автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Разработка рациональных схем полупиковых паротурбинных тепловых электростанций

1. Соз'1Г\о 'rfгoj* .п- ^с; гГ1ург).

2. Разработка гацпокаявных схем полупаковых паротурбинных тепловых электростанций

2.1. Принципиальная схема рациональной полу пиков ой паротурбинной T2G.

2.2. Рациональные схемы: для практического внедрения на работающих и проектируемых блочных электростанциях.

2.3. Перспективные рациональные схемы полупиковых паротурбинных ТоС.

3. Теоретические исследования рациональных схем полупиковых паротурбинных Т£С

3.1. Общие положения.

3.2. Обоснование выбора точки подвода пэра противодавления в цикл конденсационных блоков.

3.3. Термодинамический анализ комбинированных схем

3.4. Обработка результатов испытаний оборудования, представленных в графической Форме.

3.5. Состав, структура и особенности математической модели совмещенной схемы

3.6. Исследование схем, обеспеченных освоенным оборудованием и готовых к практическому внедрению для работы в пиковом режиме

3.7. Исследование режима работы комбинированных схем в части графика нагрузок' энергосистем, покрываемой блочными конденсационными электростанциями.

3.8. Исследование перспективной комбинированной схемы.

3.9. Метод определения к.п.д.комбииировакных схем t4. Разработка метода поддержания турбин в горячен резерве и экспериментальные исследования теплового состояния турбины в режиме горячего резерва

4.1. Общие положения.

4.2. Метод поддержания турбин в горячем резерве.15Ю

4.3. Исследования теплового состояния противодавленческой турбины в режиме горячего резерва. Цель и задачи! эксперимента.

4.4. Схема эксперимента и измерении.

4.5. Методика проведения эксперимента

4.6. Результаты эксперимента.

5. Определение экономической эффективности внедрения комбинированных схем полупиковых паротурбинных электростанций

Главной экономической задачей партии и советского народа,определенной "Программой КПСС", является создание материально-технической базы коммунизма. Совершенствование техники, технологии и организации общественного производства во всех отраслях народного хозяйства при этом осуществляется на основе полной электрификации страны. Определяя основные задачи строительства коммунистического общества партия руководствуется гениальной формулой В.И.Ленина: "Коммунизм - это есть Советская власть плюс электрификация всей страны" /I/. Ленинское учение об электрификации, как основе материальной базы коммунизма, подтверждается успешным опытом развития народного хозяйства в СССР. Решениями съездов КПСС всегда предусматриваются опережающие темпы развития энергетики, а рост потребления электроэнергии постоянно обгоняет рост потребления других энергоресурсов.

ХХУ1-съезд КПСС подтвердил последовательное продолжение осуществления в восмидесятые годы экономической стратегии Коммунистической партии, высшая цель которой - неуклонный подъем материального и культурного уровня жизни народа, создание лучших условий для всестороннего развития личности на основе, дальнейшего повышения эффективности всего общественного производства, увеличения, производительности труда, роста социальной и трудовой активности советских людей.

Основными направлениями экономического и социального развития СССР на I98I-I985 годы и на период до 1990 года", утвержденными ХХУ1 съездом КПСС, поставлены задачи обеспечить дальнейший . социальный прогресс общества, осуществить широкую программу повышения народного благосостояния, обеспечить дальнейший экономичен кий прогресс общества, глубокие качественные сдвиги в материально

-технической базе на основе ускорения научно-технического прогресса, интенсификации общественного производства, повышения его эффективности /2/.

Экономическое и социальное развитие советского общества, определяющееся "Программой КПСС" и директивами съездов КПСС, на современном этапе характеризуется с точки зрения потребления электроэнергии, в частности, следующими особенностями: всемерное развитие новых и традиционных отраслей производства сочетается с постепенным движением в направлении ликвидации ночных смен на предприятиях; широкая программа благоустройства быта сопровождается значительным ростом потребления электроэнергии в быту; создание всесторонне развитого и высокопродуктивного сельского хозяйства, его техническое перевооружение, осуществляется на основе интенсивной электрификаци.

Перечисленные и некоторые другие особенности развития народного. хозяйства характерны тем, что резко повышают электропотребление в дневное,время, приводят к нарастанию переменной части графиков нагрузок энергосистем. Поэтому-проблемы покрытия переменной части„суточных графиков нагрузок энергосистем не только стоят.в повестке дня современной энергетики в качестве первоочередных^ но значение их постоянно возрастает в связи с эволюцией графиков нагрузок в.направлении все увеличивающейся регулируемой их части /3 - 8/.

Возникающие при этом трудности вызываются, в основном, следующими причинами /Ч/:

- дефицитом установленной мощности на электростанциях в периоды максимума нагрузок;

- ограниченными возможностями разгрузки электростанций в период ночного провала нагрузок, как по условиям технического минимума, определяемого надежностью работы оборудования (в основном, паровых котлов ТЭС и реакторов АЭС) при пониженных нагрузках, так и по условиям сохранения достаточно высокой (или хотя бы, сколько- 1 нибудь приемлемой) экономичности электростанций; - ограниченными техническими возможностями быстрого набора нагрузки электростанциями в период утреннего пика нагрузки.

Для преодоления этих трудностей предполагается внедрение в энергетику специально разрабатываемых мощных маневренных паротурбинных энергоблоков, пиковых газовых турбин, парогазовых установок различных типов, гидроаккумулирукицих и, возможно, воздушно-аккумулирующих газотурбинных электростанций /3-20/.

В литературе широко-обсуждается /4,8,21-23/, а за рубежом широко применяется /7,24-27/ также перегрузка в часы максимума нагрузок мощных паротурбинных энергоблоков за счет отключения регенеративных подогревателей высокого давления и увеличения пропуска пара в конденсатор.

В отечественной энергетике и за рубежом широко применяется регулирование графика нагрузок пиковыми гидроэлектростанциями или частью мощности ГЭС, работающей в пиковом.режиме.

Каждый из этих методов получения пиковой мощности имеет свои достоинства и недостатки, совокупностью которых и определяется; не только их место в той или иной части графика нагрузок, но и ожидаемый объем их внедрения в.энергетику.

Область возможного применения каждого из методов определяется, в основном, их экономическими показателями. При этом могут иметь место и другие соображения (ресурс оборудования, потребность в специальном дефицитном топливе и т.п.). Как установлено анализом технико-экономических показателей различных методов покрытия переменной части графиков нагрузок энергосистем, практически все эти методы, за исключением лишь применения пиковых блоков, пригодны только для покрытия верхней ликовой части графика с годовым числом часов работы 2000 и менее- / . . . „ .

Вместе с тем, современные графики нагрузок в большинстве энергосистем характеризуются кроме утреннего и вечернего максимумов, еще и глубоким ночным провалом нагрузки, что приводит к необходимости останова на ночь большого количества базовых блоков/8/. Это обстоятельство обуславливает все возрастающую потребность в методах и установках для покрытия переменной части графика длительностью 2000-5000 часов в год (полупиковой части графика).

Задаче отыскания и обоснования методов получения мощности для покрытия переменной части графика нагрузки энергосистем,обусловленной ночными провалами нагрузки, и посвящены исследования, результаты которых изложены в настоящей работе1. В процессе исследования:

- разработана принципиальная комбинированная схема получения полупиковой мощности от блочных паротурбинных электростанций путем подключения к ним блоков с противодавленческими турбинами ;

- разработаны варианты схем для практического внедрения;

- разработана математическая модель комбинированной схемы для ЭВМ EC-I022, на основе которой выполнены расчеты экономичности схем и процесса в турбине ;

- выполнен термодинамический анализ экономичности комбинированной схемы;

- разработаны варианты перспективных рациональных комбинированных . схем;

- разработаны методы эксплуатации комбинированных схем (новый метод поддержания турбин в горячем резерве) ;

- подтверждена экспериментом возможность поддержания турбины в горячем резерве путем подачи острого пара к стопорному клапану турбины при вращении турбины валоповоротным устройством;

- определены экспериментально расходы пара на поддержание противо

- 8 давленческой турбины в горячем резерве;

- уточнена поправка на влажность пара при расчете влажнопаровой ступени паровой турбины;

- разработан метод аналитической аппроксимации результатов эксперимента, выданных в табличной или графической форме;

- разработан метод определения к.п.д. комбинированных рациональных схем на основе к.п.д. и элементов, составляющих схему.

Результаты разработок защищены двумя авторскими свидетельствами /28-29/.

- 9

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

I. Разработанные комбинированные схемы покрытия переменной части графика нагрузок энергосистем, обусловленной ночным провалом нагрузок, путем подачи пара в ПВД, деаэраторы и на собственные нужды конденсационных блоков от специально устанавливаемых противодавленческих блоков, высокоэффективны, что подтверждается проведенными в процессе настоящей работы исследованиями схем на математических моделях и термодинамическим анализом, а потому могут быть рекомендованы к внедрению. Эти схемы кроме высокой экономичности имеют ряд преимуществ перед такими методами покрытия переменной части графика нагрузок, как ГТ, ПГУ, ВАГТУ. В первую очередь это нетребовательность к виду топлива (противодавленческие блоки работают на том же топливе, что и базовое конденсационное оборудование), и использование освоенного в изготовлении, монтаже и эксплуатации серийно выпускаемого оборудования, имеющего ресурс, сопоставимый с ресурсом базовых блоков. Поле для внедрения схем чрезвычайно велико.

По состоянию на 1984 год внедрение схем (по мощности блочных электростанций и их возможностям принять пар от противодавленческих турбин) возможно на 40 электростанциях Союза.

Схема I с установкой противодавленческой турбины мощностью 100 МВт может быть осуществлена на 19 электростанциях или модулях, в том числе:

- на энергоблоках мощностью 800 МВт Запорожской, Углегорской ГРЭС, Рязанской ГРЭС (2 блока плюс 4 блока мощностью 300 МВт);

- на энергоблоках мощностью 500 МВт Экибастузской ГРЗС (5 блоков из 8) и Рефтинской ГРЭС (4 блока плюс 2 блока мощностью 300 МВт)

- на энергоблоках мощностью 300 МВт Ермаковской, Ириклинской, Конаковской, Костромской, Криворожской, Лукомльской,Новочеркасской,

- 177

Ставропольской, Сырдарьинской ГРЭС, Змиевской ГРЭС (4 блока плюс б блоков мощностью 200 МВт) ;

- на энергоблоках мощностью 200 МВт Бурштынской, Заинской, Молдавской, Сургутской ГРЭС.

Половинный вариант схемы П с установкой одной противодавлен-ческой турбины мощностью 50 МВт может быть осуществлен на 26 электростанциях или модулях, в том числе:

- на энергоблоке мощностью 1200 МВт Костромской ГРЭС,

- на энергоблоках мощностью 800 МВт Славянской ГРЭС,

- на энергоблоках мощностью 500 МВт Экибастузской ГРЭС (3 блока из 8), Назаровской ГРЭС (I блок + б блоков мощностью 150 МВт) Троицкой ГРЭС (2 блока + 4 блока мощностью 300 МВт),

- на энергоблоках мощностью 300 МВт Азербайджанской, Запорожской, Кармановской, Киришской, Каширской, Ладыжинской, Литовской, Приднепровской, Рефтинской (4 блока из б), Трипольской, Углегорской, Черепетской (3 блока + 4 блока мощностью 150 МВт) ГРЭС,

- на энергоблоках мощностью 200 МВт Беловской, Ворошиловград-ской, Джамбульской, Кураховской, Марийской, Старобешевской, Эстонской ГРЭС,

- на энергоблоках мощностью 150-160 МВт Ташкентской, Тбилисской ГРЭС.

Число блочных станций, способных работать в комбинированных схемах, ежегодно возрастает в связи с вводом блоков на действующих станциях, мощность которых пока не удовлетворяет требованиям, предъявляемым к надстраиваемым станциям необходимостью максимального использования пара противодавления пристраиваемых.турбин.

2. По заданию Научно-технического Совета Минэнерго СССР, рассматривавшего основанный на результатах настоящей работы Технико-экономический доклад Ставропольэнерго и Краснодарского политехнического института "О целесообразности сооружения противодавленчес

- 178 кого блока мощностью 100 МВт на Ставропольской ГРЭС с целью получения 220 МВт пиковой мощности", институтом Атомтеплоэлектро-проект выполняется проектная проработка комбинированной схемы для Ставропольской ГРЭС с установкой противодавленческого блока в составе 2-х малогабаритных котлоагрегатов типа ТГМ-444, производительностью по 500 т/час и противодавленческой турбины мощностью 100 МВт (или двух по 50 МВт)-по схеме I и П.

Согласования заводов-изготовителей на использование турбин К-300-240-2, P-I00-I30/I5 и P-50-I30/I5 в режиме комбинированных схем получены.

3. Схема подачи пара от противодавленческой турбины в ПВД конденсационного блока опробована на Невинномысской ГРЭС. Блок б мощностью 150 МВт с декабря 1983года работает с подводом пара к ПВД-7 от противодавления турбины ст. № 4 типа P-I00-I30/I5 работающей с величиной противодавления 1,77 МПа. Результаты положительны, суммарное приращение мощности составило 8 МВт.

4. Необходимо провести техническое перевооружение конденсационных блочных электростанций мощностью 1200.МВт и выше путем пристройки к.ним противодавленческих турбин по комбинированным схемам I и П. Программа технического перевооружения может быть проведена в течение 5-10 лет и потребует около 590 млн.рублей капиталовложений (по объему внедрения, возможному по состоянию на 1984 год) и сэкономит' 210 млн.рублей, капиталовложений и 86 млн.рублей ежегодных расчетных затрат.

Упомянутые капиталовложения нет необходимости выделять Министерству энергетики и электрификации СССР дополнительно с целью внедрения этих схем. Они должны выделяться из общей суммы капиталовложений, предназначенных пятилетними планами для наращивания базовой или пиковой мощности электростанций, т.к. внедрение схем высвобождает соответствующую базовую мощность.

- 179

5. Необходимо организовать увеличение выпуска противодавленческих турбин заводами-изготовителями для применения их в комбинированных схемах по меньшей мере до 400-800 МВт в год, что позволит в течение указанного срока оснастить комбинированными схемами все блочные конденсационные станции, мощностью 1200 МВт и выше.

6. Целесообразно проведение проектных проработок по созданию новой противодавленческой турбины типа P-45-I30/50 на базе турбины типа P-I00-I30/I5 ТМЗ и, в случае подтверждения такой возможности, организовать производство таких турбин для увеличения пиковой мощности, получаемой от базовых блочных электростанций, путем подключения противодавленческих турбин к холодным паропроводам промперегрева по схеме УП.

В случае, если проектные проработки покажут невозможность создания такой турбины на базе турбины типа P-I00-I30/I5 ТМЗ, целесообразно создание турбины типа P-45-I30/50 по новому проекту.

Установка турбин P-45-I30/50 на блочных электростанциях ( преобразование схемы I в схему УП) окажется целесообразным, если к концу срока внедрения схем I и 1У еще не будет освоено оборудование пиковых блоков мощностью 200-500 МВт.

7. Разработанныйс'метод поддержания противодавленческих турбин в горячем резерве обеспечивает быстрый пуск турбины при достаточна щадящем режиме изменения теплового состояния турбины. Метод согла-сованКприменению заводами-изготовителями противодавленческих турбин, пригоден для полдержания в горячем резерве также и конденсационных турбин и рекомендуется для примененияБпиковых режимах работы оборудования с остановом на ночь или субботу-воскресенье.

8. Разработанный в процессе исследований метод обработки результатов испытаний оборудования, представленных в графической форме, рекомендуется для применения во всех случаях использования результатов испытаний при математическом моделировании и расчетах.

9. Полученная в процессе настоящей работы формула для поправки к к.п.д. турбинного отсека на влажность пара рекомендуется для применения при проведении расчетов турбинных отсеков находя- . щихся в зоне перехода состояния пара от сухого к влажному.

10. Разработанный в процессе настоящей работы метод определения к.п.д. комбинированных схем по к.п.д. составляющих схему эле.ментов рекомендуется для применения при проведении предварительных и предпроектных проработок комбинированных схем, а также при определении экономичности и разработке нормативных характеристик реально работающих схем, приращение мощности которых может быть замерено практически.

1. Программа Коммунистической партии Советского Союза, . Политиздат, 1976, 144 с.

2. Материалы ХХУ1 съезда КПСС. Политиздат, 1981, 223 с.

3. Мелентьев Л.А., Лаврененко К.Д. О выборе эффективного оборудования для работы в пвременной части графика нагрузки электроэнергетических систем: -"Теплоэнергетика", 1971, № 3, с.2-6

4. Зыков С.А., Будняцкий Д.М., Мочан С.И., Корнеев М.И., Шубенко--Шубин Л.А., Соболев С.П. Обоснование целесообразности получения дополнительной мощности на блоках 300-1000 МВт. "Теплоэнергетика", 1966, № 3, с. 7-12

5. Рокотян С.С., Волькенау И.М., Волкова Е.А. Требования энергосистем к маневренности оборудования. -"Теплоэнергетика", 1971, № 3, с.6-10

6. Троицкий А.А., Выморков Б.М. Технико-экономические показатели тепловых электростанций для переменного режима работы. -"Теплоэнергетика", 1971, № 3, с.10-14 .

7. Стырикович М.А., Попырин А.С. Зарубежный опыт применения паротурбинных электростанций для покрытия пиковой и полупиковой части графиков нагрузки энергосистем. -"Теплоэнергетика",1971, № 3, с.84-89

8. Черня Г.А. Суточные графики нагрузки объединенных энергосистем и вопросы повышения маневренности энергетического оборудования. -"Теплоэнергетика", 1975, № II, с.23-27

9. Мелентьев Л.А., Стырикович М.А., Винтер А.В. Советская наука и научно-технические задачи теплоэнергетики. -"Теплоэнергетика", 1974, № 5, с.2-6

10. Ольховский Г.Г., Волкова Е.А., Длугосельский В.И., Феоктистова Л.Ф. Перспективы применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике. -"Теплоэнергетика", 1974, № 3, с.2-6

11. Доброхотов В.И., Троицкий А.А., Технический прогресс в теплоэнергетике и топливно-энергетический баланс страны. "Теплоэнергетика", 1976, № 7, с.8-13

12. Ведяев В.А., Аракелян Э.К. Применение упрощенных паротурбинных маневренных энергоблоков для покрытия пиковых нагрузок. -"Энергетика и электрификация", 1972, i I

13. Терентьев И.К., Сафонов Л.П., Френкель Л,Д., Кузнецов В.Ф. Пути повышения маневренности паровых турбин и конструктивные схемы полупикового агрегата. -"Теплоэнергетика", 1974, № 8

14. Каплун С.М., Попырин Л.С., Чернецкий Н.С. Выбор профиля полупикового паротурбинного энергоблока мощностью 500 МВт. "Теплоэнергетика", 1975, № 5, о.11-16.5, с.12-16

15. Bush Ж , Jr. Chang G C., SathgR N.E.

16. Option for utiEit^ application 11 th UnteRsoc . EnGRQy ConveRS , Eno . ConF. Proc . State Li №,

17. Nev., 1976 , Vo£.i, New Jork , N.Y.5.A. p. уча 58*.is. Otsson Е.К.Д.т. UeFFs ER\C

18. Air stoRage : the aEtGRnative реаи powQR soiiRcg.-"Епеяэд JntgRr\at'ioaa£", YoL 10, 1973 , 9

19. Галушко В.Ф. Особенности технико-экономического анализа воздушно-аккумулирующих ГТУ. Труды Кубанского университета, 1976, вып.227, с.96-102

20. Андрющенко А.И., Аминов Р.З. Экономически наивыгоднейшая величина перегрузки паротурбинных блоков. -"Энергомашиностроение", 1974, № 6, с.32-34

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

22. PRDceedinqs of the /WRiccin PoweR ConF.; ХХУ, p.479-486, 1963.

23. E£gctRic Light and Powe R , A, 15,p.50-54, I960

24. PoweR EngineeRinCj , Volume 66, № 7,p.34-36,196227. 3. PoweR division , PrOC , Am6R . Soc . Civ. En^-.Y 89, № I,p.15,1963.

25. Шерстобитов И.В., Щепакин М.Б., Романенко В.В., Бирюков Б.В., Горев Н.9., Федосюк А.$., Дашевский М.Ф., Колокольцев H.FI., Ковердяев Б.Н., Способ работы теплоэлектроцентрали, АС № 779597, ' Б.И. № 42, 1980.

26. Горев Н.Ф., Федосюк А.Ф., Шерстобитов И.В., Рыжков В.К.,- 184

27. Водичев В.И. Способ поддержания в горячем резерве паровых турбин. АС № 1038494, Е.И. № 32, 1983.

28. Тырышкин В.Г., Дойникова Я.П., Ильина Л.В., Еашлыкова Г.Н., Антонов О.Н., Бодров И.С., Макаров В.Н. Об экономическом эффекте использования ГТУ для покрытия пиков электрической нагрузки в энергосистемах. -"Энергомашиностроение", 1977, № 5, с.5-7

29. VosbURgh K.G., Jqrvis P.M., Go^BeRsuch UCV bast J.A., Esvesen IH.; Hithef?£ A.S., Sosnowic^ E.ZJ., Sc^ata 5., Peppen 3. A compRessed aiR stoRoge pEant with

30. Q cavqrn in за it.- "Proc. Amqr. PoweR. Conr. Vol.39, Annu.MeQt.Ii Just . Techno? Chicago . Ш iQV , 5H9-556.

31. Zaug^ P., HoFFQinS И- BROWR bowQRi huFt-SpeichQR GostuRbinen- " baown bov^QRX Mitt",9 41t6lt,N?i, 3k -39.

32. Дьяков А.Ф., Горев Н.Ф. О парогазовых установках и перспективах их применения. -"Электрические станции", 1976, 12, с.14-17

33. Дьяков А.Ф., Горев Н.Ф. Ответ авторов -"Электрические станции" 1978, № 12, с.79-80

34. Ильина JI.B7, Зыков С.А., Апатовский 31.Е. Технико-экономические показатели получения пиковой мощности на паротурбинных блоках", -"Энергомашиностроение", 1974, № II, с.25-27

35. Кириллов И.И., Полищук В.Л., Арсеньев Л.В. Паросиловой блок- 185 39. 5tg£^bRinK Ь. JnbetRv-bnahrne unci Qir\jahRic|eR betrieb des 610 mw- B£ockqs WiEheBmshaven .-"VG& KRaFtweRKstechn" ^дтт,54, N5

36. Лейзерович А.Ш. Паротурбинные энергоблоки для покрытия переменной части графика нагрузок энергосистем. -"Теплоэнергетика",1976, № б, с.72-76

37. Лейзерович А.Ш., Израилев ЮЛ. Блочные паротурбинные установки для пиковых и полупиковых нагрузок (обзор) М.,СЦНТИ ОРГРЗС,1972.

38. Поляк А.Б., Хейфец Т.С. Характеристики зарубежных паротурбинных блоков на органическом топливе, предназначенных для покрытия полупиковой части графика нагрузок. -"Теплоэнергетика",1973, № 3, с.88-90

39. LbFFe£ F- Ъея Mitte^QstbEoen cfes KRdFtweRKs Wrehefcmshauen.- " Enea^e" (ЬКТЗ), i<374 , fcd.26, N42.

40. ВАТАНАБЭ ТЗЦУДЗИ, НИСИДЗИМА СЁДЗИ, АКАО ТАКЭХИК0. Проиктиро-вание ТЭС с блоками 350 и 600 МВт для покрытия полупиковых нагрузок. "Фудзи дзихо" , 1970, т.43, № 8.

41. Методика (основные положения) определения экономической эффективности использования в народном хозяйстве ноеой техники, изобретений и рационализаторских предложений. "Экономика", Москва,1977.

42. Нормы амортизационных отчислений по основным фондам народного хозяйства СССР. "Экономика", Москва, 1977.

43. Кириллин В.А. Создание маневренного оборудования для обеспечения эффективного покрытия графика нагрузок. "Теплоэнергетика", 1982, № 6, с.2-3

44. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-300-240-2 ХТГЗ. -Союзтехэнерго, M.I977, с.30

45. Косяк Ю.Ф., Соболев С.П., Аркадьев Б.А., Сухинин В.П., Иоффе В.В,- 186

46. Линецкий Щ.М., Полуянов Б.М., Рохленко В,10. Турбоагрегат К-500-240-2 ХТГЗ. "Теплоэнергетика", 1974, № 8, с.8-15

47. Рыжков В.К., Неженцев Ю.Н., Одновальная паровая турбина К-800-240-3 ЛМЗ. -"Теплоэнергетика", 1974, № 8, с.2-7

48. Паровая турбина К-300-240-ХТГЗ. Под ред.Косяка Ю.Ф. -М., Знергоиздат, 1982, 272 с.

49. Рыжков В.К., Сорокин Н.А., Михайлов М.<г. Паровая турбина K-I200-240 ЛМЗ. -"Теплоэнергетика", 1976, № 5, с.2-7

50. Кусков И.А. Исследование маневренных свойств мощных энергоблоков. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Минск,1975.

51. Рыжков В.К., Пахомов В.А.,.Кривошей М.З., фрагин М.С., Митор В.В. Рыженков В.Е., Сидоров М.Н., Хуторецкий Г.М., Дроздова Л.А. Использование мощных конденсационных энергоблоков в переменных режимах работы энергосистем. "Теплоэнергетика", 1982, № 6,с.6-9

52. Ривкин С.Л., Креме невская Е.А. Уравнения состояния воды и водяного пара для машинных расчетов процессов и оборудования электростанций. "Теплоэнергетика", № 3, 1977, с.69-73

53. Тепловые расчеты турбины К-300-240-2 ОГК ПГТ, ХТГЗ Р-2987.

54. Тепловой расчет котельного агрегата типа ТГМП-314 при сжигании мазута. ТКЗД972.

55. Тепловой расчет котельных агрегатов. (Нормативный метод). "Энергия", Москва,. 1973, с.296

56. Тепловые испытания турбины К-300-240-2 ХТГЗ ст. № 5 Триполь-ской ГРЭС Ю.о.ОРГРЭС, Львов, 1974. .

57. Тепловое испытание головного образца турбоагрегата ТМЗ типа P-I00-130/15. ОРГРЗС, Москва, 1971

58. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата P-50-I30-I ЛМЗ. СЦНТИ ОРГРЭС, Москва, 1972, 12с.

59. Инструкция и методические указания по нормированию уделвныхрасходов топлива на тепловых электростанциях ВТИ ОРГРЭС,М.,1966, с.260

60. Дополнения к "Инструкции и методическим указаниям по нормированию уделвных расходов топлива на тепловых электростанциях". СЦНТИ ОРГРЭС, Москва, 1971, 209, с

61. Нормирование удельных расходов топлива бл.300 МВт Ставропольской ГРЭС при работе на мазуте. Д.о.ОРГРЭС, Горловка,1975.

62. Щегляев А.В. Паровые турбины, "Энергия", 1976.

63. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции."Энергия", 1976.

64. БЭР Г.Д. Техническая термодинамика. "Мир", 1977, 518 с.

65. Андрющенко А.И. Основы термодинамических циклов теплоэнергетических установок. "Высшая школа", 1977, 280 с.

66. Андрющенко А.И. Основы технической термодинамики реальных про. цессов. "Высшая школа", 1975.

67. Андрющенко А.И., Змачинский А.В., Понятов В.А. Оптимизация , тепловых циклов и процессов ТЭС. "Высшая школа", 1974, 299 с.

68. Бродянский В.М. Эксергетический метод термодинамического анализа. "Энергия", 1973, 296 с.

69. Гохштейн" Д.П. Современные методы термодинамического анализа энергетических установок. "Энергия", 1969, 364 с.

70. Горев Н.Ф. Метод аналитической аппроксимации результатов испытаний оборудования, выданных в графической форме "Теплоэнергетика", 1980, № 7, с.58-59.

71. Румшицкий Л.З. Математическая обработка результатов эксперимента. "Наука", Москва, 1971.

72. Ицкович И.А. Программирование для ЭВМ "НАИРИ". "Статистика", Москва, 1975.

73. Расчет эффективности повышения температуры питательной воды за счет переноса J отбора за 8-ю ступень ЦВД турбины K-300-240-I и К-300-240-2, ПОХТЗ, Харьков, 1977.

74. Повышение теплофикационной нагрузки турбоустановки К-300-240-2- 188 до 70 Гкал/ч. Отчет Д-3736, ПОХТЗ, Харьков, 1977.

75. Инструкция по составлению технического отчета о тепловой экономичности работы электростанции. СЦНТИ, ОРГРЭС, Москва, 19 71.

76. Горев Н.Ф., Федосюк А.Ф. Нормирование показателей парогазовой установки ПГУ-200. "Теплоэнергетика", 1979, № II, с.22-27.

77. Корниенко А.Г., Литовнин В.В., Литвинцев Г.М., Марченко П.Г., Федоров Р.И. Способ работы паротурбинного блока в резерве.

78. АС № 381798, Б.И. № 22, 1973.

79. Чернухин А.А. Методика калькуляции и пути снижения себестоимости энергии на электростанциях, в сетях и энергосистемах- "Энергия", Москва, 1975, 55 стр.