Повышение эффективности теплофикационных паровых турбин для ПГУ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.12, кандидат технических наук Коган, Павел Валерьевич

• Коган, Павел Валерьевич
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Коган, Павел Валерьевич

Введение.

1. Состояние вопроса. Постановка задач исследований.

2. Оптимизация проточной части.

2.1. Оптимизация ступеней промежуточного отсека.

2.2. Разработка методики по определению параметров пара 40 для выборов ступеней СО.

2.3. Исследование влияния ступеней промежуточного отсека 42 на экономичность теплофикационных турбин при двухступенчатом подогреве сетевой воды.

2.4. Выбор оптимальной низкопотенциальной части.

2.5. Выводы.

3. Разработки эффективных теплофикационных турбин с 66 двумя контурами давления и котлами-утилизаторами.

3.1. Оптимизация начальных параметров пара

3.2. Исследование влияния на экономичность турбины 75 давления отбора пара на пиковую ступень подогрева сетевой воды.

3.3. Выводы.

4. Исследование эффективности привлечения теплофикационных турбин для покрытия пиков и провалов графика электрических нагрузок.

4.1. Исследование эффективности привлечения 105 теплофикационных турбин для покрытия пиков графика электрических нагрузок.

4.2. Исследование эффективности привлечения 117 теплофикационных турбин для покрытия провалов графика электрических нагрузок.

4.3. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности теплофикационных паровых турбин для ПГУ»

Актуальность работы

В настоящее время в России происходит реформирование электроэнергетики, которое подразумевает освоение новых современных эффективных технологий производства электрической и тепловой энергии на ТЭС с применением парогазовых (ПГУ) и газотурбинных установок (ГТУ). Для решения задачи по созданию надежных, экономичных и маневренных энергоблоков можно использовать ГТУ. Они достаточно компактны, просты в конструкции, быстро пускаются и останавливаются, требуют минимума персонала. Но вследствие довольно низкого КПД («34 %) применение ГТУ при несколько высокой стоимости топлива для них оправдано лишь для кратковременной (менее 500-1000 ч/год) работы [42]. Кроме того, применение ГТУ связано с ухудшением экологии окружающей среды в связи с выбросом высокотемпературных и токсичных выхлопных газов.

В то же время применение комбинации ГТУ с паротурбинной установкой, т.е. ПГУ, позволяет резко повысить экономичность (КПД«52-53%, в дальнейшем, свыше 60% ) при сохранении высокой маневренности, блочности и других преимуществ газотурбинной электростанции. Особенно эффективно применение ПГУ в условиях ТЭЦ, так как позволяет не только экономить топливо и охлаждающую воду, но также решить задачи покрытия пиков и провалов электрических нагрузок и экологическую проблему в результате уменьшения выбросов тепла на теплофикационных режимах. Уровень повышения экономичности ПГУ определяется как ГТУ, так и непосредственно паротурбинной установкой (ПТУ), составляющей которой является паровая турбина.

Таким образом, повышение эффективности теплофикационных турбин для ПГУ а также их тепловых схем является на сегодняшний день актуальной задачей.

Целью работы является разработка и реализация путей повышения эффективности паровых турбин за счет оптимизации начальных параметров пара, выбора оптимальной проточной части турбины, оптимизации низкопотенциальной части, определения эффективности привлечения теплофикационных турбин для покрытия пиков и провалов графика электрических нагрузок, а также совершенствования их тепловых схем.

Научная новизна и значимость работы заключаются в следующем: -разработана методика выбора оптимальной проточной части теплофикационных турбин с двух- и трехступенчатым подогревом сетевой воды для ПГУ с учетом совместной работы турбины и тепловых сетей;

-рассмотрены на базе теплофикационной турбины Т-40-7,5 ЗАО УТЗ эффективность применения на ТЭЦ с пиковыми водогрейными котлами двухступенчатого подогрева сетевой воды турбин, спроектированных для трехступенчатого и двухступенчатого подогрева сетевой воды, а также возможность унификации предотборных ступеней при различных ссТэц с геометрией аналогичных ступеней выпускаемых заводом турбин;

-разработана методика выбора оптимальных начальных параметров пара теплофикационных турбин для ПГУ и выполнены на ее основе исследования по определению их величин для различных расходов пара и электрической мощности с учетом влияния конструктивных особенностей турбин на изменение КПД отдельных отсеков проточной части, утечек пара через концевые уплотнения и штоки клапанов и затрат на ПГУ;

-разработана методика по выбору оптимальной низкопотенциальной части на базе готовых на заводах изготовителях паротурбинного оборудования комплексов НПЧ;

-проведены исследования по влиянию на экономичность турбины давления отбора пара на пиковую ступень подогрева сетевой воды;

-выполнены исследования эффективности отключения регенерации на теплофикационных и конденсационных режимах турбины Т-110/120-12,8-12М при работе ее в составе ПГУ по сбросной схеме с низконапорным парогенератором при прохождении пиков графика электрических нагрузок;

-исследованы и определены критерии эксплуатации турбины Т-110/120-12,8- 12М при двухступенчатом подогреве сетевой воды, проверена пригодность комплектуемого с турбиной вспомогательного оборудования при работе с полностью отключенной регенерацией;

-оптимизирована последовательность применения известных способов снижения электрических нагрузок для прохождения провалов графика электрических нагрузок;

-проведены исследования по выбору оптимальной схемы включения электрокотлов для подогрева сетевой воды при прохождении провалов графика электрических нагрузок;

-предложен ряд новых конструктивных решений по усовершенствованию принципиальных тепловых схем теплофикационных турбоустановок для двухконтурных ПГУ и турбоустановок, работающих в составе ПГУ по сбросной схеме.

Практическое значение работы определяется тем, что результаты выполненных исследований используются в разработках завода-изготовителя ЗАО УТЗ паровых теплофикационных турбин для работы их в составе ПГУ, в частности, турбины Т-53/67-8,0 для ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 и могут быть использованы другими заводами и проектными институтами.

Достоверность и обоснованность результатов, выводов и практических рекомендаций обеспечивается использованием методов расчета проточной части, переменных режимов, тепловых схем, применяемых на ЗАО УТЗ при создании теплофикационных турбин, изменения КПД отдельных отсеков, утечек пара через концевые уплотнения и штоки клапанов с учетом конструктивных особенностей теплофикационных турбин завода, а также реальных характеристик подогревателей сетевой воды и потерь давления в трубопроводах подвода пара к ним.

Апробация работы Основное содержание диссертации докладывалось на Уральском турбинном заводе, кафедре "Турбины и двигатели" УГТУ-УПИ, на совещании о перспективных направлениях совершенствования тепловых схем и энергооборудования для паротурбинных и парогазовых ТЭС в АООТ НПО ЦКТИ, (С-Петербург, 2001) на II отчетной конференции молодых ученых ГОУ УГТУ-УПИ, (Екатеринбург, 2002), на XLIX научно-технической сессии по проблемам газовых турбин «Газотурбинные и парогазовые установки для технического перевооружения отечественной теплоэнергетики, (Москва, ВТИ, 2002), на заседании научно-технического совета ОАО «Мосэнерго», (Москва, 2003), на 49-ой научно-технической сессии РАН по проблемам газовых турбин на тему: «Газотурбинные и парогазовые установки для технического перевооружения отечественной энергетики» (г. Москва, 2003), на научно-техническом совете ВТИ,

Москва, 2004), на заседании научно-технического совета РАО ЕЭС, (Москва, ВТИ, 2005), на 2-ом международном форуме энергетиков

Казахстана, (Алматы, 2006), на международной экспертно-практической конференции «Энергетическое машиностроение России - новые решения», (Екатеринбург, 2006), на V международной научно-практической конференции «Совершенствование теплотехнического оборудования», (Екатеринбург, 2007).

Публикации

Основные положения и результаты опубликованы в 11-ти печатных изданиях, два из которых - патенты Российской Федерации.

Заключение диссертации по теме «Турбомашины и комбинированные турбоустановки», Коган, Павел Валерьевич

4.3.Выводы.

1. Разработана методика и выполнены исследования эффективности отключения регенерации на теплофикационных и конденсационных режимах турбины Тп-110/120-12,8-12М при работе ее в составе ПГУ по сбросной схеме с низконапорным парогенератором. Показано, что при 100% отключении регенерации возможно повышение электрической мощности турбины на 9 МВт и тепловой нагрузки AQ на « 230 ГДж/ч, однако при этом происходит снижение удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении, что объясняется ростом давления в камерах отопительных отборов пара на ПСГ и уменьшением в связи с этим использованного теплоперепада турбины. Расчетные величины повышения мощности при отключении ПВД достаточно хорошо согласуются с экспериментальными данными по турбине Т-110/120-12,8 СУГРЭС.

2. Определены критерии эксплуатации турбины Тп-110/120-12,8-12М при двухступенчатом подогреве сетевой воды, проверена пригодность комплектуемого с турбиной вспомогательного оборудования при работе с полностью отключенной регенерацией.

3. Предложена принципиальная тепловая схема теплофикационной паротурбинной установки, обеспечивающая эксплуатацию турбины как в составе ПГУ, так и автономно по паровому циклу.

4. Проведены исследования по определению эффективности применения ЭК. Показано, что при включении ЭК до ПСГ происходит снижение электрической мощности при tm =-25°С от 103МВт до 70, 58 и 47

МВт и при tm = -5°С от 103 МВт до 79, 66 и 53 МВт, соответственно для 6,8 и 10 ЭК.

При включении ЭК после ПСГ электрическая мощность турбины снижается в меньшей степени: до 78, 67 и 56 МВт при tm = -25°С и до

82, 72 и 59 МВт при tM = -5°С.

Однако схема сетевой установки с включением ЭК после ПСГ более экономична и надежна, так как обеспечивает работу предотборных ступеней с более высокими КПД и более низкими давлениями в камерах отопительных отборов. Кроме того, при этом облегчаются условия регулирования температуры подогрева сетевой воды.

5. Определены оптимальные пути снижения электрической мощности турбины Т-110/120-130-5 при штатной схеме сетевой установки и схеме сетевой установки с ЭК. Показано, что при штатной тепловой схеме сетевой установки целесообразно осуществлять отключение ПВД с одновременным снижением расхода свежего пара с последующим переходом на одноступенчатый подогрев сетевой воды.

Заключение.

1. Разработана и изложена методика выбора ступеней ПО и СО с учетом совместной работы турбины и тепловых сетей. Показано, что при эксплуатации турбины с наличием пикового источника подогрева сетевой воды, не питаемого из отборов турбины (аТЭц=0,5), или его отсутствием (атэц=1,0) эти ступени выбираются при разных оптимальных температурах наружного воздуха. На базе турбины Т-40-7,5 определена эффективность двухступенчатого подогрева сетевой воды для двух вариантов оптимальной проточной части: с наличием пикового источника подогрева сетевой воды (атэц=0,5) и его отсутствием (0^=1,0). Получено, что его эффективность составляет 2,6 и 1,7 % соответственно для проточной части при 0^=0,5 и (Хтэц=1,0.

Таким образом, показана целесообразность иметь для агэц=0,5 и атэц=1,0 турбины с разной геометрией проточной части.

При наличии на ТЭЦ водогрейного котла и установки турбины с проточной частью для 0^=1 показана целесообразность замены в этой турбине ступеней ПО на геометрию ПО турбины для атэц=0,5, что позволяет повысить экономичность на ~ 1,0 %.

По данной методике была выбрана оптимальная проточная часть турбины Т-53/67-8,0 для ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3.

2. Разработана и предложена методика исследования влияния начальных параметров пара на экономичность теплофикационных турбин для ПГУ, позволяющая ограничиться влиянием только части высокого давления. С учетом реальных конструкций паровых теплофикационных турбин, расчетных затрат всей ПГУ определены оптимальные давления свежего пара и их сопряженные температуры. Показано, что с увеличением расчетных затрат всей ПГУ растет и величина оптимального Р0: при

Куд=10500 руб/кВт Р0ОПТ=12-13 МПа, а при при Куд=21000 руб/кВт Роопт=13-14 МПа.

Полученные параметры пара могут быть использованы и при создании ПГУ с конденсационными турбинами. Так как to практически не оказывает влияния на г|псу, то при создании паровой турбины она может быть принята ниже сопряженной величины, исходя из условий обеспечения допустимой влажности пара за последней ступенью при работе на конденсационном режиме.

3. На базе турбины Т-40-7,5 проведены исследования по эффективности трехступенчатого подогрева сетевой воды при осуществлении отбора пара на ПБ за ступенями 16 (Ротб=0,932 МПа), 17 (Ротб=0,713 МПа) и 18 (Ротб=0,532 МПа) на номинальном расходе пара высокого и низкого давления, а также при снижении относительной нагрузки турбины до 70%.

Показано, что при осуществлении отбора пара на ПБ за 17-й ступенью наблюдается увеличение экономичности турбины на 1,15 %, а за 18-й ступенью - на 3,17 %.

Таким образом, обоснована экономическая целесообразность применения, как минимум, двух линий отбора пара на ПБ: из камеры подвода пара НД от котла утилизатора и из камеры турбины с более низким давлением.

Разработан патентованный способ регулирования температуры сетевой воды после ПБ, обеспечивающий высокую экономичность турбоустановки при трехступенчатом подогреве сетевой воды.

Показано, что при частичных расходах пара высокого и низкого давления (диапазон нагрузок 70-100 %) изменение экономичности турбины примерно пропорционально изменению расхода пара ВД и НД при всех вариантах расположения камеры отбора на ПБ.

4. Предложена патентованная схема каскадного слива конденсата греющего пара подогревателей сетевой воды с применением ОВ, охлаждаемого этим конденсатом, вместо сетевой воды, позволяющая повысить мощность турбоустановки на 0,12-1,22% в диапазоне нагрузок 70-100 % соответственно.

5. Разработана и предложена методика выбора оптимальной НПЧ теплофикационных турбин на основании готовых заводских комплексов НПЧ, включающих высоту рабочих лопаток последней ступени, поверхности теплообмена конденсатора и расходы охлаждающей воды. Эта методика основана на минимизации годовых потерь мощности на циркводоснабжение, потерь на трение и вентиляцию ступеней ЧНД и потерь мощности с выходной скоростью последней ступени турбины.

Показан вариант выбора оптимальной НПЧ турбины Т-35/50-7,2 для ПГУ-170 ТЭЦ-27 Мосэнерго. По этой же методике выбрана НПЧ турбины Т-53/67-8,0 для ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3.

6. Выполнены исследования эффективности отключения регенерации на теплофикационных и конденсационных режимах турбины Тп-110/120-12,8-12М при работе ее в составе ПГУ по сбросной схеме с низконапорным парогенератором при прохождении пиков графика электрических нагрузок. Показано, что при 100 % - ном отключении регенерации возможно повышение электрической мощности турбины на 9 МВт и тепловой нагрузки AQ на « 230 ГДж/ч. Данные расчетных исследований имеют хорошую сходимость с экспериментальными данными, полученными другими авторами по турбине Т-110/120-130 СУГРЭС.

Исследованы и определены критерии эксплуатации турбины Тп-110/120-12,8-12М при двухступенчатом подогреве сетевой воды, проверена пригодность комплектуемого с турбиной вспомогательного оборудования при работе с полностью отключенной регенерацией.

7. Рассмотрены два способа снижения электрической нагрузки турбины при прохождении провалов графика электрических нагрузок.

7.1. Проведены исследования по определению эффективности применения ЭК. Показано, что при включении ЭК до ПСГ происходит снижение электрической мощности: tHB=-25 °С - от 103 МВт до 70, 58 и 47 МВт и при tHB=-5 °С - от 103 МВт до 79, 66 и 53 МВт соответственно для 6, 8 и 10 ЭК. Однако при этом ухудшаются условия работы рабочих лопаток ступеней ПО из-за значительного снижения КПД, а в ряде случаев - из-за их разогрева.

При включении ЭК после ПСГ электрическая мощность турбины снижается в меньшей степени: до 78, 67 и 56 МВт при tHB=-25°С и до 82, 72 и 59 МВт при tHB=-5°C. Однако схема сетевой установки с включением ЭК после ПСГ более экономична и надежна, так как обеспечивает работу предотборных ступеней с более высокими КПД и более низкими давлениями в камерах отопительных отборов. Кроме того, при этом облегчаются условия регулирования температуры подогрева сетевой воды.

7.2. Исследованы оптимальные пути снижения электрической мощности турбины Т-110/120-130-5 как для ПГУ по сбросной схеме, так и для схемы ПТУ при штатной схеме сетевой установки. Показано, что вначале целесообразно осуществлять отключение ПВД с одновременным снижением расхода свежего пара, а далее переходить на одноступенчатый подогрев сетевой воды.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Коган, Павел Валерьевич, 2007 год

1. А.с. №1134737, СССР МКИ F01D17/20. Способ регулирования тепловой нагрузки теплофикационной турбоустановки/ Баринберг Г.Д., Бененсон Е.И., Водичев В.И., Рабинович А.В.// Открытия. Изобретения-1985-№2.

2. А.с. №1592524, СССР МКИ F01D25/24. Поворотная регулирующая диафрагма теплофикационной паровой турбины/ Иванов С.Н. и др.// Открытия. Изобретения-1990-№40.

3. А.с. №1816872, Россия МКИ F01D21/00. Система каскадного слива греющего пара подогревателей теплофикационной паровой турбины при ступенчатом подогреве сетевой воды/ Баринберг Г.Д., Великович В.И.// Открытия. Изобретения-1993-№19.

4. А.с. №1285166, СССР Al, F01K13/02. Способ совместной работы теплоэлектроцентрали с электрокотлами и водогрейными котлами/ Леонков A.M., Шкода Н.И., Балабанович В.К.// Открытия. Изобретения-1987-№3.

5. А.с. №2204724, Россия МКИ 7 F01D17/20. Способ регулирования температуры сетевой воды теплофикационной турбоустановки/ Баринберг Г.Д., Кортенко В.В., Коган П.В., Новоселов В.Б.// "Бюллетень изобретений", №14 2003.

6. А.с. №2167311, Россия МКИ 7F01K17/02 Система каскадного слива конденсата греющего пара подогревателей теплофикационной паровой турбины при ступенчатом подогреве сетевой воды/ Баринберг Г.Д., Кортенко В.В., Коган П.В.//"Бюллетень изобретений", №14.2001.

7. Акимов Н.К., Березинец JI.A. и др. Теплофикационная парогазовая установка мощностью 130 МВт-Теплоэнергетика-1992-№9-с.22-27.

8. Баринберг Г.Д., Бененсон Е.И. Влияние параметров свежего пара, промежуточного перегрева и единичной мощности на экономичность теплофикационных турбин. Сб-к. Опыт создания турбин и дизелей. Средне-Уральское кн. из-во.-Свердловск.-1969.-с.97-102.

9. Баринберг Г.Д. Повышение эффективности теплофикационных турбин. Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук. М, 1997.

10. Баринберг Г.Д., Кортенко В.В., Чубаров А.А. Об основных направлениях развития теплофикации и теплофикационного турбостроения в России- Теплоэнергетика-2001-№1 l-c.7-12.

11. Баринберг Г.Д., Длугосельский В.И. Теплофикационная турбина мощностью 115 МВт в составе ПГУ-170-Теплоэнергетика-1998-№ 1 -с.16-19.

12. Баринберг Г.Д. Осерадиальные бандажные уплотнения и их эффективность// ЦНИИТЭИТЯЖМАШ-М-1986-вып. l-c.40-43.

13. Баринберг Г.Д., Кортенко В.В., Коган П.В. Эффективность привлечения теплофикационных турбин для покрытия пиков и провалов графика электрических нагрузок.//Тяжелое машиностроение. 2002. №2.

14. Баринберг Г.Д., Коган П.В. Эффективность теплофикационной паровой турбины Тп-110/120-12,8-12М в составе ПГУ .//Теплоэнергетика. 2003. №6.

15. Баринберг Г.Д. Эффективность повышения параметров пара мощных теплофикационных турбин.//Теплоэнергетика-2000-№11.

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

17. Бененсон Е.И., Баринберг Г.Д. Влияние распределения нагрузок между подогревателями сетевой воды на экономичность турбин при подогреве воды до 150-170°С / НИИИНФОРМТЯЖМАШ Сб-к/Редактор Меняйлова Н.А.-М,1986-Вып.10-с.8-12.

18. Бененсон Е.И., Иоффе J1.C. Теплофикационные паровые турбины М.-Энергоатомиздат-1988.

19. Бененсон Е.И., Баринберг Г.Д. Тепловая экономичность теплофикационных турбин при покрытии пиков электрических нагрузок // Электрические станции. 1973. №6. с. 22-25.

20. Березинец П.А., Васильев М.К., Ольховский Г.Г. Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности. -Теплоэнергетика, 1999, №1, с. 15-21.

21. Березинец П.А., Васильев М.К., Костин Ю.А. Анализ схем бинарных ПГУ на базе перспективной ПГУ. // Теплоэнергетика 20001 №5, с. 1830.

22. Будняцкий Д.М., Радюш В.П.К выбору оптимальных параметров хвостовой части мощных теплофикационных турбин. "Теплоэнергетика". 1964. №12.

23. Вукалович М.П., Ривкин С.П., Александров А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. М.: Изд-во стандартов 1969.

24. Грибов В.Б., Комисарчук Т.Н., Прутковский Е.Н. Об оптимизации схем параметров ПГУ с котлом-утилизатором.// Энергетическое строительство-1995-№3-с.56-62.

25. Гудков Н.Н., Неженцев Ю.Н., Гаев В.Д. Паровые турбины JIM3 для утилизационных парогазовых установок // Теплоэнергетика. 1995. №1. С.2-7.

26. Дьяков А.Ф., Березинец JI.A., Васильев М.К. и др.Теплофикационная парогазовая установка Северо-западной ТЭЦ.// Электрические станции. 1996.№7. С. 11-16.

27. Зыков С.А., Будняцкий Д.М., Радюш В.П., Длугосельский В.И., Грибов В.Б. Комплексный выбор основных параметров ЦНД, конденсаторов и градирен для мощных теплофикационных турбин. "Теплоэнергетика". 1974. №10.

28. Камнев В.И. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Разработка и экспериментальные исследование технических решений по оптимизации переменных режимов эксплуатации паротурбинных установок. Москва .2002.С.10-11.

29. Конденсатор К-3100. Расчет тепловых и гидравлических характеристик. БТ-238390 РР, 1991. Работа ОАО ТМЗ.

30. Конденсатор К-6000. Расчет тепловых и гидравлических характеристик. БТ-239510 РР, 1991. Работа ОАО ТМЗ.

31. Коган П.В. Влияние давления отбора пара на пиковую ступень подогрева сетевой воды на эффективность теплофикационных турбин для ПГУ. //Теплоэнергетика. 2001. №6.

32. Коган П.В., Баринберг Г.Д. Оптимизация начальных параметров пара теплофикационных турбин малой мощности для ПГУ .//Тяжелое машиностроение. 2002. №2.

33. Кортенко В.В., Баринберг Г.Д. Теплофикационные паровые турбины для парогазовых установок // Тяжелое машиностроение-1996-№6-с. 11-15.

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

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

36. Методические указания по технико-экономическим расчетам систем технического водоснабжения ТЭС. Министерство энергетики и электрофикации СССР, ВГПИ Теплоэлектропроект.-М.: 1973.-17 с.

37. Мирошкин П.М., Агеев Г.С., Купцов И.П. Проведение расчетов для оптимизации и выбора системы технического водоснабжения ТЭС.-Энергетическое строительство, 1972, №1,с. 69-73.

38. Насосы. Каталог-справочник. М., Машгиз-1959-с.78.

39. Нишневич В.И., Словиковский Г.Б. Проектирование энергоблока ПГУ-190/220 для Тюменской ТЭЦ-1.// Электрические станции 2005-№6-с.9-16.

40. Ниренштейн М.А. Бродов Ю.М.Тепловые и гидравлические расчеты теплообменных аппаратов. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1993, с.27-28.

41. Ольховский Г.Г., Чернецкий Н.С., Бородин А.А., Гусев В.Н., Святов В.А. экономичная маневренная парогазовая установка с котлом-утилизатором мощностью 250 МВт // Теплоэнергетика. 1986. №3.

42. Оптимизация начальных параметров пара теплофикационных турбин малой мощности для ПГУ.// Коган П.В .//Научные труды II отчетной конференции молодых ученых УГТУ-УПИ/Екатеринбург. 2002. с. 187188.

43. Пакшвер В.Б. Технико-экономические показатели тепловых электростанций большой мощности. М.-Л.:ГЭИ, 1957. С.2-7.

44. Попырин JI.C., Май В.А., Наумов Ю.В. Система оптимальной разработки и проектирования низкопотенциального комплекса ТЭС и АЭС. "Теплоэнергетика". 1984.№7.с.36-40.

45. Разработка и исследование тепловых схем теплофикационных ПГУ. Разработка технических предложений по ПГУ-ТЭЦ. ВТИ 1989 г.

46. Сафонов Л.П., Костюк Р.И., Неженцев Ю.Н., Грибов В.Б., Писковацков И.Н., Будняцкий Д.М. Выбор характеристик низкопотенциальной части турбоустановок Т-150-7,6 СевероЗападной ТЭЦ. "Теплоэнергетика". 1995.№1.

47. Спенсер, Коттон и Кеннон. Труды американского общества инженеров-механиков. Энергетика. "Энергетические машины и установки", 1963-№4-c.3-44.

48. Теплообменное оборудование паротурбинных установок. Отраслевой каталог.М.,1989, с.2.

49. Турбоустановка Т-110/120-130-5. Инструкция по эксплуатации. ТМТ-220804ИЭ.С 10. Свердловск: ПОТМЗ, 1979. Юс.

50. Усачев И.Л., Неуймин В.М. Оценка вентиляционных потерь в ступенях низкого давления цилиндров паровых турбин. Сб-к. Создание паровых и газовых турбин. НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ-1-79-08, М., 1979, с.13-16.

51. Хаджаев М.Н., Андреев В.И. Повышение эффективности атомных электростанций за счет использования потребителей-регуляторов.//Сб-к. Аккумулирование энергии и пути повышения эффективности работы электростанций и экономии электроэнергии-№1-1986-41-с.79-88.

52. Чернецкий Н.С. Выбор параметров пара для ПГУ с котлом-утилизатором // Теплоэнергетика 1986. №3.

53. Шапиро Г.А., Захаров Ю.В., Трубиятов М.А. и др. Исследование режимов работы ЧНД турбины Т-50-130 с уменьшенными вентиляционными пропусками пара.// Теплоэнергетика-1997-№2.

54. Шапиро Г.А., Захаров Ю.В. и др.Исследование режимов работы ЧНД турбины Т-50-130 с уменьшенными вентиляционными пропусками пара.// Теплоэнергетика-1997-№2.

55. Щегляев А.В. Паровые турбины. Энергия; М-Л.-Госэнергоиздат-1956-с.ПЗ.

56. Эфрос Е.И. экономичность и надежность мощных теплофикационных турбин и пути их повышения. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Киров, 1998.

57. Эффективность двухступенчатого подогрева сетевой воды в теплофикационных турбинах для ПГУ ТМТ-116195, 1998.Работа ОАО "ТМЗ", г. Екатеринбург.

58. ГОСТ 24278-89. Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. П. 2.1.3.1 М.: Изд-во стандартов, 1989. Введен в действие с 01.01.91.

59. ОСТ 108.005.15-82.0траслевая система управления качеством продукции в энергетическом машиностроении. Оценка уровня качества энергетического теплообменного оборудования. С. 16.

60. Подогреватели поверхностные низкого и высокого давления для системы регенерации стационарных паровых турбин. ОСТ 108271.1776.

61. ТУ 34.1311-75. Котел электродный водогрейный напряжением 6 кВ. Завод СТЭМИ Братскгэсстроя, 1975.

62. A.Kunzli. Produktbereich Kessel-und Kernener gieanlagen.// Technische Randsenhau Sulzer-1985-№4, s. 17-20.

63. Johnson D.G. Dampfturbinen von Kombi-Kraftwerken-VGB Kaftwerkstechnik, Bd 63,1983, №5, s.427-436.