автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Совершенствование тепловых схем и режимов работы паротурбинных ТЭС на основе численного моделирования

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ.

СОДЕРЖАНИЕ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СУПЕРСВЕРХКРИТИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПАРА В

ЭНЕРГЕТИКЕ.

1.1. Эффект от применения суперсверхкритических параметров пара с точки зрения термодинамики.

1.2. Технологии для тепловых электростанций, используемые за рубежом.

1.3. Совершенствование отечественных энергоблоков

1.3.1. Металлы, используемые при переходе на суперсверх-критические параметры пара.

1.3.2. Особенности турбин на суперсверхкритические параметры пара.

1.3.3. Особенности котлов на суперсверхкритические параметры пара.

1.3.4. Энергоблок повышенной эффективности.

ГЛАВА 2. СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ

РАБОТЫ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН.

ГЛАВА 3. ОСНОВЫ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК.

3.1. Сущность математического моделирования.

3.2. Этапы решения задач моделирования теплоэнергетических установок.

3.3. Этапы решения задач моделирования теплоэнергетических установок.

ГЛАВА 4. НАДСТРОЙКА БЛОКА К-210-130 ТУРБИНОЙ НА

СУПЕРСВЕРХКРИТИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ПАРА

4.1. Исследование надстройки блока К-210-130 турбиной на суперсверхкритические параметры пара.

4.2. Исследование вариантов включения турбинных экономайзеров в схему надстроенного блока К-210-130.

ГЛАВА 5. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТУРБИННОГО ЭКОНО МАЙЗЕРА НА НАГРЕВ ВОДЫ В РЕГЕНЕРАТИВНОМ ПОДОГРЕВАТЕЛЕ.

5.1. Распределение нагревов в ступенях регенеративного подогрева питательной воды.

5.2. Аналитическое определение оптимального нагрева в подогревателе при подключении турбинного экономайзера

5.3. Определение оптимального нагрева в подогревателе при подключении турбинного экономайзера на основе численного моделирования.

ГЛАВА 6. ПАРАЛЛЕЛЬНАЯ РАБОТА ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ

ТУРБИН.

ВЫВОДЫ.

В последние годы для индустриальных стран наряду с разработкой энергосберегающих технологий характерна тенденция снижения удельных расходов топлива на электростанциях при одновременном решении проблем экологии. Для России такая задача, безусловно, не менее актуальна. В обобщающей публикации по итогам 15-го Международного энергетического союза [1] применительно к России четко сформулирована суть этой задачи: «Наиболее привлекательным для повышения КПД преобразования первичных энергоресурсов в электричество являются укрупнение единичной мощности энергоблоков, применение ультракритических параметров пара и повышение начальной температуры в ГТУ».

Конкретные направления развития электроэнергетики в значительной степени зависят от используемого топлива. В системе Минтопэнерго РФ примерно 75 процентов электроэнергии вырабатывается на органическом топливе, и этот процент даже в далекой перспективе вряд ли будет заметно снижаться. При такой тенденции многие считают, что электроэнергетика, потребляющая газ, должна ориентироваться в основном на бинарные ПТУ с котлами-утилизаторами (ПГУ-У). Уголь при этом также следует использовать в утилизационных ПТУ с внутрицикловой газификацией (ПГУ-Г). В связи с этим, якобы нет нужды в радикальном совершенствовании обычного паросилового оборудования и тем более в создании новых энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара - давление до 30-35 МПа, и температуру до 590-650°С. Вместе с тем, внимательный анализ тенденций развития энергетики развитых стран показывает, что, несмотря на громадные успехи в создании и освоении ПГУ-У и первые итоги освоения ПГУ-Г, постоянно вводятся в эксплуатацию и планируются на будущее многочисленные паротурбинные энергоблоки. Объясняется это гарантиями длительной работы классических энергоблоков (до 200-250 тыс.ч.), а также недостатком производственных мощностей газотурбостроения, особенно для замены оборудования, исчерпавшего свой ресурс.

Необходимая техническая база для создания в России блоков на супер-сверхкритические параметры пара (ССКП) имеется. В частности, накоплен опыт эксплуатации блока СКР-100 на Каширской ГРЭС с параметрами и Р0= 30 МПа, ^ = 650°С; создан и проверен в эксплуатации набор отечественных марок сталей для котлов и турбин; разработаны и опробованы технические решения по конструированию топочных камер котлов на канско-ачинских и кузнецких углях с низкими выбросами токсичных веществ в атмосферу [2-4].

Как в мировой энергетике, так и в России, в последний период ведутся разработки энергоблоков ССКП, позволяющие повысить КПД с 37.38 до 52.55 % [5-10]. Повышение экономичности таких энергоблоков приводит не только к сбережению самого топлива, но и уменьшает расходы на его транспорт и очистку дымовых газов от вредных газообразных и твердых выбросов.

В данной работе рассмотрены направления решения задачи повышения эффективности производства электрической энергии. Проведены исследования тепловой схемы блока на суперсверхкритические параметры пара. В состав предлагаемого блока входит блок К-210-130 и предвключенная турбина на суперсверхкритические параметры пара. Определено влияние элементов блока повышенной эффективности (турбинных экономайзеров) на экономичность предлагаемой паротурбинной установки. В работе определен профиль перспективной паротурбинной установки и пути реконструкции существующих.

Также в работе показано, что в современных условиях функционирования ТЭЦ появляются новые возможности получения дополнительного эффекта. Количество электроэнергии, вырабатываемой на тепловом потреблении, может быть увеличено с помощью оптимизации режимов работы ТЭЦ. Разработан способ распределения тепловой нагрузки между теплофикационными турбоустановками ТЭЦ, позволяющий получить дополнительную выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

Автор выражает благодарность сотрудникам кафедры атомных и тепловых электростанций Томского политехнического университета за критические замечания и ценные советы. Особую благодарность автор выражает научному руководителю к.т.н., доценту Л.А. Беляеву и соруково-дителю к.т.н., доценту Б.Ф. Калугину за помощь и консультации при выполнении теоретической части данной работы.

выводы

1. В работе рассмотрены актуальные направления повышения эффективности производства электрической энергии. А именно: создание оборудования с более высокими показателями тепловой экономичности и оптимизация режимов работы действующих ТЭС.

2. Разработана тепловая схема блока суперсверхкритических параметров пара с использованием существующего блока К-210-130. Показана возможность создания предвключенной турбины на заданные параметры пара. Обосновано включение дополнительного четвертого ПВД в схему предлагаемого блока на суперсверхкритические параметры пара.

3. Обосновано использование двухподъемной схемы питательных насосов. Определено оптимальное место включения турбопривода питательного насоса второго подъема. Турбопривод питается паром с выхлопа предвключенной турбины. Отработавший пар после приводной турбины турбопривода сбрасывается в первый подогреватель высокого давления турбины К-210-130, а остаток пара - в первый отбор турбины К-210-130. Показана возможность создания приводной турбины на заданные параметры пара.

4. На основе численного эксперимента получены данные по эффективности использования в системах регенерации теплоты ПТУ турбинных экономайзеров. Выявлено влияние места установки турбинного экономайзера на изменение эффективности паротурбинной установки. Доказано, что включение турбинных экономайзеров параллельно второму и седьмому регенеративным подогревателям рассматриваемого надстроенного блока К-210-130 является оптимальным.

5. Впервые аналитически получено оптимальное распределение нагревов по ступеням регенеративного подогрева питательной воды при использовании в системе РППВ турбинного экономайзера. Полученная формула положена в основу методики оптимизации системы регенеративного подогрева паротурбинной установки с турбинным экономайзером.

6. Доказано, что включение в схему рассматриваемого блока на суперсверх-критические параметры пара дополнительного пятого подогревателя высокого давления является целесообразным и экономически оправданным.

7. Обоснован способ распределения тепловой нагрузки между параллельно работающими теплофикационными турбинами, обеспечивающий дополнительную выработку электроэнергии на тепловом потреблении. Показадо, что при использовании данного способа можно получить увеличение выработки электроэнергии на 2.5-3.5 процента.

1. Электроэнергия из органических топлив / В.И. Горин, А.Ф. Дьяков, В.В. Нечаев, Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1993. № 6. С. 12-22.

2. Надстроечный энергоблок СКР-100 на 300 кг/см2, 650°С на Каширской ГРЭС / К.А. Сивачев, И.Б. Годик, Б.А. Ноймарк, Г.Ю. Флаксерман // Теплоэнергетика. 1973. № 6. С.8-12.

3. Исследование турбины Р-100-300 энергоблока СКР-100 при нестационарных тепловых режимах / Н.С. Чернецкий, Л.П. Сережкина, А.Г. Беликов // Теплоэнергетика. 1973. № 6. С. 12-15.

4. Паровая турбина СКР-100 с охлаждением для сверхкритических параметров пара / А.А. Шубенко-Шубин, С.И. Островский // Энергомашиностроение. 1962. №6. С.4-10.

5. Технологии для тепловых электростанций / Г.Г. Ольховский // Теплоэнергетика. 1999. № 8. С.20-25.

6. Contractors report on the status of their ATS development projects // Gas Turbine World. 1998. №6. P. 18-20.

7. Stambler I. Europe turning to gasification for disposal of solid and liquid wastes // Gas Turbine World. 1998. №6. P.29-36.

8. Is 700+C steam temperature economically viable. Staff report // Mod. Power Systems. 1998. № 5. P.73, 75, 77.

9. Тепловые схемы ТЭС и АЭС / В.М. Боровков, О.И. Демидов, С.А. Казаров и др.; Под ред. С.А. Казарова. СПб.: Энергоатомиздат. Санкт-Петербургское отд-ние, 1995. - 392 е.: ил.

10. Выбор эффективных направлений развития электрогенерирующих мощностей в европейской части страны / Р.З. Аминов, В.А. Хрусталев, А.Ф. Шкрет, М.В. Гариевский // Теплоэнергетика. 2003. № 4. С.64-67.

11. Стратегия продления ресурса и технического перевооружения тепловых электростанций / А.Г. Тумановский, В.Ф. Резинских // Теплоэнергетика. 2001. №6. С.3-10.

12. Пути совершенствования отечественных паротурбинных установок и целесообразность создания пилотного энергоблока на сверхвысокие параметры пара / А.Д. Трухний, А.Г. Костюк, Б.М. Трояновский // Теплоэнергетика. 1997. № 1. С.2-8.

13. Высокоэффективный энергетический блок / A.C. Горшков, Н.Ф. Комаров, A.M. Шварц и др. // Теплоэнергетика. 1987. № 5. С.49-54.

14. Паротурбинные пылеугольные энергоблоки нового поколения / В.В. Лыско, Г.И. Мосеев, A.JI. Шварц и др. // Теплоэнергетика. 1996. № 7. С. 1619.

15. Пути повышения экономичности паровых турбин. Ч. 1 / Б.М. Трояновский // Теплоэнергетика. 1993. № 5. С.39-46.

16. Пути повышения экономичности паровых турбин. 4.2 / Б.М. Трояновский // Теплоэнергетика. 1993. № 7. С.34-41.220 турбинах на паре с начальной температурой 650°С и выше / Ю.Ф. Косяк, Б.А. Аркадьев // Теплоэнергетика. 1988. № 4. С.64-66.

17. Маневренный энергоблок сверхкритического давления нового поколения / A.JI. Шварц, Е.Р. Плоткин, A.C. Сазаев и др. // Теплоэнергетика. 1991. № 6. С.29-33.

18. Паротурбинные энергоблоки нового поколения / Б.М. Трояновский, А.Д. Трухний // Энергетик. 1998. № 2.

19. Паротурбинные энергоблоки нового поколения / А.Д. Трухний, Б.М. Трояновский // Новости науки и техники. 1998. № 10. С.9-13.

20. Паровые турбины концерна GEC-ALSTHOM / Б.М. Трояновский // Теплоэнергетика. 1998. № 8. С.65-70.

21. Угольные энергоблоки с улучшенным пароводяным циклом / Kjaer S. // Теплоэнергетика. 1997. № 5. С.62-67.

22. Переход к ультрасверхкритическим параметрам пара важнейшая задача теплоэнергетики России / А.Д. Трухний // Тяжелое машиностроение. 1994. № 9-10.

23. Новые паросиловые энергоблоки. Выбор параметров пара и их влияние на КПД паротурбинной установки / А.П. Огурцов // Тяжелое машиностроение. 1996. №8. С.23-27.

24. ЗО.О техническом перевооружении угольных энергоблоков // Теплоэнергетика. 1998. № 11.С.58.

25. Совершенствование проточной части цилиндра сверхвысокого давления турбин высоких параметров пара / В.В. Фролов // Теплоэнергетика. 1996. № 1. С.75-77.

26. Новый энергоблок на суперсверхкритические параметры пара / А.Д. Трухний // Теплоэнергетика. 1998. № 5. С.61.

27. Некоторые вопросы повышения эффективности паровых котлов и тепловых электростанций / В.Г. Овчар, Л.С. Чубарь, В.В. Гордеев и др. // Теплоэнергетика. 1995. № 8. С.2-8.

28. Опыт заводских разработок энергоблоков повышенной эффективности / В.Г. Овчар, В.В. Гордеев, И.А. Сотников, А.У. Липец // Теплоэнергетика. 1999. №9. С.2-5.

29. Дополнительная мощность, получаемая при переводе энергоблоков на схему БПЭ / В.Г. Овчар, А.У. Липец, С.М. Кузнецова, Л.В. Дирина // Теплоэнергетика. 1999. № 9. С.6-9.

30. Ефимочкин Г.И. Бездеаэраторные схемы паротурбинных установок. М.: Энергоатомиздат, 1989. - 232 с.

31. Металлы и расчет на прочность котлов и трубопроводов / П. А. Антикайн.-4-е изд.-М.: Энергосервис, 2001.-440 с.-Библиогр.: с. 429-436.

32. Антикайн П. А. Металлы и расчет на прочность котлов и трубопрово-дов.-3-е изд., перераб.-М: Энергоатомиздат, 1990.-367с.

33. Ольховский Г.Г., Тумановский А.Г. / Перспективы совершенствования тепловых электростанций // Электрические станции, 2000, № 1. С.63-71.

34. Основные направления совершенствования теплообменного оборудования паротурбинных установок / Пермяков В.А. // Тяжелое машиностроение. 1990. № 1. С 9-14.

35. Совершенствование регенеративной системы паровых турбин современных энергоблоков / Г.И. Ефимочкин // Теплоэнергетика. 1984. № 7. С.46-51.

36. Совершенствование тепловых схем энергоблоков / Г.И. Ефимочкин, Б.И. Шмуклер, Г.Д. Авруцкий // Теплоэнергетика. 2000. № 4. С.48-53.

37. Гельтман А.Э., Апатовский Л.Е., Будняцкий Д.М. Блочные конденсационные электростанции большой мощности. М.; Л.: Энергия, 1964. -404 с.

38. Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. 2-е изд., перераб. и доп. - Л.: Энергоатомиздат, 1986. - 248 с.

39. Паровые турбины сверхкритических параметров ЛМЗ / В.И. Волчков, С.А. Вольфовский, И.А. Ковалев и др. Под ред. А.П. Огурцова, В.К. Рыжкова. -М.: Энергоатомиздат, 1991. 384 с.

40. В научно-техническом совете РАО «ЕЭС России». О концепции теплофикации / В.А. Малафеев // Электрические станции. 1999. № 10. С.13-18.

41. Андрющенко А.И., Аминов Р.З., Хлебалин Ю.М. Теплофикационные установки и их использование. М.: Высшая школа. 1989 г.

42. Шапиро Г.А. Повышение эффективности работы ТЭЦ. М.: Энергоиздат, 1981.

43. Паровые теплофикационные турбины и пути их дальнейшего совершенствования / А.И. Алексо, Г.Д. Баринберг// Теплоэнергетика. 1993. № 5. С.5-10.

44. Основные направления создания турбин для технического перевооружения или их модернизации в условиях ТЭЦ / В.В. Кортенко, Г.Д. Баринберг, Д.Е. Губанов // Электрические станции. 1999. № 10. С.59-62.

45. Создание эффективных паровых турбин мощностью 4. 125 МВт для энергетики России / В.В. Кортенко, Г.Д. Баринберг, Н.К. Акимов, Д.Е. Губанов // Тяжелое машиностроение. 1998. № 9. С.40-45.

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

47. Результаты модернизации и исследования регулирующих диафрагм теплофикационных турбин / Г.А. Шапиро, Е.И. Эфрос, А.Г. Шемпелев / Теплоэнергетика. 1990. №11. С.56-60.

48. Методика расчета газодинамических энергетических характеристик ЧНД теплофикационных турбин в переменных режимах / Л.Л. Симою., М.С. Индурский, Е.И. Эфрос // Теплоэнергетика. 2000. № 2. С. 16-20.

49. Эффективность повышения параметров пара мощных теплофикационных турбин / Г.Д. Баринберг // Теплоэнергетика. 2000. № 11. С.10-13.

50. Опыт модернизации турбины Т-110/120-130 с переводом на противодавление / Е.И. Бененсон, Г.Д. Баринберг и др. // Электрические станции. 1992. №5. С.31-33.

51. Определение критериев эффективной эксплуатации теплофикационных турбин на режимах с ограниченной тепловой нагрузкой / Г.Д. Баринберг // Теплоэнергетика. 1997. № 1. С.48-50.

52. Тепловая эффективность энергоустановок различного типа с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии / М.П. Каплан // Теплоэнергетика. 2000. № 2. С.25-29.

53. Повышение эффективности эксплуатации современных теплофикационных турбин / Е.И. Эфрос, Л.Л. Симою, В.П. Лагун, В.Ф. Гуторов, А.Г. Шемпелев // Теплоэнергетика. 1999. № 8. С.62-67.

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

55. Повышение экономичности теплофикационных турбин с двухпоточным ЦНД / Л.Л. Симою, В.Ф. Гуторов, Е.И. Эфрос, Г.Д. Баринберг и др. // Теплоэнергетика. 2000. № 11. С. 14-17.

56. Повышение эффективности теплофикационных турбин на действующих ТЭЦ / Г.Д. Баринберг // Теплоэнергетика. 1997. № 7. С. 11-15.

57. Полиблочный способ регулирования тепловой нагрузки // В.А. Иванов, В.М, Боровков, В.В. Ванчиков. В кн.: Межведомств, сб. тр. № 82. М.: Моск. энерг. ин-т, 1985, с. 43-51.

58. Эффективность многоступенчатого подогрева сетевой воды на ТЭЦ с турбинами типа Т и П в маневренном режиме. Т. Юнг, Н.И. Шкода // Сб. науч. трудов. № 214. М.: Моск. энерг. ин-т, 1989, с. 25-32.

59. Диаграмма отпуска теплоты турбины Т-100/120-130 в режиме горячего водоснабжения. Г.П. Киселев // Сб. науч. трудов. № 214. М.: Моск. энерг. инт, 1989, с. 89-92.

60. Режимы работы теплофикационных турбин на отопительных ТЭЦ с переменным расходом сетевой воды / С.Я. Белинский, A.M. Князев, Р. Леман // Теплоэнергетика. 1972. № 2. С.54-56.

61. Методика расчета переменных режимов работы теплофикационных турбин с многоступенчатым подогревом сетевой воды / Е.Я. Соколов, B.C. Бунин, С.З. Литвина//Электрические станции. 1970. № 10. С.35-39.

62. Лыхвар Н.В., Косяк Ю.Ф. Математическое моделирование и оптимальное проектирование паротурбинной установки // Теплоэнергетика. 1986. № 2. С.69-72.

63. Зорин В.М. Исследование и математическое моделирование АЭС на основе системного подхода-М.: Издательство МЭИ, 2002. 88 с.

64. Рубинштейн В.Я., Щепетильников М.И. Анализ тепловых схем ТЭС и АЭС. -М.: Энергоатомиздат, 1982.

65. Рыжкин В.Я., Кузнецов A.M. Анализ схем мощных конденсационных блоков. -М.: Энергия, 1972.

66. Математическое моделирование тепловых схем паротурбинных установок на ЭВМ / Ф.А. Вульман, A.B. Корягин, М.З. Кривошей. М.: Машиностроение, 1985.-112 с.

67. Моделирование на персональном компьютере стационарных режимов работы ПТУ / В.М. Боровков, С.А. Казаров, А.Г. Кутахов и др. // Теплоэнергетика. 1991. № 11. С.58-61.

68. Попырин J1.C. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. М.: Энергия, 1978. - 416 с.

69. Калугин Б.Ф., Молоков A.B. Надстройка блока К-210-130. В сб. Материалы пятой Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика; экология, надежность, безопасность» Томск: Изд-во ТПУ, 1999, 250 е.; - С. 105-106.

70. Технико-экономические основы выбора параметров конденсационных электрических станций / Под ред. JI.C. Стермана. М.: Высш. Школа. 1970. -280 е., ил.

71. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М.Зорина. 2-е изд., перераб. - М: Энергоатомиздат, 1989. - 608 е., ил.

72. Качан А.Д., Яковлев Б.В. Справочное пособие по технико-экономическим основам ТЭС. -Мн.: Высш. школа, 1982. -318 с.ил.

73. Печеник Б.Я., Хатетовский Г.И. Питательные насосы мощных энергоблоков. М.: Энергия, 1978. - 176 е., ил.

74. Щегляев A.B. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин. Учебн. для вузов; в 2 кн. Кн. 1 6-е изд., доп. и подгот. к печати Б.М.Трояновским. - М.: Энергоатомиздат, 1993. - 384 е., ил.

75. Абрамов В.И., Филиппов Г.А., Фролов В.В. Тепловой расчет турбин. М.: Машиностроение, 1974. - 184 е., ил.

76. Калугин Б.Ф., Матвеев A.C. Применение турбопривода у питательного насоса при надстройке блока К-210-130 Томск, Том. политехи, ун-т. — Томск, 2000. - 11с.: ил. - Библиогр.: 10 назв. - Рус. - Деп. в ВИНИТИ 10.05.00, № 1355-ВОО.

77. Б.Ф. Калугин, A.C. Матвеев. Оптимизация схем паротурбинных установок суперсверхкритических параметров пара // Известия Томского политехнического университета, 2002 г., том 305, вып. 2, с.95-100.

78. Калугин Б.Ф., Матвеев A.C. Оценка эффективности некоторых способов повышения к.п.д. при надстройке блока К-210-12,75. Том. политехи, ун-т. Томск, 2000. 11 е.: ил. - Библиогр.: 6 назв. - Рус. - Деп. в ВИНИТИ 10.10.00, №2585-В00.

79. Липец А.У., Кузнецова С.Н., Дирина Л.В., Андреева А.Я., Буренкова Р.Б. Некоторые пути совершенствования котла и энергоблока на суперсверхкри-тические параметры пара // Теплоэнергетика, 1998, № 6. С. 31-37.

80. Компоновки и тепловой расчет парового котла: Учеб. пособие для Вузов/ Липов Ю.М., Самойлов Ю.Ф., Виленский T.B. М.: Энергоатомиздат, 1988.-208 е.: ил.

81. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов/ Под ред. В .Я. Гиршфельда.-З-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1987г. -328 е.: ил.

82. Тепловые и атомные электрические станции: Учебник для вузов / JI.C. Стерман, С.А. Тевлин, А.Т. Шарков; Под ред. JI.C. Стермана. 2-е изд., испр. и доп. - М.: Энергоиздат, 1982. - 456 е.: ил.

83. Калугин Б.Ф., Матвеев A.C. Пути повышения эффективности надстройки блока К-210-130. Материалы шестой Всероссийской научно-технической конференции «Энергетика: экология, надежность, безопасность». Томск: Изд-во ТПУ, 2000. т.1. 360 с. С.84-87.

84. Юб.Калугин Б.Ф., Матвеев A.C. Влияние турбинных экономайзеров на нагрев воды в регенеративных подогревателях. Том. политехи, ун-т. Томск, 2001.- 9 е.: ил. Библиогр.: 5 назв. Рус. Деп. в ВИНИТИ 26.10.01. № 2263-В2001.

85. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины/ Под ред. Д.П. Бунина. 2-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1986. — 272с.; ил.

86. Теплообменное оборудование паротурбинных установок. Ч.Н. Отраслевой каталог, 80-89-09: М: Научно-исследовательский институт информации и технико-экономических исследований по тяжелому и транспортному машиностроению, 1989. — 111с.; ил.

87. Калугин Б.Ф., Матвеев A.C. К вопросу параллельной работы двух теплофикационных турбоустановок на тепловых электростанциях. Том. политехи, ун-т. Томск, 2002. — 10 е.: ил. Библиогр.: 3 назв. Рус. Деп. в ВИНИТИ 16.10.02. № 1749-В2002.