Определение эффективности строительства новых генерирующих мощностей на базе ЦКС-технологии

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА НОВЫХ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ НА БАЗЕ ЦКС-ТЕХНОЛОГИИ

Е.Е. РУССКИХ *, Г.В. НОЗДРЕНКО **

ЗАО «СибКОТЭС»*

Новосибирский государственный технический университет

В статье рассмотрены методические подходы и приводятся результаты исследований по определению оптимальных термодинамических параметров и границ эффективности применения энергоблоков с котлами циркулирующего кипящего слоя. Дается оценка экономической эффективности строительства новых энергоблоков с ЦКС-котлами.

Современное состояние отечественной энергетики требует масштабных инвестиционных проектов с целью наращивания энергетических мощностей. Использование энергоблоков с котлами циркулирующего кипящего слоя (ЦКС) отвечает принятой концепции технической политики ОАО РАО «ЕЭС России». Котлы с ЦКС позволяют эффективно сжигать топлива различного состава и качества с высокими экологическими характеристиками.

Технология сжигания в ЦКС широко используется в энергетических установках с середины 70-х годов. Развитие технологии сжигания в котлах с ЦКС отражено в работе [1]. В настоящее время единичная мощность энергоблоков с ЦКС-котлами у ведущих производителей достигла 300 МВт (например ALSTOM [2] , Foster Wheeler [3]), строятся котлы на 460 МВт на сверхкритические параметры [4]. Основные показатели их строительства и функционирования отражены в различных официальных отчетах [5].

Таким образом, за последние 15 лет энергоблоки с ЦКС достигли типовых размеров традиционных факельных энергоблоков и сделались серьезным конкурентом на энергетическом рынке. Постоянные усовершенствования технологии ЦКС повышают их надежность и экономичность, расширяют технические возможности по маневренности [4]. Несомненным преимуществом ЦКС-технологии являются ее высокие экологические характеристики. Сами основы сжигания в циркулирующем кипящем слое позволяют обеспечить возможность эффективного (более 90%) связывания оксидов серы путем подачи известняка в топку при оптимальной температуре слоя около 870 °С и длительном времени пребывания частиц известняка в реакционной зоне, а также низкие выбросы оксидов азота (на уровне 200-300 мг/нм3) без дополнительных дорогостоящих мероприятий, что обусловлено низкой и стабильной температурой слоя и надслоевого пространства, при организации ступенчатого подвода воздуха [6].

В то же время, ЦКС-котлоагрегаты более дороги по сравнению с традиционными факельными и для высококачественных углей не всегда имеют однозначное преимущество. Стоимость энергоблока на базе ЦКС-технологии приблизительно сопоставима со стоимостью традиционных энергоблоков с системами мокрой сероочистки и селективной каталитической системы очистки выбросов окислов азота. [7]. В связи с этим встают вопросы об экономической эффективности инвестиционных вложений в технологию ЦКС, определения границ применимости, оптимальных расходно-термодинамических и конструктивно-компоновочных параметров ЦКС-энергоблоков, обеспечивающих

© Е.Е. Русских, Г.В. Ноздренко

Проблемы энергетики, 2007, № 9-10

их максимально эффективное функционирование с учетом вида и качества топлива, ареала функционирования, графика нагрузки, надежности.

Для вновь проектируемых энергоблоков с ЦКС-котлами задачей оценки технико-экономической эффективности является определение наивыгоднейшего сочетания термодинамических, расходных, конструктивных, компоновочных параметров при выполнении всех внешних и внутренних ограничений на сооружение и функционирование [8, 9, 10]. Внутренними ограничениями являются ограничения внутрициклового и конструктивно-компоновочного характера. Всякое изменение конструктивного, компоновочного параметра или характеристики котла в составе энергоблока в той или иной степени влияет на параметры, характеристики и показатели всего энергоблока.

Кроме этого, энергоблок в общем случае является элементом топливноэнергетического комплекса, экологической и социально-промышленной инфраструктур, электроэнергетической системы и системы теплоснабжения -внешних связей и факторов.

Зависимости между параметрами однозначно и единообразно описаны уравнениями энергетического, расходного и гидравлического балансов. Система уравнений балансов в элементах оборудования устанавливает такое соотношение между термодинамическими и расходными параметрами, которое обеспечивает получение заданной стационарной нагрузки энергоблока с определенными конструктивными параметрами элементов и параметрами вида технологической (в том числе и тепловой) схемы энергоблока.

Для каждого расчетного варианта тепловой схемы энергоблока и в зависимости от исследуемой технологии выполняются с совместной увязкой: тепловые и балансовые расчеты котла, турбины, регенеративных и сетевых подогревателей, конденсатора, основных трубопроводов, технических систем (топливоподачи, пылеприготовления, тяго-дутьевой, отпуска теплоты, водоснабжения, золошлакоудаления, очистки и эвакуации дымовых газов); расчет мощности собственных нужд; определение расхода топлива на котел. В соответствии с содержанием расчетов полная система операторов, кроме вышеперечисленных, включает процедуры: определения термодинамических параметров воды и водяного пара, перебора вариантов параметров, изменения типа и схемы энергоблока, режимных и экологических условий. Кроме того, изменения некоторых параметров однозначно связаны с видом (профилем, структурной схемой) энергоблока.

В целом разработанная расчетная схема представляет собой совокупность математических моделей элементов (групп элементов) реально функционирующего энергоблока со связями. Каждой технологической связи между элементами (группами элементов) энергоблока соответствует информационная связь между моделями. Расчетная схема энергоблока построена с учетом ее агрегирования и с использованием метода декомпозиции (уменьшения размерности схемы). При этом группы одинаковых, параллельно работающих и равномерно загруженных элементов технологической схемы энергоблока (тягодутьевые установки, установки комбинированной системы теплофикации и др.) заменены на один элемент в расчетной схеме. В соответствии с методом декомпозиции, в технологической схеме энергоблока выделено несколько функционирующих частей, связи между которыми немногочисленны. Для каждой функционирующей части построена своя математическая модель.

Разработанные математические модели обеспечивают достаточно точное описание реальных процессов как в рамках функционирующих частей, так и по

информационным связям в соответствии с поставленными задачами исследования. Модели включают зависимости между входными и выходными расходно-термодинамическими параметрами, а также зависимости между этими параметрами и конструктивными характеристиками элементов, проверку параметров по всем видам ограничений, проверку допустимости расчетных значений (неотрицательность расходов, перепадов давлений, энергетических и материальных потоков и т.д.).

Все модели функционирующих частей согласованы между собой по входным и выходным параметрам (параметрам информационных связей). В качестве расчетных частей (агрегатов) выступают более или менее самостоятельно функционирующие части энергоблока.

В качестве критерия для сравнения технико-экономической эффективности энергоблоков с котлами ЦКС и традиционных пылеугольных котлов со стандартными параметрами принято вероятностное значение удельного дисконтированного интегрального дохода:

П2 =Е

т / т

где Ц N, Ц е - соответственно плата за отпущенную электроэнергию и теплоэксергию в т-м году; N - отпущенная электроэнергия; Ет - отпущенная теплоэксергия; интегральные затраты выражаются как

^ ^ Е (1 + Е )т р

XЗ = ВтЦт +ХК '----+ Х^ ,

х (1 + Е )т р +1 ^

где Цт - стоимость топлива; Кг - капиталовложения в г-е оборудование; Е -

ставка дисконта; т р - расчетный срок службы основного оборудования; X 2 8 -

затраты, учитывающая приведение вариантов к сопоставимому виду. При этом под приведением вариантов к сопоставимому виду подразумевается равенство электрической и тепловой мощности, одинаковые надежностные показатели, идентичный ареал функционирования и одинаковые экологические показатели энергоблоков.

Очевидно, что критерий эффективности (по сути отражающий интегральный эффект) должен быть больше единицы: п2 > 1, и чем он выше, тем эффективнее рассматриваемый вариант технологии.

Составляющие затрат 3^ которые определяются на основе моделирования функциональных и системных отношений и процессов, имитирующих режимные условия работы многоцелевых энергоустановок, представлены в виде

3) = Зо П а а П ЬП ’

а р

где 3° - базовое значение затрат (например, базовые значения капиталовложений

в агрегаты оборудования, базовые значения затрат в резервные и замещающие установки, в системы теплофикации и т.д.); аа - коэффициенты приведения по параметрам и показателям, учитывающим конструктивные особенности,

особенности функционирования и компоновки, термодинамические, конструктивные, компоновочные параметры, вид тепловой схемы, тип оборудования, вид топлива, климатический район функционирования, фоновые концентрации вредных веществ и т.д; Ьр - относительные параметры,

определяющие отклонения затрат от базового значения; пр - показатель степени.

Капиталовложения в энергоблок вычисляются поэлементно. Величина капиталовложений определяется по методическим подходам [8, 9] с

использованием заводских и проектных данных, прейскурантов цен на котлы, турбины, турбоустановки и другое оборудование, корректировки цен на современный уровень и с учетом прогнозной оценки как отечественными [11], так и зарубежными авторами [7].

Оптимизируемыми параметрами приняты начальные параметры пара (Ро, *о), температура и давление промперегрева (*пп, -Рпп), температура питательной воды (*пв), коэффициент теплофикации (а тэц ), давление в конденсаторе (Рк). На

оптимизируемые параметры наложены ограничения в виде неравенств, соответствующие технически достижимому диапазону, а также учитывающие направление развития современного энергомашиностроения [12] и задачи [13] (табл.1).

Таблица 1

Ограничения оптимизируемых расходно-термодинамических параметров

Оптимизируемый параметр Нижнее значение Верхнее значение

Давление острого пара (Р0), МПа 9 30

Температура острого пара (10), °С 530 600

Температура промперегретого пара (1пп), °С 530 600

Давление промперегрева (Рпп), МПа 1,5 5

Температура питательной воды (1пв), °С 180 300

Коэффициент теплофикации (аТЭц) 0,5 0,7

Давление в конденсаторе (Рк), кПа 3,5 10

Оптимизационные исследования проводились для теплофикационных и конденсационных энергоблоков мощностью 50...500 МВт, с учетом ограничений по паропроизводительности котлоагрегатов с ЦКС, технически проработанных и готовых к внедрению в настоящий момент крупнейшими зарубежными фирмами-производителями (ALSTOM [2], Foster Wheeler [3]). Все расчеты выполнялись в сравнении с традиционными пылеугольными энергоблоками. Число часов использования установленной мощности - 5500...6500 ч/год для ТЭЦ и 6000...7000 ч/год для КЭС. Рассматривались энергоблоки только с однократным промперегревом пара.

В экономических расчетах принято 1 у.е.=30 руб.

При проведении расчетов для неблочных ТЭС поперечные связи условно разрываются с образованием эквивалентных энергоблоков.

Расчеты велись для шести характерных типов углей: бурые угли с низким содержанием серы (Канско-Ачинские), кузнецкие угли марок «Г», «Д», кузнецкие угли второй группы окисленности, тощие кузнецкие угли марок «Т», «СС», антрациты, высокозольные и высоковлажные шламы, отсевы.

Влияние топлива в структуре применяемого программно-вычислительного комплекса учитывается низшей рабочей теплотой сгорания и маркой топлива.

На рис. 1, 2. показаны для примера некоторые результаты исследований по определению оптимальных термодинамических параметров для ЦКС-энергоблоков.

Из представленных зависимостей видно, что начальные параметры отличаются от традиционно принятых. Это обусловлено комплексным учетом стоимостных, надежностных, экологических показателей. Так, например, одновременное повышение Р0 и t0, tnn приводит к снижению надежности энергоблока, увеличению затрат на строительство и резервированию энергоблока в энергосистеме.

Скачкообразное изменение Р0, t0 соответствует переходу к энергоблокам с промперегревом.

Для теплофикационных энергоблоков без промперегрева оптимальное начальное давление 10..12 МПа; при введении промперегрева оптимален переход на сверхкритические параметры для всех энергоблоков. Оптимальная температура острого пара и промперегрева для теплофикационных установок варьируется в зависимости от мощности энергоблока и стоимости угля. Чем дороже уголь, тем выше температура и экономичность.

Для конденсационных энергоблоков с заданным (базовым) режимом работы оптимальным является начальное давление 28.30 МПа при температуре острого пара 530...550°С для большинства марок углей, что обусловлено влиянием надежных показателей энергоблока и необходимостью снижения влажности на последних ступенях турбины при повышении температуры промперегретого пара.

Бурые угли Угли марок "Т'\ "СС" - Турбины типа "Т"

Рис. 1. Оптимальные начальные параметры пара для энергоблоков типа «Т»: t0 -

температура острого пара; Р0 - давление острого пара; ^в - температура питательной воды; tm - температура промперегрева

Угли марок "Г", "Д" О Окисленный ОКII

Д Антрацит О Шламы. отсевы

— - — Турбины тина "К"

Рис. 2. Оптимальные начальные параметры пара для энергоблоков типа «К»: ґ0 -температура острого пара; Р0 - давление острого пара; (пв - температура питательной воды; (пп - температура промперегрева

Оптимальная температура питательной воды для теплофикационных энергоблоков с барабанными ЦКС-котлами находится на уровне 180...190°С при работе на всех углях за исключением шламов и антрацита, возрастая при переходе к закритическим параметрам и введении промперегрева. Таким образом, более эффективным является развитие схем с турбинным экономайзером, приводящим к увеличению КПД котла, чем развитие систем регенерации турбин. Для конденсационных энергоблоков оптимальная *пв находится на уровне 280...300°С для всех марок углей за исключением антрацита.

Уменьшение *пп обусловлено для теплофикационных энергоблоков большим расходом пара на сетевую установку при малом пропуске пара в конденсатор. На этих режимах экономичность определяется комбинированным производством теплоэлектроэнергии.

Для конденсационных энергоблоков, работающих на шламе, снижение *пп обусловлено дешевизной этого топлива.

На рис. 3, 4 представлены расчетные капиталовложения в энергоблоки на базе ЦКС-технологии.

А Бурые угли  Угли марок "Т", "СС"

# Угли марок "Г”, "Д”

Д Антрацит

Беї оптимизации — - — С' оптимизацией

О Окисленный ОК II  Шламы, отсевы

Рис. 3. Капиталовложения в Рис. 4. Капиталовложения в

конденсационные ЦКС-энергоблоки на теплофикационные ЦКС-энергоблоки на

стандартные / оптимизированные параметры стандартные/ оптимизированные параметры

Проведенные расчеты показывают, что удельная стоимость строительства энергоблоков обратно пропорциональна мощности и в зависимости от типа угля уменьшается на 4...6% для теплофикационных, и на 8.10% для

конденсационных энергоблоков без оптимизации; на 1.7% для

теплофикационных, и на 12..18% для конденсационных энергоблоков с учетом оптимизации.

Заметим, что оптимизация не обязательно приводит к уменьшению

удельных капиталовложений. Переход на сверхкритические параметры ведет к удорожанию применяемых материалов для котла и части котельного оборудования, а также трубопроводов острого и промперегретого пара, ЦВД турбины и некоторому повышению эксплуатационных и ремонтных издержек. Однако переход на сверхкритические параметры приводит к снижению удельного расхода топлива на 3.5%. Кроме того, в связи с уменьшением удельного расхода пара на выработку одного киловатт-часа, требуется меньшая паропроизводительность котельной установки, снижаются капиталовложения в системы топливоподачи и топливоприготовления, гидрозолоудаления,

золоулавливания. Данные обстоятельства позволяют перекрыть затраты в © Проблемы энергетики, 2007, № 9-10

оборудование и строительство экономией на топливных издержках за период срока эксплуатации ТЭС.

На рис. 5, 6 представлены результаты исследований по определению интегрального критерия эффективности энергоблоков с ЦКС - котлоагрегатами по отношению к традиционным факельным котлам со стандартными параметрами.

ЛГЛ МВт дг^ МВт

А Бурые угли • Угли марок "Г", "Д" О Окисленный ОКII

Угли марок "Т", "СС" Д Антрацит О Шламы, огсевы

Рис. 5. Отношение функций цели ЦКС- Рис. 6. Отношение функций цели

котлоагрегат/традиционный факельный оптимизированный ЦКС-котлоагрегат /

котлоагрегат на стандартные параметры пара традиционный факельный котлоагрегат на

стандартные параметры пара

Расчеты проводились в условиях приведения энергоблоков к сопоставимому виду в двух вариантах: ЦКС-энергоблоки с традиционными параметрами пара (рис. 5) и ЦКС-энергоблоки с оптимизированными параметрами (рис. 6), что, по сути, соответствует вариантам реконструкции нового строительства. Очевидно, что в

случае ЛЦКС

/„ТРАД

> 1 строительство ЦКС-энергоблока является экономически

более эффективным, чем строительство традиционного пылеугольного энергоблока.

Результаты исследования показывают эффективность строительства теплофикационных энергоблоков мощностей 50 ... 250 МВт на углях марок «Т», «СС», окисленных углях, шламах и отсевах, бурых углях с низким содержанием серы, а также конденсационных энергоблоков во всем диапазоне мощностей на отсевах, шламах, окисленных углях. Исключение составляют высокореакционные кузнецкие угли марок «Г», «Д», строительство конденсационных энергоблоков на которых не представляется целесообразным ввиду того, что требуемую экономическую эффективность и экологические показатели можно достичь менее капиталоемкими способами.

Применение ЦКС-технологии при сжигании низкосортных углей, таких как шламы, отсевы, окисленные угли, позволяет увеличить технико-экономическую эффективность по сравнению с традиционной технологией на 20...37%. Для теплофикационных энергоблоков со стандартными параметрами эффективность применения возрастает с увеличением мощности.

Оптимизация параметров ЦКС-энергоблоков приводит к увеличению их технико-экономической эффективности на 3...9%, расширяя диапазон возможного применения. Для конденсационных энергоблоков с ЦКС-котлами прирост техникоэкономической экономичности не столь существенен за счет большей близости к оптимальным значениям; наибольший прирост эффективности в диапазоне 160...250 МВт связан, прежде всего, с переходом на сверхкритические параметры пара.

Проблемы энергетики, 2007, Ж» 9-10

Сводная таблица расчета экономической эффективности строительства новой ТЭС на базе ЦКС-технологий

Наименование Без оптимизации С оптимизацией Без оптимизации С оптимизацией

Формула варианта 5хК-300-540/540-240 5хК-300-530/600-290 5хТ-180-550/550-130 5хТ-180-540/560-290

5хПп-1050-255 ЦКС 5хПп-860-300 ЦКС 5хЕп-670-140 ЦКС 5хПп-520-300 ЦКС

Начальные параметры Р0=240 бар, *о=540°С £„„=540 °С Р„=290 бар, *0=530оС*„„=600°С Р0=130 бар, *о=550°С *„„=550 °С Р„=290 бар, *0=540оС*„„=560°С

Электрическая мощность, МВт 1500 900

Тепловая мощность, МВт 46,5 1570

Удельный расход топлива на: - отпущенную элеткроэнергию, г.у.т./кВт-ч - отпущенное тепло, кг/Гкал 332 140 300 140 223 140 201 120

Общая стоимость строительства, млн.руб, в т.ч. 56385 58095 36504 32967

- оборудование 31549 32508 20425 18446

- строительные работы - монтажные работы 12647 8317 13031 8569 8188 5384 7394 4863

- проектные, пусконаладочные и прочие работы 3872 3989 2507 2264

Удельные капиталовложения, у.е. /кВт 1253 1291 1352 1221

Расчетный экономически обоснованные тариф на 2,0

электроэнергию, руб./кВт-ч

Расчетный тариф на теплоэнергию, руб./кВт-ч 600

Стоимость условного топлива, руб./ т.у.т. 710

Ставка кредитования, % 4,5

Срок кредитования, лет 10

Себестоимость электроэнергии коп./кВт-ч 52,7 51,2 56,1 40

Себестоимость теплоэнергии, руб/Гкал 113,6 110 168 122

Чистый дисконтированный доход, млн.руб 638,77 644,97 591,56 801,05

Индекс доходности, % 2,05 2,09 2,47 26,66

Внутренняя норма доходности, % 19,0 19,24 21,22 3,26

Простой/дисконтированный срок окупаемости, лет 10/14 10/14 10/12 9/10

* - без учета НДС 18%

В табл. 2. представлен расчет экономической эффективности строительства новой ТЭС в двух вариантах:

- вариант 1: строительство ГРЭС мощностью 1500 МВт на базе ЦКС-энергоблоков мощностью 300 МВт (5х300 МВт);

- вариант 2: строительство ТЭЦ мощностью 900 МВт и 1350 Гкал на

базе ЦКС-энергоблоков мощностью 180 МВт (5х180 МВт).

Пуск первого энергоблока - через четыре года после начала строительства.

В качестве расчетного угля принят Кузнецкий окисленный уголь Талдинского разреза марки «ДГРОК II» с характеристиками ((/;=12,77...14,95 МДж/кг; Ж;=21,7...30,5%; Л^=16,0.34,8%; Иа/=37,0...40,0%) [14];

При расчете экономической эффективности строительства принималось:

- норма дисконта - 12%; норма амортизации: 3,7%; ежегодная инфляция 6,5%; стоимости с учетом НДС 18%.

- доля собственных средств при строительстве -30% , заемных - 70%;

- срок строительства станции - 8 лет;

- погашение кредита осуществляется ежегодными равными долями по

каждому траншу; ставка кредитования - 4,5%, срок кредитования - 10 лет по каждому траншу.

Из представленных расчетов видно, что строительство новых генерирующих мощностей более выигрышно в варианте с теплофикацией. Оптимизация параметров позволяет снизить сроки окупаемости, увеличивает чистый дисконтированный доход (ЧДД) проекта, приводит к уменьшению себестоимости теплоэлектроэнергии, прежде всего за счет снижения топливных издержек.

Выводы

1. Изложена методика оценки интегральной технико-экономической эффективности функционирования энергоблоков с ЦКС-котлоагрегатами.

2. На основе интегрального критерия определен диапазон эффективности применения ЦКС-энергоблоков с учетом марки угля в широком диапазоне мощностей, и показано, что ЦКС-котлы более эффективны в составе теплофикационных энергоблоков.

3. Приведен пример проекта строительства новой ГРЭС мощностью 1500 МВт и новой ТЭЦ мощностью 900 МВт с ЦКС-котлами на кузнецких углях второй группы окисленности.

4. Определены основные технико-экономические показатели

функционирования новых ТЭС, показатели финансовой и инвестиционной привлекательности, на основании которых можно сделать вывод об эффективности применения ЦКС-котлоагрегатов на базе низкосортных топлив, а также об эффективности внедрения мероприятий по оптимизации расходнотермодинамических параметров при новом строительстве. Показано, что оптимизация позволяет уменьшить сроки окупаемости, увеличивает ЧДД проекта.

Литература

1. Рябов Г. А., Шапошник Д. А. Проблемы создания котлов с циркулирующим кипящим слоем для крупных энергоблоков // Электрические станции. - 2000. - № 9. - С.6-12.

2. Morin Jean-Xavier. Recent ALSTOM POWER large CFB and scale up aspects including steps to supercritical. 47 th International Energy Agency Workshop on Large Scale CFB, Zlotnicki , Poland, October, 13th, 2003.

3. Саламов А.А. Котлы с циркулирующим кипящим слоем, эксплуатируемые в США // Теплоэнергетика. - 2006. - № 6. - С. 69-70.

4. Rafal Psik, Janusz Jablonski, Mati Uus. Utility power plans repowering with application of CFB technology-experiences of Polish and Estonian plants. Russia Power-Gen 2006 conference Proceeding, Moskow, Russia, 14-16, March, 2006.

5. Clean Coal Technology Programs: Completed projects 2003. U.S. Department of Energy assistant secretary for Fossil Energy. Washington, DC 20585, December, 2003.

6. Саломатов В.В. Природоохранные технологии на тепловых и атомных электростанциях. - Новосибирск: Изд. НГТУ, 2006. - 852 с.

7. Hoskins Bill, Booras George. Assessing the cost of new coal-fired power plants. Power (USA). 2005. 149. - №8, pp. 24-28.

8. Ноздренко Г.В. Эффективность применения в энергетике КАТЭКа экологически перспективных энерготехнологических блоков электростанций с новыми технологиями использования угля. - Новосибирск: НЭТИ, 1992. - 249 с.

9. Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями: Монография / П.А. Щинников, Г.В. Ноздренко, В.Г. Томилов и др. - Новосибирск: Изд. НГТУ, 2005. - 528 с.

10. Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. - М.: Энергия, 1978. - 416 с.

11. Саламов А.А. Удельные капитальные затраты на сооружение ТЭС за рубежом // Теплоэнергетика. - 1997. - № 2. - C. 76-79.

12. Авруцкий Г.Д. Савенкова И.А. Лазарев М.В., и др. Разработка технических решений по созданию турбоустановки для блока суперкритических параметров пара // Электрические станции. - 2005. - № 10. - C. 36-40.

13. Неуймин В.М. Обновление оборудования ТЭС - веление времени // Энергомашиностроение. - 2005. - № 2-3. - C. 76-87.

14. Энергетические угли восточной части России и Казахстана: Справочник / В.В. Богомолов, Н.В. Артемьева, А.Н. Алехнович, Н.В. Новицкий, Н.А. Тимофеева. - Челябинск: УралВТИ, 2004. - 304 с.

Поступила 02.11.2006