Тепловий розрахунок парової турбіни

Зміст Вступ

1. Розрахунок принципової теплової схеми турбоустановки

1.1 Побудова процесу розширення пари в h, s діаграмі

1.2 Визначення розрахункових параметрів пари і води турбоустановки

1.3 Розрахунок витрати пари на елементи теплової схеми

1.4 Визначення потужності турбіни та енергетичний баланс турбоустановки

1.5 Розрахунок витрати пари на турбіну

1.6 Баланс потужностей

1.7 Визначення основних енергетичних показників енергоблока

2. Вибір обладнання

3. Спецзавдання Висновок Список використаної літератури Вступ Теплові електростанції України становлять основу електроенергетики України. Споруджені в 60 — 80 рр. ТЕС мають 99 конденсаційних енергоблоків потужністю від 175 до 800 МВт установлені на 14 ТЕС і 3 ТЕЦ. При цьому понад 53% енергоблоків експлуатуються більше 200 тис. годин, що перевищує граничний установлений у світовій практиці рівень фізичного й морального зносу.

Ще гірше стан основного й допоміжного устаткування на теплоелектроцентралях. На деяких з них експлуатується обладнання, установлене ще в 50-і рр. Практично більша частина основного обладнання ТЕЦ фізично зношене й у ряді випадків морально застаріло.

Слід зазначити, що прискоренню фізичного зносу котельного обладнання сприяє якість вугілля, так за останні 20 років його зольність збільшилася з 26 до 35−38%, а теплота згоряння зменшилася з 21−22 МДж/кг до 17−19 МДж/кг.

Підвищення зольності вугілля привело до перевантаження систем пилеприготування котлів, ерозійному зношуванню поверхонь нагрівання, підвищенню аварійності, зниженню маневрених можливостей, погіршенню екологічних показників, значному збільшенню об'ємів золошлаковідтлавів.

Погіршення якості палива — енергетичного вугілля — зажадало збільшення спалювання висококалорійного палива: газу й мазуту, для підтримки стійкого горіння вугілля в топках котлів, а з огляду на безупинно зростаючі світові ціни на газ і мазут, Україна однаково повернеться до використання українського вугілля.

У результаті цього значна кількість енергоблоків не можуть розвити проектну потужність, і тому вони були перемаркіровані на менше значення потужності. Як приклад, можна розглядати блоки 300 МВт Зуєвської ТЕС, які в цей час несуть навантаження рівне 275 Мвт, це відбувається в результаті спрацювання устаткування, а також погіршення якості палива.

В Україні після 1990 року практично не вводяться нові потужності. З огляду на фінансовий стан країни й галузі, а також те, що закордонні інвестори не проявляють зацікавленості в розвитку електроенергетики України, немає підстав думати, що в найближчі 5−10 років буде початок будівництва нових ТЕС.

При цьому варто врахувати, що створення нових електростанцій, що споживають органічне паливо, можливо тільки за умови розвитку паливної бази країни або значного збільшення імпорту палива з Росії й інших країн.

Однак ні перший, ні другий шлях для України по економічних і фінансових умовах неможливі.

Тому для збереження й забезпечення енергетичної безпеки країни необхідно здійснити реконструкцію існуючих ТЕС країни з метою продовження терміну служби встаткування на 15−20 років, підвищення його економічності й екологічності. Реабілітація повинна забезпечити продовження строку експлуатації обладнання й підвищити економічність на 3−4%.

Одним зі шляхів збільшення економічності станції є:

— вибір оптимального режиму роботи НПК і енергоблоку в цілому;

— розробка СТД НПК ;

— оцінка відкладень у трубках конденсатора на параметри роботи НПК;

1. Розрахунок принципової теплової схеми турбоустановки

1.1 Побудова процесу розширення пари в h, s діаграмі

Втрата тиску в стопорних і регулюючих клапанах турбіни приймається (3ч5)%, тоді тиск пари перед соплами першої ступені складає

Рґ=(0,95ч0,97) Р, МПа ;

Рґ=0,95· 20=19 МПа ;

Температура

tґ=400°С ;

Цим початковим параметрам пари відповідає ентальпія

h=2816 кДж/кг ;

Ізоентропійний теплоперепад на ЦВТ складає

Н= h-h, кДж/кг ;

Н=2816−2530=286 кДж/кг ;

Відносний внутрішній ККД

; =0,98; =0,84 ;

==0,858 ;

Корисно використаний тепловий перепад ЦВТ складає

Н=· Н, кДж/кг ;

Н=0,858· 286=245,38 кДж/кг ;

Ентальпія пари на виході з ЦВТ складає

h= hН, кДж/кг ;

h=2816−245,38=2570,62 кДж/кг ;

Втрата тиску в проміжному перегрівнику складає 10%, тоді тиск пари на вході в ЦСТ Рґ=0,9· Р, МПа ;

Рґ=0,9· 3,52=3,2, МПа ;

Ентальпія пари

h=3234,3 кДж/кг ;

Втрата тиску у вихлопних патрубках турбіни

МПа ;

МПа ;

де — коефіцієнт втрат (=0,02ч0,05) ;

сшвидкість пари у вихлопному патрубку (с=100ч120) ;

Тиск пари за останньою ступінню турбіни становить Рґ=Р+Р, МПа ;

Рґ=0,004+0,288=0,4 288 МПа ;

Ентальпія пари в кінці ізоентропного процесу розширення в ЦСТ і ЦНТ

h=1677,421 кДж/кг ;

Ізоентропний тепловий перепад ЦСТ і ЦНТ Н=hh, кДж/кг ;

Н=2816−1677,421=1138,57 кДж/кг ;

Корисно використаний тепловий перепад в ЦСТ і ЦНТ

Н= Н·, кДж/кг ;

Н=1138,57· 0,858=976,9 кДж/кг ;

Параметри пари на виході з турбіни:

t=30,17?С ;

h=1677,421, кДж/кг ;

х=0,638 (степінь сухості) ;

Корисно використаний теплоперепад на турбіну

Н=Н+ Н, кДж/кг ;

Н=245,3+1135,8=1581,1 кДж/кг ;

Витрата пари на турбіну становить

G=, кг/с ;

G=, кг/с .

Ентальпія конденсату при Р=0,0034 МПа визначається по таблицях насиченої пари

h=119,83кДж/кг ;

t=29?С ;

Температура за ПНТ приймається по умовах необхідного підігріву води в деаераторі

t=7,22?C ;

t=165?C ;

t= t-t=165−7,22=157,78?C ;

Підігрів основного конденсату в кожному ПНТ по умовах рівномірного підігріву визначається:

t=, ?C ;

t=, ?C ;

Підігрів живильної води в кожному ПВТ по умовах рівномірного підігріву визначається:

t=, ?C ;

t=, C ;

де t-температура живильної води за ПВТ на вході в паровий котел

Підвищення ентальпії живильної води в живильному насосі

h=, ?C ;

h=?C ;

tґ=165+5=170 ?C .

1.2 Визначення розрахункових параметрів пари і води турбоустановки Зведена таблиця параметрів пари і води Таблиця 1

1.3 Розрахунок витрати пари на елементи теплової схеми Таблиця 2

1.4 Визначення потужності турбіни та енергетичний баланс турбоустановки

=-2065+482=-1583

Розрахунок коефіцієнта недовиробітку потужності парою відборів Таблиця 3

Сума добутків часток витрати у відбори на коефіцієнт недовиробітку потужності цими блоками

;

Таблиця 4

=0,085+0,0668+0,0348+0,0173+0,028+0,0224+0,009+0,0038=0,267;

1.5 Розрахунок витрати пари на турбіну

;

;

Таблиця 5 Витрата пари у відбори

кг/с ;

264,13−27,2−23,6−11,99−0,66−13,1−13,1−11,06−8=155,42, кг/с ;

1.6 Баланс потужностей Таблиця 6

Потужність конденсаційного потоку

N=Д· Н, кВт ;

N=155,42· 1581,1=245 734,562 кВт ;

Сума потужностей потоків пари у турбіні

N= N +N+ N +N+ N+ N+ N+ N, кВт ;

N=5712+6749,6+5021+250,8+7008,5+8824,5+10 762,9+8616=315 791 кВт;

Потужність на зажимах генератора

N=N, кВт ;

N=315 791· 0,98=309 475, 18 кВт ;

Невідповідність заданій потужності

N=NN, кВт ;

N=315 791−309 475, 18 =6315, 8 кВт; Що складає

1.7 Визначення основних енергетичних показників енергоблока Повна витрата тепла на турбоустановку

Qґ), ГДж/год ;

=, кг/с ;

=1−0,103−0,0896−0,0454=0,852 ;

=264,13· 0,852=225 кг/с ;

Q=950,86· (2816−1149)+225·(2841−2606)=1775,43 ГДж/год ;

Питома витрата тепла турбоустановки на виробництво електроенергії

q=, кДж/кВт· год ;

q=, кДж/кВт· год ;

ККД турбоустановки по виробництву електроенергії

;

=;

Абсолютний електричний ККД турбоустановки

;

;

Кількість теплоти палива на паровий котел

Q=, кДж/кг, ;

де =0,92 ;

Q, кДж/кг ;

Q=Q ;

Q=, кДж/кг ;

ККД енергоблоку

;

;

ККД енергоблоку нетто

;

де епитома витрата електроенергії на власні потреби ;

е- 0,03ч0,07 ;

;

Питома витрата теплоти енергоблоку нетто

q=;

q=, кДж/кВт· год ;

Годинна витрата умовного палива

В=, кг/год ;

Q=29 308 кДж/кг ;

B=, кг/год ;

Питома витрата умовного палива нетто

г/кВт· год ;

г/кВт· год ;

2. Вибір обладнання

1) Котел ТГМП-324

Типоразмір котла по ГОСТ — Пп-950−25−545ГМ Температура подігріву повітря, °C — 317

Температура відхідних газів, °C — 122

Температура живильної води, °C — 269

ККД, % - 94,7

2)Турбоагрегат К-300−240

Номінальна потужність 300МВт Тиск 20 МПа=19 МПа Температура 400

Параметри проміжного перегріву перед стопорними клапанами :

Тиск 3,52МПа Температура 414

Число регенеративних відборів -8

Тиск в конденсаторі Рк=0,004 МПа

3)Деаератор

Тип:ДСП -225

Продуктивність 225 т/год Робочий тиск 0,6 МПа Температура 164

Поверхня охолодження 40

4) Конденсатор тип 300-КЦС-3

Поверхня охолодження 15 400

Кількість ходів води 2

Витрата охолоджуючої води 36 000 /год

5)Конденсатний насос КсВ-500−85 з електроприводом

Подача-500 /год Напір- 85 м Частота обертання- (синхр.)1000 об/хв

6) Ежектор ЭПО-3−75

К-сть відкачуваного повітря 70 кг/год Маса сухого ежектора 2400 кг Маса в робочому стані 2600 кг

7) ПВТ-підігрівачі високого тиску 3 шт.

Тип ПВ-425−230−13

К-сть 3 шт.

Поверхня теплообміну 425

Продуктивність 138,89 кг/с

8)Підігріввачі низького тиску 4 шт.

Тип ПН-400−26−7

Витрата води 750(820) т/год Маса 14 500 кг

9)Живильний насос ПН-1135−340 з турбоприводом ОР-12ПМ Подача 1135/год Напір 3510 м Частота обертання 5200 об/хв.

турбоустановка енергоблок паросиловий потужність

3. Спецзавдання Очистка димових газів, золошлаковидалення Система очистки димових газів існує у зв’язку з тим, що в продуктах згорання палива містяться шкідливі для навколишнього середовища токсичні складові: летка зола, оксиди сірки (SO2 і SO3) і азоту (NO і NO2). Для їх видалення з відхідними застосовують газоповітряні допоміжні пристрої (вентилятори, димососи), які здійснюють подачу повітря на горіння в топку котельної установки і відвід продуктів згорання.

Тяга може бути природною і штучною. Природна тяга реалізується за допомогою димової труби за рахунок різниці густин атмосферного повітря і горючих газів в димовій трубі.

В установках з великим аеродинамічним опором газового тракту, коли димова труба не забезпечує природну тягу, застосовують штучну тягу, встановлюючи димососи. Розрідження, яке створюється димососом, визначається аеродинамічним опором газового тракту і необхідністю підтримувати розрідження в топці, рівне 20−30 МПа. У котельних установках невеликих КЕС розрідження, яке створюється димососом, складає 1−2 кПа, а у потужних — 2,5−3 кПа.

Для подачі повітря в топку і подолання аеродинамічного опору повітряного тракту (повітропроводів, повітропідігрівача, шару палива або пальників) перед повітропідігрівачем встановлюють вентилятори.

При роботі електростанції на твердому паливі обов’язковим є застосування золовловлювачів, які за принципом дії поділяються на механічні (сухі й мокрі) і електростатичні. Механічні сухі золовловлювачі циклонного типу відділяють частинки від газу за рахунок відцентрових сил при обертальному русі потоку. Ступінь вловлювання золи в них 75−80% при гідравлічному опорі 0,5−0,7 кПа. Механічні мокрі золовловлювачі являють собою вертикальні циклони з водяною плівкою, що стікає по стінках. Ступінь вловлювання золи в них вища і перевищує 80−90%. Електрофільтри забезпечують високий ступінь очистки газів (95−99%) при гідравлічному опорі 150−200 Па без зниження температури і зволоження димових газів.

Для видалення шлаку й золи за межі проммайданчика пиловугільних КЕС існує система золошлаковидалення. На КЕС застосовують три основних способи золошлаковидалення: механічний (за допомогою шнеків або стрічкових транспортерів), пневматичний (під напором повітря в закритих трубах або каналах) і гідравлічний (змив водою у відкритих або закритих каналах). Найбільш розповсюджений гідравлічний спосіб.

Для складування шлаків і золи, що видаляються, застосовують золовідвали. Місткість золовідвалу розрахована на заповнення його впродовж 15−20 років. Золовідвали розміщують в ярах, низинах і огороджують насипом (дамбою). При відстоюванні золошлакової суміші, поданої на золовідвал, частинки шлаку і золи випадають, а освітлена вода стікає до прийомних колодязів, звідки вона подається в котельню для повторного використання або очищується і скидається в прилеглу водойму.

Заповнену ділянку золовідвалу для уникнення запилення закривають ґрунтом і висіюють на ньому траву.

Зараз у зв’язку зі зростаючою у світі тривогою з приводу шкідливих викидів у результаті роботи ТЕС на вугіллі докладаються всі зусилля, щоб підвищити їх ефективність й покращити екологічні показники їх функціонування.

Наприкінці ХХ — на початку ХХI століття у світі були введені в експлуатацію енергоблоки ТЕС з покращеними екологічними показниками, к.к.д. яких знаходиться у діапазоні 42−49% завдяки використанню новітних високотемпературних технологій виробництва електроенергії .

Як видно із таблиці 4.1, енергоблоки з однократним промперегрівом пари надкритичного й супернадкритичного тиску успішно працюють у Німеччині, Данії, Нідерландах, а також у країнах Південно-Східної Азії.

До однієї із найбільш екологічно чистих і продуктивних електростанцій на вугільному паливі у світі на початку ХХI століття відноситься «Hemweg» у Нідерландах, енергоблок «Hemweg 8» якої вийшов на повну проектну потужність 630 МВт у квітні 1994 року.

Однією з основних її особливостей є використання котла у режимі надкритичного тиску для досягнення високого термічного к.к.д. (42%) і, як результат, наявність низької емісії СO2. Щоб забезпечити оптимальну роботу електростанції, додатково до прогресивних технологій роботи і контролю за викидами застосовувались складні системи управління і експлуатації, а саме: сучасна система контролю для оптимізації роботи енергоблоку; сучасні методики управління і обслуговування для забезпечення високої працездатності та функціонування енергоблоку; обробка твердих залишків для застосування в якості будівельного матеріалу при спорудженні будівель і доріг; обробка рідких стоків для мінімізації ризику забруднення ґрунту або води.

Із серпня 2002 року на ТЕС «Niederaussem» (Німеччина) працює енергоблок «К» потужністю 1000 МВт· с, параметрами свіжої пари 27,4 МПа, 580 °C, важливою особливістю якого є використання високовологого бурого вугілля з теплотою згорання 1890−2510 ккал/кг.

У Данії успішно працюють енергоблоки «Skaerbaek 3» і «Nordjyland 3» потужністю 411 МВт з подвійним промперегрівом пари, завдяки чому на цих блоках вдалося підвищити к.к.д. до 49 і 47%.

У даний час енергетики об'єднаної Європи продовжують роботи над створенням удосконаленого енергоблоку з температурою свіжої пари 700 °C і пиловугільного котла для цього блоку (проект має назву AD 700 PF). Ця робота об'єднала всіх провідних енергомашинобудівників, а також найкрупніші енергокомпанії, науково-дослідні та проектно-конструкторські організації Західної Європи. Активну участь в ній на різних етапах приймають такі компанії, як «Alstom», «Mitsui Babcock», «Ansaldo», «Enel», «Deutsche Babcock», KEMA, EDF, а також відомі металургійні компанії «British Steel», «Sandvik Steel», «Special Metals» та ін. Враховується досвід передових енергомашинобудівних компаній, які ще наприкінці 90-х років ХХ століття виготовили декілька потужних вугільних енергоблоків з к.к.д. в діапазоні 42−45%.

Працюючи над проектом AD 700 PF, розробники компанії «Alstom» готують матеріали для створення демонстраційного блоку потужністю 400 МВт з баштовим котлом, який має такі параметри:

* пара високого тиску: 991 т/год, 35,8 МПа, 702 °C;

* пара промперегріву: 782 т/год, 7,1 МПа, 720 °C;

* температура живильної води 330 °C За попередніми оцінками, к.к.д. розроблюваного пиловугільного енергоблоку за проектом AD 700 PF складе 53−54%, що дасть можливість зекономити більшу кількість палива і значно знизити викиди токсичних забруднювачів (NOх, SOх), а також тепличних газів (СO2).

Висновок В останні роки у світовій енергетиці намітилася тенденція створення істотно удосконаленого обладнання, в тому числі турбін і ПТУ. Практично на всіх недавно побудованих іноземними фірмами паросилових (на органічному паливі) електростанціях, що будуються зараз і замовлених з введенням в дію до кінця минулого і на початку цього століття, ККД нетто енергоблоку замість недавнього 36−39% підвищився до 43−46% (іноді вже за даними випробувань) та планується (причому для електростанцій, що працюють на кам’яному вугіллі) його збільшення до 47−49%.

Таке зростання ефективності енергоблоків пояснюється підвищенням параметрів свіжої пари, температур промперегріву і живильної води, поглибленням вакууму, радикальним удосконаленням: основного і допоміжного обладнення. Для потужних турбін — приблизно половина виграшу ККД всього енергоблоку визначається зміною параметрів, інша половина — поліпшенням конструкції власне турбіни. Нові, в тому числі згадані вище, удосконалення турбіни забезпечують тим більшу частку підвищення ККД, чим менше потужність .

Зараз, як правило, створюються турбіни СКД. З урахуванням комплексу заходів щодо зниження кінцевих втрат у гратах і ущільненнях розглядається техніко-економічна доцільність СКД. Починаючи з 100 МВт. Параметри пари на окремих енергоблоках підвищуються до 28−31 МПа, 580−600 З’явилися дослідження можливості переходу на уявну фантастичну температуру — 720 .

У нас все ж енергоблоки при тисках пари перед турбіною: 12,8 і 23,5 МПа були вимушено переведені з температур 560/565 на 540/540 (Не рахуючи докладно описаний у літературі дослідно-промислової турбіни ХТЗ СКР -100 на 30 МПа, 650). Протягом останніх 30 років не було створено і навіть спроектовано (не замовлено) жодної турбіни на нові підвищені параметри пари. Крім окремих, приватних удосконалених кардинальних змін в проточній частині турбін і в ПТУ поки немає, хоча розрахункові опрацювання для деяких елементів все-таки є.

Насторожує і той факт, що скорочується обсяг досліджень, особливо експериментальних, що проводилися на самих заводах і за їх замовленням у НДІ та вузах. Звичайно, скорочення промислового виробництва позначається на потреби в електроенергії.. Але, головне — це лавинно наростаючі частки вичерпало свій фізичний ресурс устаткування. Сьогодні це — 20 млн. кВт, а до 2010 ця цифра дійде до 90 млн. кВт, тобто практично половина генеруючих потужностей в РАО ЄЕС Росії, не кажучи вже про дрібні комунальних і промислових турбінах, де до цих пір експлуатуються агрегати навіть довоєнного виробництва.

Невисока надійність обладнання потребує все більш частих і дорогих ремонтів. Це проблема не тільки нашої, а й усієї світової енергетики. Безумовно, одночасно відбувається цього устаткування. Визнано, що новітні з парових турбін в порівнянні з спроектованими 10−15 років тому (а в нас таких переважна більшість) при тих же параметрах і тій же площі вихлопу дозволяють підвищити ККД ПТУ на 4,5−6,0% (відносних). Слід також враховувати, що незабаром внаслідок завершення терміну допустимої роботи АЕС доведеться зупиняти їх енергоблоки, в тому числі потужністю 1000 МВт, багато з яких перебувають у країнах колишнього СРСР, у тому числі в Україні. Це стосується в першу чергу до АЕС номінальною потужністю 4 млн. кВт. Турбіни АЕС для заміни енергоблоків, що вичерпали ресурс, повинні мати ККД, що відповідає сучасному рівню.

Проблема технічного переозброєння обладнання, що вичерпав свій ресурс, не може вирішуватися без одночасного радикального підвищення його ефективності. І тут, вперше в нашій історії вітчизняна промисловість зіткнулася з конкуренцією іноземних фірм. Для заміни обладнання електростанцій в країнах колишнього РЕВ організований економічний консорціум, до складу якого провідні енергомашинобудівні і металургійні фірми Західної Європи. Ряд фірм докладає зусилля, щоб отримати ці замовлення, тільки перша частина яких оцінюється в 2,3 млрд. доларів. Вже представлені проекти модернізації конкретних турбін.

Можна не сумніватися, що якщо надалі, навіть не в настільки віддаленому майбутньому, не відбудеться поліпшення всіх експлуатаційних показників енергоблоків, їх ПТУ і турбін, в тому числі по ККД, надійності, екологічності, якщо ці показники виявляться гіршими, ніж у обладнання, що пропонується зарубіжними фірмами, вітчизняне енергомашинобудування перестане існувати. А воно до недавнього часу було однією з галузей мирної промисловості, де ми могли успішно конкурувати з іншими розвиненими країнами. У кінцевому підсумку, такий стан призведе до втрати незалежності енергетики. грає визначальну роль в незалежності країни.

Поряд з багатьма, сьогодні майже не оспорюваними способами підвищення ККД проточної частини і зменшення втрат в усьому паровому тракті, залишилися деякі питання оптимальному розробки парових турбін, що вимагають обговорення. Один з них — конструкція циліндрів і частин турбіни для багатоциліндрових агрегатів, до них відносяться турбіни потужністю більше 200, а іноді навіть і 100 МВт.

Циліндри низького тиску — зазвичай двопоточні з нейтральним підведенням пари. Якщо розміри останнього ступеня і об'ємний пропуск дозволяє обмежитися одним потоком, то логічно відмовитися від підвального і навіть більш сприятливого бічного розташування конденсаторів. Осьовий конденсатор помітно підвищує економічність комплексу: останній ступінь + вихідний патрубок, істотно скорочує будівельні витрати в машзалі. Такий проект для турбіни потужністю 300 МВт є у Франції. Стосовно до наших умов в МЕІ опрацьовані варіанти однопоточному турбіни ще більшої потужності з погіршеним вакуумом і використанням дуже довгою лопатки ЛМЗ-МЕІ.

Циліндри високого тиску можуть бути однопотоковим: К-200−12, 8 ЛМЗ; Т-100−12.8 ТМЗ; турбіни серії СКД Турбоатом; більшість машин європейських фірм. Для турбін СКД ЛМЗ застосовує ЦНД петлевого типу з центральним підводом пари. Його переваги — урівноваження осьових зусиллі, менші кінцеві витоку. Результати детальних розрахунків як і деякі випробування, проведені фірмою ОРГРЕС. Особливо після установки дифузорів за останніми ступенями обох відсіків, показали їх більшу ефективність порівняно з однопотоковим ЦВД. У турбінах фірми «Мітсубісі» потужністю 700 МВт ЦВД виконаний з центральним підводом пари та двома симетричними потоками, включаючи дві регулюють щаблі. Інша конструкція ЦВД реактивного типу вимагає думміса, іноді навіть двох.

Список використаної літератури

1. Щегляєв А.В. Парові турбіни. М., Енергія, 1976р., 357с. (на рос. мові)

2. Трухній А.Д. Стаціонарні парові турбіни. М., Енерговидат, 1990р., 640с. (на рос. мові).

3. Костюк А. Г., Фролов В. В. Парові та газові турбіни. Підручник для вузів. — М: Енергоатомвидат, 1985, 352 с. (на рос. мові).

4. Саранцев К. Б., Ремізов В.М., Тельнов К. А. Регулювання та автоматизація турбін. Л., Машинобудування, 1970р., 247с. (на рос. мові).

5. Методичні вказівки до виконання курсового проекту «Тепловий розрахунок парової турбіни». Київ. КПІ, 1989р.(на рос. мові).