Исследование переменных режимов бинарных ПГУ с целью повышения маневренности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат технических наук Давыдов, Андрей Владимирович

• Давыдов, Андрей Владимирович
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Давыдов, Андрей Владимирович

Введение.

ГЛАВА 1. Постановка задачи исследования.

ГЛАВА 2. Расчетные исследования термонапряженного состояния оборудования энергоблока ПТУ.

2.1 Барабан В Д.

2.2 Выходной коллектор пароперегревателя ВД.

2.3 Входной коллектор пароперегревателя ВД.

2.4 Паропроводы высокого давления.

2.5 Прогрев СКВД.

2.5.1 Определение допустимых скоростей прогрева стопорного клапана ВД на основе математического моделирования.

2.6 Разворот ПТ до холостого хода.

2.7 Прогрев ПТ.

2.8 Совместное нагружение ГТУ и ПТ до нагрузки подключения контура НД.

2.9 Дальнейшее нагружение энергоблока до номинальной нагрузки

2.10 Выводы.

ГЛАВА 3. Определение регулировочного диапазона и оптимальных скоростей изменения в его пределах.

3.1 Снижение надежности работы оборудования блока при эксплуатации на пониженных нагрузках.

3.2 Ухудшение экологических характеристик блока при работе на пониженных нагрузках.

3.2.1 Вредные выбросы ТЭС.

3.2.2 Рассеивание вредных веществ в атмосфере.

3.2.3 Расчет допустимой нагрузки энергоблока из учета обеспечения ПДК Ж)х, СО.

3.3 Регулировочный диапазон.

3.4 Выводы.

ГЛАВА 4. Исследование динамических характеристик ПГУ.

4.1 Динамические характеристики газовой турбины.

4.2 Динамические характеристики паровой турбины.

4.3 Динамические характеристики энергоблока.

4.4 Сбросы нагрузки.

4.5 Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование переменных режимов бинарных ПГУ с целью повышения маневренности»

В настоящее время в России происходит реформирование рынка электроэнергетики. Реализуемая модель реформирования предусматривает поэтапную либерализацию оптового и розничного рынков электрической энергии. В предстоящее пятилетие будет последовательно снижаться зона государственного регулирования тарифов на электроэнергию и расти доля конкурентного сектора со свободным ценообразованием на основе рыночного компромисса между покупателями и продавцами.

Такая модель рынка электроэнергетики требует от поставщиков электроэнергии более экономичного и маневренного оборудования [1],[2],

3].

Повышение эффективности производства электроэнергии на тепловых станциях и решение задачи энергосбережения связано с увеличением экономичности [4].

Критерием оценки термодинамической эффективности генерирующего оборудования является коэффициент полезного действия установки, описываемый в самом общем виде уравнением Карно: тгЧТ/г,) (1) где,

Т1 - температура рабочего тела в начале цикла;

Т2 — температура рабочего тела на выходе из цикла; к.п.д. брутто любого энергоблока, как парогазовая установка (ПГУ), так и паросиловая установка (ПСУ) можно представить в виде: л = ЕЩВ X су1), (2) где,

В - расход топлива в котел или (и) ГТУ;

С>рн - низшая теплотворная способность топлива;

N — мощность на клеммах генератора(ов) турбины, которое в свою очередь можно преобразовать в выражение через к.п.д. отдельного основного оборудования в общем виде:

Для паросилового энергоблока: псу ^ка^^пту' где, г) - к.п.д. паросилового энергоблока ицу

Г1ка - к.п.д. котлоагрегата г|пту - к.п.д. паротурбинной установки

Для парогазовой установки:

Т1шу=Т1ггу+(1-Т1гту)*Т1ку*Т111ту, (4) где, г)пгу - к.п.д. парогазовой установки г|гту - к.п.д. газотурбинной установки т] - к.п.д. котла-утилизатора Г|пту - к.п.д. паротурбинной установки

Очевидно, что повышение эффективности генерирующего паросилового оборудования связано главным образом с повышением параметров теплоносителя (свежего пара) и пара промежуточного перегрева. Примером такого подхода может служить переход в энергетике России с параметров пара 8.8, 12.8 МПа на 23.4 МПа при температуре пара 540/545 °С.

В настоящее время за рубежом в ряде стран уже находятся в эксплуатации энергоблоки с давлением свежего пара на уровне 23.4 МПа и более и температурами 580-600 °С, а в России спроектированы энергоблоки на «суперкритические» параметры пара — 29.4 МПа и 600 °С мощностью 300550 [5].

Возможность повышения параметров пара тесно связана с развитием металлургической промышленности, т.е. появлением сталей такого класса, которые выдерживают длительные термические напряжения при высоких давлениях и температурах. Дальнейшее увеличение экономичности уже не может быть связано с повышением параметров пара из-за значительного удорожания таких энергетических установок и необходимости применения материалов, работающих в условиях температур, превышающих 600-650 °С.

Подтверждением последнему является применение на зарубежных электростанциях энергоблоков на параметры пара 27,3 МПа и 580 °С [6].

Как известно, повышение начальных параметров свежего пара привело к необходимости применения промежуточного перегрева, что связанно в основном с требованиями заводов — изготовителей турбинного оборудования к конечной влажности, которая возрастает с ростом давления свежего пара, и ограничена величинами 10-12% в зоне последних ступеней. Использование промежуточного перегрева пара повышает термодинамический КПД блока, хотя и приводит к усложнению тепловой схемы и несколько удорожает капитальные затраты на оборудование таких энергоблоков. В настоящее время промежуточный перегрев применяется на блоках СКД, и реже на блоках докритического давления. Как правило на электростанциях применяется однократный промежуточный перегрев пара, применение двукратного промежуточного перегрева оправдано для энергоблоков с давлением свежего пара более 27,3 МПа и в еще большей степени приводит к удорожанию установок в целом.

Повышение экономической эффективности производства электроэнергии на ТЭС может быть связано с применением энергетических установок, работающих на термодинамических циклах другого вида, бинарных циклах [7]. Высокая экономичность бинарного термодинамического цикла зависит от начальной температуры теплоносителя. Чтобы превзойти к.п.д. лучших энергоблоков работающих по стандартному циклу Ренкина, начальная температура в бинарном цикле должна превышать 1000 °С, что требует применения новых технических решений при формировании тепловой схемы оборудования бинарных установок, основанном на применении газовых турбин с температурами газов перед первой ступенью более 1000 °С.

Развитие газотурбостроения привело к появлению ГТУ с к.п.д. более 34% и высокими температурами газов на выходе из камер сгорания (более 1000°С) и на выходе из ГТУ (на уровне 540 - 650°С). В результате объединения в одном бинарном термодинамическом цикле (Брайтона-Ренкина) газотурбинного и паросилового цикла появилась реальная возможность повысить к.п.д. брутто таких установок (бинарных парогазовых установок) свыше 50 % [8] (максимальный достигнутый к настоящему времени к.п.д. брутто таких установок превышает 59-60 %) [9]. Современные бинарные парогазовые установки (ПГУ) отличаются высоким коэффициентом полезного действия по сравнению с традиционными паросиловыми энергоблоками, и меньшим содержанием вредных выбросов в уходящих газах [10].

Объединение в единой тепловой схеме блока газотурбинного и паросилового оборудования, позволило одновременно с повышением экономичности обеспечить лучшие характеристики маневренности по сравнению с традиционными паросиловыми энергоблоками ТЭС.

Коэффициент полезного действия существующих паросиловых электростанций в среднем составляет 36%, наивысшие достигнутые показатели экономичности традиционных энергоблоков ТЭС не превышают 45%. Вместе с тем, к.п.д. современных бинарных парогазовых установок значительно превышает 50%.

Первый парогазовый энергоблок в России введен в эксплуатацию на Северо-Западной ТЭЦ в г. Санкт-Петербурге в декабре 2000 г.

Данный энергоблок, установленной мощностью 450 МВт, включает две газотурбинных установки V94.2 (мощностью 160 МВт), два котла-утилизатора и одной паровой турбиной Т-150-7.7. к.п.д. данного энергоблока составляет 51% [И].

В настоящее время так же как в 60-70 годы наблюдается острый дефицит производства электроэнергии и не уделяется должного внимания требованиям к маневренности парогазовых энергоблоков.

В первые «Технические требования к маневренности энергетических блоков тепловых электрических станций с конденсационными турбинами» были разработаны и утверждены только в сентябре 1986 г. Выполнение этих Технических требований обеспечивало регулирование мощности энергоблоков в соответствии с требованиями энергосистем при нормальной эксплуатации в условиях,, характеризуемых систематическими изменениями нагрузки в регулировочном диапазоне и ограниченным количеством остановов в резерв на нерабочие дни и ночное время с последующим пуском из неостывшего и горячего состояний. В этом документе так же были определены и условия работы энергоблоков в аварийных режимах [12].

В связи с малым удельным весом специализированного маневренного оборудования, предназначенного для активной работы в режимах регулирования параметров энергосистем (частоты, активной мощности) функции регулирования (работа в пиковой и полупиковых частях графика нагрузки, регулирования частоты) возлагаются на оборудование, рассчитанного на работу в базовой части диспетчерского графика нагрузки

13].

Оборудование высокоманевренных (полупиковых и пиковых) энергоблоков, в том числе предназначенных для замещения демонтируемого устаревшего оборудования, должно было разрабатываться по специальным техническим требованиям. «Технические требования к маневренности энергетических парогазовых установок блочных тепловых электростанций»

14] были разработаны и утверждены департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 23/Ш 1995 г. Выполнение этих Технических требований для полупикового режима использования обеспечит регулирование мощности ПГУ в соответствии с требованиями энергосистемы при еженедельных остановах в резерв на нерабочие дни и ежесуточных остановах на ночное время с последующими пусками из неостывшего и горячего состояний.

Два современных парогазовых энергоблока, рассматриваемые в диссертационной работе, работают в разных энергосистемах:

Блок №1 ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ — энергосистема Финляндии

ПГУ-39 Сочинская ТЭС - энергосистема Юга. эксплуатируются с явно выраженной разгрузкой в ночные часы на 2025% мощности энергоблока (Рис. 1 и Рис. 2).

Еще в СССР [15] проблема маневренности являлась одной из наиболее острых и решалась главным образом за счет привлечения оборудования ТЭС, предназначенного для несения базовой части нагрузок энергосистем с средним количество пусков - остановов за год, не превышающим 20-30. При проведении анализа поврежденности оборудования энергоблоков оказалось, что и это количество пусков существенно снижает ресурс высоконагруженных элементов тепловой схемы.

Следует отметить, что задача участия в регулировании нагрузки энергосистем относится и к теплофикационным энергоблокам ТЭЦ мощностью 100 - 250 МВт в особенности при работе в летний период времени при отсутствии значительной тепловой нагрузки [16],[17], [18], [19].

Кроме того, происходящая в настоящее время либерализация оптового и розничного рынков электрической энергии приводит к тому, что работа генерирующего оборудования в переменной части графиков нагрузок оказывается выгодной для электростанций. 500

100

Энергоблок ПГУ-450 С-3 ТЭЦ * —

70

Энергоблок ПГУ-39

-"2-Г

Р—'^

-с—и—к

3 4 5 6 7 8 9

15;!{I''и\ > ;51

II 12 13 14 15 15 17 1В 13 20 21 22 24

Часы £

50

43 а

30

Рис. 1 Суточный график изменения мощности энергоблоков ПГУ-450Т СевероЗападной ТЭЦ и ПГУ-39 Сочинской ТЭС.

20

60 ' во

103 120

Вре мя, час

140

160

120

200

Рис. 2 Недельный график изменения мощности энергоблоков ПГУ-450Т СевероЗападной ТЭЦ и ПГУ-39 Сочинской ТЭС.

Наличие газотурбинных установок в составе энергоблока ПГУ, скорость набора нагрузки которых составляет около 4% номинальной мощности в минуту, и отсутствием необходимости ее предварительного прогрева позволяет сделать вывод о том, что ПГУ являются более маневренными по сравнению с ПСУ.

В этой связи особенно важными при эксплуатации энергоблоков становятся переходные режимы работы основного оборудования (пуски, остановы, изменения нагрузки). Каждый такой процесс представляет не только потенциальную угрозу долговечности элементов блока, но и связан со значительными потерями тепла и энергии. Протекание неустановившихся процессов ограничено главным образом уровнем напряжений в толстостенных элементах оборудования энергоблока, таких как барабаны котлов, выходные коллекторы пароперегревателей, паропроводы, корпусы стопорных клапанов высокого давления и роторы паровых турбин. Периодические, в течение суток, изменения нагрузок в сочетании с изменениями давления и температуры пара или остановы блоков на ночное время в период минимума нагрузок вызывают циклическую усталость материала элементов энергоблока. Исчерпание долговечности материалов, в особенности работающих при высоких температурах, будет приводить к появлению усталостных трещин в элементах оборудования и тем быстрее, чем большее количество изменений нагрузки, пусков и остановов будет испытывать материал. Наибольший усталостный износ наступает в так называемых "критических элементах" оборудования энергоблока, к которым следует отнести перечисленные выше элементы - барабаны котлов, выходные коллекторы пароперегревателей, паропроводы, корпусы стопорных клапанов высокого давления и роторы паровых турбин, и т.п. [20]

При проектировании энергоблоков до настоящего времени обращают недостаточное внимание анализу накопления поврежденности основного оборудования - котлов, турбин и энергоблока в целом, в переходных режимах. Это в свою очередь, приводит в процессе эксплуатации к снижению надежности работы оборудования за счет увеличения аварийных отключений, перепростоев оборудования блоков в ремонтах из - за появления повреждений. Как правило уже в процессе эксплуатации путем оптимизации технологии и за счет некоторых конструктивных изменений удается повысить надежность работы оборудования и тем самым снизить его аварийность. Требования к маневренности могут быть обеспечены уже на этапе проектирования оборудования, а долговечность - как правило в процессе эксплуатации.

Известно, что для определения характеристик маневренности и обеспечения требуемой долговечности работы оборудования энергоблоков ТЭС необходимо соблюдение условий надежности высоконагруженных элементов оборудования тепловой схемы, которые должны быть обоснованы с учетом требуемого количества пусков - остановов и изменений нагрузки в течение всего срока службы.

По состоянию на 2009 г. в РФ введены в эксплуатацию более 10 бинарных парогазовых станций с котлами-утилизаторами, такие как:

2 энергоблока Северо-Западной ТЭЦ ПГУ-450Т

1 энергоблок Калининградской ТЭЦ - ПГУ-450Т

3 энергоблока Сочинской ТЭЦ — ПГУ-39

1 энергоблок Ивановской ГРЭС - ПГУ-325

1 энергоблок на Дзержинской ТЭЦ ПГУ-200.

2 энергоблока на ТЭЦ-27 Мосэнерго - ПГУ-450Т

1 энергоблок на ТЭЦ-21 Мосэнерго - ПГУ-450Т

Все перечисленные установки спроектированы для работы в базовой части графиков нагрузки с числом часов использования установленной мощности в год не менее 6500 ч/год, включают в себя ГТУ трех различных типов, выполнены многовальными, а барабанные котлы-утилизаторы генерируют пар двух давлений.

На момент проведения работ на оборудовании указанных установок в России кроме требований к маневренности, условия эксплуатации, критерии надежности оборудования и технология эксплуатации этого оборудования, практически отсутствовали. Изучение характеристик маневренности ПГУ является в этой связи актуальной задачей, которая позволит обоснованно подойти к проектированию и эксплуатации бинарных ПГУ в переменной части графика электрических нагрузок энергосистем.

Предполагаемое широкое применение ПГУ с газовыми турбинами, отличающимися высокими показателями маневренности [21], делает задачу изучения характеристик маневренности ПГУ и анализ влияния различных элементов тепловой схемы на продолжительность пусковых операций, изменение нагрузки в пределах диапазона регулирования нагрузки, отличающиеся от аналогичных показателей традиционного оборудования ТЭС на органическом топливе.

Заключение диссертации по теме «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты», Давыдов, Андрей Владимирович

4.5 Выводы

1. Проведены эксперементальные исследования динамических характеристик ПТУ на действующем оборудовании блоков ПГУ-450 и ПГУ-39.

2. Показано, что основным элементом ограничивающим скорость изменения нагрузки ГТУ является входной направляющий аппарат. Максимальные скорости изменения нагрузки для ГТУ V94.2 состовляет 15 МВт/мин (штатная эксплуатационная 11 МВт/мин), для SGT-700 4 МВт/мин.

3. Различия в системе парораспределения и управления клапанами ПТУ приводит к тому, что после возмущения на РК ВД изменение мощности паровой турбины Т-10/11-5,2/0,2 носит скачкообразный исчесзающих характер, а Т-150-7,7 просто скачкообразный. Аккумулюрующая емкость энергоблока ПГУ-39 составлет САК =

32sMBm'c при iV = 24 МВт и Слк=2%0МВт'с при N^=16 МВт.

МПа г ж МПа Г

Энергоблока ПГУ-450Т Слк = Ш0МВт'° при суммарной

МПа мощности обеих ГТУ 260 МВт.

4. Экспериментальные исследования показали, что максимальная скорость изменения нагрузки ПГУ-450Т составляет 25-30 МВт/мин (при скорости изменения мощности ГТУ 11 МВт/мин) и 5-6

МВт/мин для ПГУ-39 (при скорости изменения мощности ГТУ 4 МВт/мин) без участи клапанов РК ВД ПТ. 5. При сбросе нагрузки на энергоблоке ПГУ-39 нагрузка собственных нужнд может быть покрыта за счет ПТУ, при этом ГТУ работает в режиме х.х.

ГЛАВА 5. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Представленная диссертационная работа направлена исследование маневренных характеристик энергоблоков ПГУ. Определение высоконагруженных элементов энергоблока и вариантов повышения маневренности ПГУ.

С этой целью:

1. Экспериментально исследованы пуско-остановочные режимы бинарных парогазовых установок мощностью 39 и 450 МВт. Выявлены элементы оборудования пароводяной части ПГУ (барабан ВД, входной/выходной коллектор пароперегревателя ВД, паропровод ВД, стопорный клапан ВД), термонапряженное состояние которых оказывает наибольшее влияние на пусковые характеристики ПГУ.

2. С помощью верифицированных, по результатам испытаний, моделей проведены расчетные исследования термонапряженного состояния «критичных» элементов оборудования энергоблоков при циклических (пуск-стационар-останов, работа в пределах регулировочного диапазона) режимах и определены величины параметров, которые необходимо контролировать при пусковых операциях, где тот или иной элемент является ограничивающим.

3. Показано расчетным путем и проверено в испытаниях, что допустимая скорость повышения давления пара в барабанах ВД, определяется их диаметром и толщиной стенки. При повышении давления до 2 МПа в барабане ВД блока ПГУ-450Т со скоростью 0,25 МПа/мин, а для ПГУ-39 0,45 МПа/мин выдерживаются разности температур металла верх-низ барабана, а другие элементы пароводяного тракта ПГУ прогреваются при допустимых условиях.

4. Разработаны и реализованы на ПГУ-39 и ПГУ-450Т графики-задания на пуски энергоблоков, обеспечивающие надежную и экономичную работу этих ПГУ на пусковых режимах.

5. Разработана и реализована технология пуска энергоблока ПГУ-39 с полным нагружением ГТУ (2/3 мощности энергоблока) за 30 минут и разворотом паротурбинной установки при номинальных параметрах пара. Показано, что сокращения времени пуска паровой турбины и блока в целом, при пуске ГТУ до номинальной мощности, можно достичь за счет применения БРОУ ВД более высокой производительности и впрыскивающих пароохладителей в пароперегреватель ВД и паропровод ВД.

6. На границы регулировочного диапазона парогазовых установок влияет температура наружного воздуха, в зависимости от которой изменяются значения номинальной мощности ГТУ. Нижняя граница регулировочного диапазона определяется сохранением надежности и экологических показателей ПГУ.

7. Показано, что нижняя граница регулировочного диапазона блока ПГУ-450Т определяется снижением температуры пара перед паровой турбиной до минимально допустимой 440 С, а блока ПГУ-39 - отключение контура нд.

8. Показано, что включение на низких нагрузках ПГУ-450Т антиоблиденительной системы ГТУ, перепускающей небольшую часть воздуха с выхода компрессора на вход, позволяет без снижения температуры пара ВД снизить нагрузку энергоблока на 16-19 МВт и расширить его регулировочный диапазон.

9. При динамических возмущениях нагрузка ПГУ-39 способна изменяться со скоростью 13-15 %/мин, ПГУ-450Т со скоростью 5,5-6,5 %/мин.

Ю.Определена аккумулирующая емкость энергоблоков: для ПГУ-39 составляет Слк = 325 МВт'с при N¡^=24 МВт и Слк=2Е0МВт с при А^у

МП а МПа

16 МВт; для энергоблока ПГУ-450Т САК = 4980 МВт'с при суммарной

МПа мощности обеих ГТУ 260 МВт. 11.При полном сбросе нагрузки ПГУ-39 способна сохранять холостой ход ГТУ и нести на паровой турбине нагрузку, достаточную для обеспечения собственных нужд блока.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Давыдов, Андрей Владимирович, 2009 год

1. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга. Дьяков А.Ф., Березинец П.А., Грибов В.Б., Комисарчик Т.Н., Костюк Р.И., Писковацков И.Н. 12, Москва : Электрические станции, 1996 г. ISSN 0201-4564.

2. Опыт создания теплофикационного парогазового энергоблока ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ. Костюк Р.И., Писковацков И.Н., Блинов А.Н., Колесников В.И. Москва : Теплоэнергетика, 1999 г., Т. 1.

3. Экономичная маневренная парогазовая установка с котлом-утилизатором мощностью 250 МВт. Ольховский Г.Г., Чернецкий Н.С., Бородин A.A., Гусев В.Н., Святов В.А. №3, Москва : Теплоэнергетика, 1986 г.

4. Газотурбинные и парогазовые установки в России. Г.Г., Ольховский. 1, Москва : Теплоэнергетика, 1999 г.

5. О создании пылеуголъных энергоблоков на суперкритических параметрах пара. Авруцкий Г.Д., Лыско В.В., Щварц A.JL, Шмуклер Б.И. 5, Москва : Электрические станции, 1999 г.

6. Experience With Condition Assessment of Main Steam and Hot Reheat Pipework in X20CrMo VI2-1 After a Service of 180000 h. ". Bendick, В. Hahn W. б.м. : VGB Power Tech 11/2000.

7. Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности. Березинец П.А., Васильев М.К., Ольховский Г.Г. 9, Москва : Теплоэнергетика, 1999 г.

8. Опытное определение технико-экономических показателей блоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС. Радин Ю.А., Давыдов A.B., Малахов C.B., Голубничий В.А., Першин Д.И. 6, Москва : Электрические Станции, 2006 г. ISSN 0201-4564.

9. Грибов В.Б., Комисарчик Т.Н., Прутковский E.H. Об оптимизации схем и параметров ПГУ с котлом-утилизатором. Энергетическое строительство. 1995 г., №3.

10. Цанев C.B., Буров В.Д., Ремезов А.Е. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических статей. Москва : МЭИ, 2002.

11. Гуторов В.Ф., Радин Ю.А., Давыдов A.B. и д.р. О результатах режимной наладки тепломеханического оборудования энергоблока №1 ПГУ -450 Т Северо-Западной ТЭЦ. Москва : ВТИ, 2002. стр. 115. Арх. № 14992.

12. Выбор профиля маневренных парогазовых установок для новых электростанций России. Трухний А.Д., Михайлов И.А. 6, Москва: Теплоэнергетика, 2006 г.

13. Экономичность энергоблоков в режимах регулирования параметров энергосистемы. Мадоян A.A., Аракелян Э.К., Макарчьян В.А., Фотин Л.П., Минасян С.А. 7, Москва : Электрические станции, 1979 г.

14. Научно-технические задачи в области повышения маневренности ТЭС. Мосеев Г.И., Рубин В.Б. №6, Москва : Теплоэнергетика, 1982 г. ISSN 0040-3636.

15. Опыт работы энергоблоков ТЭС в системе автоматического регулирования частоты и активной мощности в Объединенной энергосистеме Северо-Запада. А.Д. Меламед, Ю.М. Терезов, Ю.С. Глузман. Москва : Энергоатомиздат, 1990 г.

16. Исследование основных узлов типовых систем автоматического регулирования частоты и мощности ТЭС. Давыдов Н.И., Павлова М.Ф. Москва : Энергоатомиздат, 1990 г.

17. Система автоматического регулирования мощности теплофикационного блока. В.И., Васильев. Москва : Энергоатомиздат, 1990 г.

18. Влияние переменных нагрузок на экономичность работы газомазутных энергоблоков 150-200 МВт. Аракелян Э.К., Мадоян A.A., Ведяев В.А., Киселев Г.П., Паймухин В.Б. 6, Москва : Электрические станции, 1981 г.

19. Богачев А.Ф., Радин Ю.А., Герасименко О.Б. Особенности эксплуатации и повреждаемость котлов-утилизаторов бинарныхпарогазовых установок. Москва : Энергоатомиздат, 2008. ISBN 978-5-28303288-7.

20. Ввод в эксплуатацию Северо-Западной ТЭЦ — новый этап в энергетике России. Р.И., Костюк. 6, Москва : Энергетик.

21. Трухний А.Д., Макаров A.A., Клименко В.В. Основы современной энергетики. Москва : МЭИ, 2003 г. Т. 1.

22. Плоткин Е.Р., А.Ш. Лейзерович. Пусковые режимы паровых турбин энергоблоков. Москва : Энергия, 1980.

23. Динамические характеристики парогазовой установки ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга. Березинец П.А., Крашенинников В.Г., Костюк Р.И., Писковацков И.Н. 7, Москва: Электрические станции, 2001 г.

24. Fast cycling capability for new plants and upgrade opportunities. Emberger H., Schmid E., Gobrecht E. Erlangen : Siemens Power Generation (PG).

25. Опытная проверка режимов пуска дубль-блока 300 МВт по моноблочной схеме. Уютов В.В., Завйцев В.Г., Израилев Ю.Л., Радин Ю.А. Горловка : Саюзтехэнерго-ВТИ, 1982.

26. Некоторые особенности режимов эксплуатации головного энергоблока ПГУ-450Т. Костюк Р.И., Писковацков И.Н.,Чугин A.B., Коцюк H.H., Радин Ю.А., Березинец П.А. 9, Москва : Теплоэнергетика, 2002 г.

27. Анализ допустимых скоростей повышения давления пара в барабанах ВД КУ на основе математического моделирования. Паншина О.Б., Радин Ю.А. Москва : Электрические Станции, 2007 г. ISSN 0201-4564.

28. Л., Цвынарь. Пуск паровых котлов. Москва : Энергоиздат, 1981.

29. Анализ допустимых скоростей нарастания давления в барабанах КУ при пусках и остановах энергоблока ПГУ-450Т. Радин Ю.А., Конторович Т.С., Давыдов A.B. №9, Москва : Теплоэнергетика, 2004 г. ISSN 0040-3636.

30. Гуторов В.Ф., Радин Ю.А., Давыдов A.B. и д.р. Результаты режимно — наладочных работ и испытаний тепломеханического оборудования блоков ПГУ-39 Сочинской ТЭС. Москва : ВТИ, 2004. стр. 130. Арх. №15164.

31. РД 10-249-98 Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды. Москва : б.н., 2000 г.

32. HRSG Dependability. Barry R. Dooley, Steve R. Paterson, J. Michael Pearson, б.м. : Power Plant Chemestry.

33. А.И. Левченко, B.C. Балина, E.P. плоткин, M.H. Зингер, B.M. Панасюк, C.A. Тихомиров. PTM 108.021.103 Детали паровых стационарных турбин. Расчет на малоцикловую усталость. Руководящий технический материал. Москва : НПО ЦКТИ, 1985 г.

34. Л.П. Сафонов, А.Н. Коваленко, К.П. Селезнев, Л.М. Зысина-Моложен, В.М. Ляпунов. РТМ 108.020.16-83 Расчет температурных полей роторов и корпусов паровых турбин. Руководящий технический материал. Москва : НПО ЦКТИ, 1983 г.

35. Ольховский Г.Г., Резинских В.Ф., Гуторов В.Ф., Березинец П.А., Терешина Г.Е. СТО-008-14 Парогазовые установки. Условия поставки. Нормы и Требования. Москва : НП ИНВЭЛ, 2008.

36. Рихтер Л.А., Волков Э.П. Охрана водного и воздушного бассейнов от выбросов ТЭС». Москва : Энергия, 1981.

37. ВТИ. РД 34.02.305 — 98 Методика определения валовых и удельных выбросов вредных веществ в атмосферу от котлов тепловых электростан1}ий. Москва : ВТИ, 1998 г.

38. Госкомгидромет. РД 52.04.212-86 ОНД 86. Ленинград: Гидрометеоиздат, 1987.

39. Исследование работы ЛГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. А.Д., Турхний. №3, Москва : Теплоэнергетика, 1999 г.

40. Модельные исследования возможности участия ЛГУ в регулировании частоты и перетоков мощности в ЕЭС России. Давыдов Н.И., Зорченко Н.В., Давыдов A.B., Радин Ю.А. 10, Москва : Теплоэнергетика, 2009 г.

41. Опыт освоения парогазовых энергоблоков ПГУ-450Т. Радин Ю.А., Давдов A.B. 9, Москва : Электрические станции, 2009 г.

42. О подключении второго КУ к работающему первому в условиях теловых схем ЛГУ с 2-мя 1 ТУ и одной паровой турбиной. Радин Ю.А, Конторович Т.С., Паншина О.Б., Гришин И.А. №2, Москва: Электрические станции, 2006 г. ISSN 0201-4564.

43. Освоение первых отечественных бинарных парогазовых установок. Радин, Ю.А. № 7, Москва : Теплоэнергетика, 2006г г. ISSN 0040-3636.

44. Практические задачи дальнейшего расширения регулировочного диапазона действующих ТЭС. Мосеев Г.И., Шмуклер Б.И., Плоткин Е.Р., Поляков B.C., Робашевский Ф.М. №3, Москва: Теплоэнергетика, 1986 г., стр. 4-8.

45. Narula, Ram G. The single-shaft combined cycle, б.м. : Proceeding of ASME TURBOEXPO, 2000 r.

46. Designing and modifying HRSG's for cycling operation, ,. A. Pasha, R. Allen. 6.m. : Power, march, 2003 r.