенький Р.Ф., Веремей А.Е. Результаты измерений концентраций оксидов азота в продуктах сгорания парогазовых установок Молдавской и Невинномысской ГРЭС. «Электрические станции», 1989 г, №10

93. TELEPERM ME. Open-Loop Control Modules// Manual Order N C79000-G8076-C446-04.

94. TELEPERM ME. Closed-Loop Control Modules// Manual Order N C79000-G8076-C443-04.

95. Длугосельский В.И., Гильде Е.Э./Теплофикационные 111 У с газовыми турбинами мощностью 2,5-25 МВт//Теплоэнергетика, 1997. № 12.

96. Дьяков А.Ф., Березинец П.А., Грибов В.Б. и др./Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ С.Петербурга. Статистические харакгеристики//Электрические станции, 1996. № 12. - С.9.

97. Кузмичев Р.В ./Повышение экономичности и надежности ГТУШовышение надежности энергетических машин. Брянский технический университет, 1996.

98. Ольховский Г.Г./Энергетические газотурбинные установки//М.: Энергоатомиздат, 1985.