CC BY
24
УДК 621.321
Экспериментальное определение сетки поправок к мощности турбины ТП-115/125-130-1ТП УТМЗ на отклонение давления отработавшего пара в конденсаторе
Ледуховский Г.В., Поспелов А.А., Зорин М.Ю., кандидаты техн. наук,
Добров С.В., Асташов Н.С., инженеры, Зорина Е.М., студ.
Приведены результаты натурных испытаний турбоустановки с турбиной Тп-115/125-130-1тп УТМЗ Йошкар-Олинской ТЭЦ-2 в целях определения сетки поправок к мощности на отклонение давления отработавшего пара в конденсаторе1.
Ключевые слова: паровая турбина, конденсационная установка, давление отработавшего пара, натурные испытания оборудования.
Experimental determination of loading correction grid for changing pressure of exhausted steam in condenser of the turbine TP-115/125-130-1TP UTMZ
G.V. LEDUKHOVSKY, A.A. POSPELOV, M.Yu. ZORIN, Candidates of Engineering,
S.V. DOBROV, N.S. ASTASHOV, Engineers, E.M. ZORINA, Student
The authors present the results of actual tests of turbo-installation with the turbine Tp-115/125-130-1tp UTMZ located at Yoshkar-Ola Heat Power Plant 2. The purpose is to determinate loading correction grid for changing pressure of exhausted steam in condenser.
Key words: steam turbine, condensation structure, pressure of exhausted steam, actual tests of equipment.
Давление отработавшего в турбине пара является одним из важнейших режимных параметров, существенно влияющим на экономичность работы турбоустановки в целом. Это влияние может быть выражено либо изменением вырабатываемой турбогенератором электрической мощности при постоянных значениях расхода свежего пара на турбину и тепловой нагрузки регулируемых отборов, либо изменением расхода свежего пара, необходимым для поддержания постоянной электрической и тепловой нагрузок при отклонении давления отработавшего пара в конденсаторе. Наиболее употребительным является первый способ учета рассматриваемой поправки.
Для турбоагрегатов различных типов изменение вырабатываемой электрической мощности при изменении давления отработавшего пара на одну и ту же величину различно [1, 2]. Это обусловлено, главным образом, различием конструктивных характеристик проточной части низкого давления (ЧНД) турбины и связанных с ними различий в характере изменения внутреннего относительного КПД ЧНД при изменении объемных пропусков пара. Например, при изменении давления отработавшего пара на 1 кПа усредненная поправка к электрической мощности для турбоагрегата типа ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ составляет
450 кВт, а для турбоагрегата типа Т-110/120130 УТМЗ - 730 кВт.
Для конкретного турбоагрегата влияние давления отработавшего пара на вырабатываемую электрическую мощность неоднозначно при различных значениях расхода пара в конденсатор. При учете технико-экономических показателей работы турбоагрегатов используют специальные характеристики, учитывающие эту неоднозначность. В качестве примера рассмотрим поправку к электрической мощности на отклонение давления пара в конденсаторе для турбоагрегата типа Т-100/120-130 УТМЗ [3] (рис. 1). Существует область (заключенная между линиями I - I и II - II (рис. 1)), в которой вне зависимости от расхода пара в конденсатор (в данном случае расход пара в конденсатор равен расходу пара на входе в ЧНД) поправка к мощности одинакова при изменении давления пара в конденсаторе на одну и ту же величину. Эта область соответствует режимам с докритической скоростью истечения пара из рабочей решетки последней ступени турбоагрегата [1].
В режимах со сверхкритическими скоростями истечения пара из рабочей решетки последней ступени изменение давления в конденсаторе на параметрах пара перед последней ступенью не сказывается. Мощность всех
1 Настоящая статья является первой из цикла статей, в которых авторы планируют изложить основные результаты балансовых испытаний турбины во всех исследуемых режимах ее работы. Авторы считают своим долгом выразить благодарность всем специалистам, принимавшим участие в работе, и в особенности сотрудникам Йошкар-Олинской ТЭЦ-2 И.Б. Волкову, Г.Б. Комиссару, Ф.М. Гатиятуллину, С.А. Попову, Н.В. Ветошкину, В.Л. Грибову, В.В. Падыганову, В.И. Васеневу, а также оперативному персоналу котлотурбинного цеха и дежурным инженерам станции.
і
ступеней турбины, кроме последней, остается постоянной, а мощность турбины изменяется только за счет изменения окружной составляющей скорости выхода пара из рабочей решетки последней ступени. В таких условиях (в области ниже линии I - I (рис. 1)) прямая зависимость между приращением теплоперепада и мощности нарушается. При очень высоком противодавлении (в области выше линии II - II (рис. 1)) зависимость также имеет изгиб, обусловленный снижением влияния режима последней ступени, на которой при высоких противодавлениях срабатывается очень малый тепловой перепад.
0,00 0,02 0,04 0,06 0,08 0,10 0,12 0,14 0,16
Рис. 1. Поправка к вырабатываемой электрической мощности турбоагрегата типа Т-100/120-130 УтМз на отклонение давления отработавшего пара в конденсаторе: АЫ -поправка к мощности, кВт; р2 - абсолютное давление пара в конденсаторе, кгс/см2; 0ЧНД - расход пара на входе в ЧНД турбоагрегата, т/ч
Порядок использования таких характеристик состоит в следующем. Предположим, необходимо определить изменение вырабатываемой турбоагрегатом электрической мощности при постоянном расходе пара в конденсатор (в ЧНД) при переходе от режима «А» к режиму «Б» (рис. 1). Для этого следует определить точки пересечения вертикалей, соответствующих значениям давления пара в конденсаторе для рассматриваемых режимов (р2А и р2^ с линией постоянного заданного расхода пара в конденсатор (точки «А» и «Б»). Разность между ординатами точек «А» и «Б» в соответствующем масштабе представляет собой изменение вырабатываемой электрической мощности. Учитывая, что при переходе от режима «А» к режиму «Б» в рассматриваемом
примере давление пара в конденсаторе уменьшилось, поправка к мощности будет положительной, т. е. электрическая мощность турбоагрегата возрастет.
На практике получение подобных графических зависимостей возможно только по результатам специальных натурных испытаний турбины. Такие испытания и опыты, их составляющие, называются вакуумными.
Ниже приводятся результаты вакуумных испытаний, проведенных для турбоагрегата типа Тп-115/125-130-1 тп УТМЗ, установленного на Йошкар-Олинской ТЭЦ-2. Вакуумные опыты реализованы в рамках тепловых балансовых испытаний данной турбины по первой категории сложности. Поскольку турбина указанного типа является относительно новой разработкой Уральского турбомоторного завода и не получила еще широкого распространения на электростанциях России, опубликованные результаты ее натурных испытаний отсутствуют. Это обстоятельство существенно затрудняет разработку диаграмм режимов работы турбины, характеристик ее экономичности и эксплуатацию установки в целом.
В рамках проведенных нами испытаний, длившихся более ста часов, в девяноста двух опытах получены показатели, необходимые для построения всех необходимых характеристик по турбоустановке при ее работе в конденсационном режиме, теплофикационных режимах по тепловому и электрическому графикам нагрузки при одно и двухступенчатом подогреве сетевой воды. Поэтому эти испытания являются, по существу, первыми полномасштабными испытаниями турбин такого типа.
Стационарная паровая теплофикационная турбина Тп-115/125-130-1 тп производства Уральского турбомоторного завода с регулируемым двухступенчатым теплофикационным и ограниченным регулируемым производственным отборами пара предназначена для непосредственного привода электрического генератора переменного тока и отпуска пара на нужды производства и отопления. Турбина укомплектована синхронным электрическим генератором типа ТФП-110-2ЕУ номинальной активной мощностью 110 МВт, номинальной частотой вращения 3000 об/мин с воздушным охлаждением.
Турбина предназначена для замены отработавших ресурс теплофикационных турбин с использованием существующих ячеек под установку в турбинных отделениях. Это обусловливает существенные схемные и конструктивные отличия данной турбины от аналогичных теплофикационных турбин: турбина выполнена двухцилиндровой, с ограниченной поверхностью охлаждения конденсатора и усеченной системой регенерации.
Парораспределение цилиндра высокого давления сопловое, осуществляется четырьмя регулирующими клапанами. Парораспределе-
ние части низкого давления дроссельное, осуществляется регулирующей диафрагмой.
Из проточной части, включающей 25 ступеней, предусмотрены следующие нерегулируемые отборы пара: на ПВД-5 - за 9 ступенью (выхлоп ЦВД), на ПВД-4 и деаэратор питательной воды - за 13 ступенью, на ПНД-3 - за 17 ступенью, на ПНД-2 - за 19 ступенью, на ПНД-1 - за 21 ступенью.
В условиях Йошкар-Олинской ТЭЦ-2 отбор пара на деаэратор питательной воды непосредственно от турбины отсутствует, турбина работает при питании деаэратора паром стороннего источника.
Ограниченный регулируемый производственный отбор пара осуществляется с выхлопа ЦВД. Регулирование давления в этом отборе предусмотрено в диапазоне от 12,0 до 18,0 кгс/см2 и выполняется с помощью стопор-но-регулирующего клапана, установленного непосредственно на трубопроводе отбора. Номинальный расход пара в производственный отбор составляет 70 т/ч.
Регулируемый теплофикационный отбор выполнен двухступенчатым. Отборы пара на подогреватели теплофикационной установки организованы из проточной части за 21 и 23 ступенями (на ПСГ-2 и ПСГ-1 соответственно). Пределы регулирования давления: от 0,5 до 2,0 кгс/см2 в нижнем теплофикационном отборе; от 0,6 до 2,5 кгс/см2 в верхнем теплофикационном отборе. Регулирование давления осуществляется с помощью поворотной диафрагмы.
Схема слива конденсата греющего пара ПВД - типовая. Конденсат греющего пара ПНД-3 направлен в ПНД-2, откуда сливным насосом закачивается в трубопровод основного конденсата за ПНД-2. Для работы на малых нагрузках имеется возможность раздельного слива конденсата греющего пара ПНД-3 и ПНД-2 в расширитель дренажей турбины. Единственно возможной схемой слива конденсата греющего пара ПНД-1 является его слив в ПСГ-2, поэтому ПНД-1 может находиться в работе только в теплофикационном режиме с двухступенчатым подогревом сетевой воды.
Слив конденсата греющего пара ПСГ-2 и ПСГ-1 раздельный, с индивидуальными кон-денсатными насосами и подачей конденсата в линию основного конденсата соответственно до ПНД-2 и до ПНД-1. Также предусмотрен каскадный слив конденсата греющего пара ПСГ-2 в ПСГ-1.
Методика проведения и обработки результатов вакуумных испытаний паровых турбин предложена и проверена А.С. Зильберманом и М.А. Ухоботиным [4, 5]. Основная идея методики сводится к тому, чтобы исключить влияние на мощность турбоагрегата при проведении вакуумных опытов всех факторов, кроме искусственно изменяемого давления отработавшего пара. Для этого во время проведения вакуумных опытов отключается боль-
шинство регенеративных подогревателей и фиксируется положение органов парораспределения. Необходимо также максимально уменьшить колебания параметров свежего пара от опыта к опыту.
Изменение давления отработавшего пара от опыта к опыту производится либо путем изменения расхода охлаждающей воды через конденсатор, либо за счет впуска воздуха в вакуумную систему через пусковой эжектор конденсационной установки.
При такой организации испытаний обработка их результатов сводится к следующему [4, 5]:
- вводится поправка к мощности турбины на отклонение давления свежего пара. Поскольку органы парораспределения в вакуумных опытах фиксированы, отклонение начального давления от опыта к опыту ведет к изменению расхода свежего пара на турбину и, как следствие, к отклонению давления пара в контрольной ступени. Контрольная ступень для вакуумных опытов выбирается из условия, чтобы при отклонении давления пара в конденсаторе давление пара в камере этой ступени не изменялось. Обычно контрольной является ступень, предшествующая отбору пара на ПНД-2 или ПНД-3. Таким образом, отклонение давления свежего пара выражается поправкой на отклонение давления пара в контрольной ступени аРк, %, рассчитываемой по выражению
(1)
где рк и рк - давление в контрольной ступени турбины в условиях опытов и принятое за номинальное (обычно в качестве номинального принимается среднее значение по серии опытов), кгс/см2; Т0 и Т0н - абсолютная температура свежего пара в условиях опытов и номинальная, оС;
- учитывается поправка к мощности на отклонение температуры свежего пара. При неподвижных органах парораспределения отклонение начальной температуры пара приводит к изменению расхода свежего пара и используемого теплоперепада турбины, причем эти отклонения имеют противоположные знаки. Тогда поправка к мощности, учитывающая отклонение начальной температуры пара а0, %, может быть определена по выражению
(
8Н0 8 в(
~н0Т~ ~вТ
(н" Г0),
(2)
где 8Н0/Н0 - удельное изменение теплопере-пада турбины при отклонении начальной температуры на 1 оС, с достаточной точностью определяемое путем построения ориентировочного процесса расширения пара в турбине в Иэ-диаграмме, %/оС; 8С0/С0 - удельное изменение расхода свежего пара на турбину при
отклонении начальной температуры на 1 оС, приблизительно определяемое через начальную абсолютную температуру пара в условиях опытов Т0, К, как 100/(2Т0) , %/оС;
- по характеристике электрических потерь в генераторе рассчитывается поправка к мощности, обусловленная отклонением коэффициента мощности генератора в условиях опытов от номинального значения, ДМС08(ф), кВт;
- вводится поправка к давлению отработавшего пара в условиях опытов, обусловленная отклонением расхода свежего пара из-за отклонения начальных параметров пара перед турбиной:
«Р2 =арк -100( -Г0 ). (3)
21 0
С учетом этого пересчет измеренных в каждом опыте значений электрической мощности и давления отработавшего пара к номинальным условиям производится по следующим формулам:
ЧТ = Нт (1 ) + дЦсо,м; (4)
^ = р2 (1 + т0о), (5)
где и Мтпр - активная электрическая нагрузка турбогенератора в условиях опытов и приведенная к номинальным условиям, кВт; р2 и р2пр - абсолютное давление пара в конденсаторе в условиях опытов и приведенное к номинальным условиям, кгс/см2.
Далее, принимая на начало отсчета опыт с минимальным давлением пара в конденсаторе, т. е. с максимальной электрической мощностью Мтпр0, можно определить изменение мощности турбины ДМ,, вычитая из Мтпр0 значение МтпР1 для каждого ,-го опыта. В завершение расчета полученные значения ДМ, и р2пр, относятся к среднему по серии опытов расходу пара в часть низкого давления турбоагрегата ОЧНд, т/ч. Таким образом, для каждого
-го опыта определяется пара отношений: ДМ, / СЧНД, кВт-ч/т, и р2пр, / СЧНД, кгс-ч/(т-см2).
По полученным данным в координатах (ДЫ| / СЧНд) - (р2пр / СЧНд) строится универсальная вакуумная кривая, которая затем пересчитывается в искомую сетку поправок к мощности турбины на отклонение давления отработавшего пара, аналогичную представленной на рис. 1.
Рассмотрим пример применения указанной методики к обработке результатов испытаний вакуумных опытов, проведенных на турбине Тп-115/125-130-1 тп УТМЗ. В рамках вакуумных испытаний проведено две серии опытов при различных положениях органов парораспределения части высокого давления.
Рабочая тепловая схема турбоустановки на период проведения испытаний характеризовалась следующим: ПВД-5, ПВД-4 и ПНД-1
отключены; ПНД-3 и ПНД-2 - в работе (для обеспечения необходимого подогрева основного конденсата перед деаэратором питательной воды) с раздельной подачей конденсата греющего пара из ПНД-3 и ПНД-2 в расширитель дренажей турбины; производственный отбор пара отсутствовал; теплофикационная установка турбины отключена; регулирующая диафрагма ЧНД полностью открыта; регулятор давления пара теплофикационного отбора отключен. В деаэратор питательной воды подавался греющий пар от стороннего источника. Регулятор уровня в конденсаторе находился в режиме автоматического регулирования. Изменение давления отработавшего пара осуществлялось путем изменения расхода охлаждающей воды через конденсатор турбины.
В ходе предварительных опытов выявлено, что отклонение давления пара в конденсаторе практически не сказывается на давлении пара в камере третьего отбора турбины (на ПНД-3), однако результаты измерения давления в камере этого отбора при обработке основных вакуумных опытов были признаны ошибочными по причине несоблюдения требований к установке образцового манометра. Поэтому в качестве контрольной была выбрана тринадцатая ступень, предшествующая камере второго отбора турбины (на ПВД-4).
Кроме указанных давлений в ходе вакуумных опытов контролировались следующие параметры: атмосферное давление на площадке обслуживания турбины, активная и реактивная электрическая нагрузка турбогенератора, длительность опыта, температура свежего пара перед стопорным клапаном, давление пара в камере четвертого отбора турбины, вакуум в переходном патрубке конденсатора (в двух точках). В испытаниях использовались образцовые приборы контроля: барометр-
анероид контрольный М-67, манометры и вакуумметры образцовые серий МО и ВО с условной шкалой и др.
Первичная обработка результатов испытаний в соответствии с действующими нормативными документами в области метрологии [6-8] включала тестирование массивов данных на выбеги с использованием критерия Кохрена с последующим введением известных систематических погрешностей (шкаловых и температурных поправок к показаниям приборов, а также поправок на относительную высоту установки манометров) и определением окончательных результатов измерения параметров в опытах (средних арифметических значений или медиан всех результатов измерений параметра в опыте). Пример окончательной обработки результатов вакуумных испытаний для одной из серий опытов представлен в таблице.
Пример обработки результатов вакуумных опытов
Наименование показателя, единица измерения Обо- значе- ние Метод определения Значение показателя в опытах серии
1 2 3 4 5
Мощность турбогенератора активная, основное измерение, кВт NT Первичная обработка результатов измерений 40696 39375 39130 38954 38327
Мощность турбогенератора активная, дублирующее измерение, кВт NT' То же 40500 39400 39180 38960 38300
Мощность турбогенератора реактивная, кВАр Qt То же 23200 24540 26600 27700 27700
Температура пара перед стопорным клапаном, оС to То же 550,6 550,8 552,0 550,8 549,0
Давление пара в камере второго отбора турбины, абсолютное, кгс/см P2 отб То же 5,279 5,193 5,193 5,254 5,253
Давление пара в камере четвертого отбора турбины, абсолютное, кгс/см2 р4 отб То же 1,269 1,255 1 ,252 1,265 1 ,268
Давление пара в переходном патрубке конденсатора, среднее по двум зондам, абсолютное, кгс/см2 Р2 То же 0,0798 0,0897 0,0946 0,1052 0,1249
Расход пара в ЧНД турбоагрегата в условиях опытов /-> оп ^ЧНД f (р4 отб) - по характеристике, полученной при испытаниях в конденсационном режиме работы турбины 128,97 127,66 127,40 128,58 128,96
Расход пара в ЧНД турбоагрегата, средний по серии опытов Єчнд Среднеарифметическое из 0Чндоп для серии опытов 128,31
Давление пара в контрольной ступени турбины, абсолютное, кгс/см2 Рк р2 отб 5,279 5,193 5,193 5,254 5,253
Давление пара в контрольной ступени турбины, среднее по серии опытов, абсолютное, кгс/см2 Ркн Среднеарифметическое из рк для серии опытов 5,234
Удельная поправка к мощности на отклонение начального давления пара, % арк Уравнение (1) при Тон = 823,15 К, Т0 = 273,15 + ^ -0,8719 0,7424 0,6699 -0,4121 -0,2996
Удельная поправка к мощности на отклонение начальной температуры пара, % ato Уравнение (2) при 5Но/Но = 0,111 %/оС -0,0302 -0,0403 -0,1008 -0,0403 0,0502
Удельная поправка к давлению отработавшего пара на отклонение расхода свежего пара, % ар2 Уравнение (3) -0,8355 0,7909 0,7911 -0,3636 -0,3605
Коэффициент мощности генератора в условиях опытов, ед. соб(ф) кт 1 ^(Ыт ')2 + (От )2 0,87 0,85 0,83 0,82 0,81
Поправка к мощности на отклонение коэффициента мощности генератора, кВт ANcos(<p) і (соб(ф); соб(ф)н; 1\1т) - по характеристике электрических потерь в генераторе при соб(ф)н = 0,8 26,00 18,29 10,25 5,63 3,84
Мощность турбогенератора активная, приведенная к номинальным условиям, кВт NTnp Уравнение (4) 40355 39670 39363 38783 38235
Давление отработавшего пара, приведенное к номинальным условиям, кгс/см2 р пР р2 Уравнение (5) 0,0791 0,0904 0,0953 0,1048 0,1244
Первый параметр универсальной вакуумной кривой, кВтч/т Пі АЫ / Очнд, где АЫ = Ытпро - Мтпр 0 5,34 7,72 12,24 16,52
Второй параметр универсальной вакуумной кривой, кгсч/(тсм2) П2 р2пр / ЄчнД 6,16 7,05 7,43 8,17 9,70
По данным таблицы построена универсальная вакуумная кривая (рис. 2). Из-за наличия технических ограничений, связанных с работой системы циркуляционного водоснабжения с градирнями, в испытаниях не удалось достичь абсолютного давления пара в конденсаторе ме-
нее 0,08 кгс/см , поэтому вакуумная кривая в области, соответствующей (ДМ / ОЧНД) < 0, включая зону сверхкритического истечения пара из рабочей решетки последней ступени, построена на основании оценочного расчета последних ступеней ЧНД.
Рис. 2. Универсальная вакуумная кривая для турбоагрегата типа Тп-115/125-130-1тп УТМЗ: Д - первая серия опытов; о - вторая серия опытов (обозначения параметров указаны в тексте)
Для построения сетки поправок к мощности турбины на отклонение давления отработавшего пара (рис. 3) задается ряд значений расхода пара в ЧНД ОЧНд, для каждого из которых (рис. 2) для различных значений р2пр / ОЧНд определяются необходимые параметры.
1 1 1 AN, кВт 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Масштаб по оси ординат:
1 де ле ни 50 0 (Вт / г
с 7 i
> /
/ /
у / / J !
_ II е _ 5>н к 5 / /1 /
/ Г) / л / /
■V, ✓ у КГ / / /
г\ \ / Г / /
/ / ч у / У г
У г \ / У /
/ \ \ / М и ежду линиями I-I II-II при отклонении 2 на 0,01 кгс/см2 оправка к мощности _ оставляет 605 кВт
/ / / / I р п
> / с
У У р2, кгс ' см2 * і * і *
0,00 0,02 0,04 0,06 0,08 0,10 0,12 0,14 0,16 0,18 0,20
Рис. 3. Поправка к вырабатываемой электрической мощности турбоагрегата типа Тп-115/125-130-1тп УТМЗ на отклонение давления отработавшего пара в конденсаторе (обозначения см. на рис. 1)
Сопоставление данных, представленных на рис. 1 и 3, косвенно подтверждает рекомендации специалистов Уральского турбомотор-ного завода относительно области применения турбоагрегатов типа Тп-115/125-130-1тп. Поскольку турбина выполнена с недостаточной поверхностью охлаждения конденсатора (для обеспечения возможности установки ее в существующие ячейки турбинных отделений электростанций) и неразвитой, по сравнению с аналогичными турбинами, проточной частью низкого давления, она не рассчитана на эффективную выработку электроэнергии по конденсационному циклу и позиционируется как турбина, предназначенная для обеспечения базовой части графиков тепловой нагрузки теплоэлектроцентралей.
Полученная характеристика предназначена для анализа технико-экономических показателей работы турбоагрегата, в частности для расчета резерва тепловой экономичности по показателям «давление отработавшего пара в конденсаторе» и «температурный напор конденсатора».
Список литературы
1. Теплообменники энергетических установок: учебник для вузов / К.Э. Аронсон и др.; под ред. проф., д-ра техн. наук Ю.М. Бродова. - Екатеринбург: изд-во «Сократ», 2002.
2. Методические указания по эксплуатации кон-
денсационных установок паровых турбин электростанций: РД 34.30.501: утв. Глав. техн. управлением по эксплуатации энергосистем 04.06.1985: ввод. в действие с
01.07.1986. - М.: изд-во стандартов, 1986.
3. Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата Т-100/120-130-3 ТМЗ: офиц. текст: утв. зам. начальника Глав. техн. управления по эксплуатации энергосистем Мин. энергетики и электрификации СССР. - М.: Служба передового опыта и информации Союзтехэнерго, 1984.
4. Ухоботин М.А. Испытание паровых турбогенераторов. - М.: Госэнергоиздат, 1952.
5. Сахаров А.М. Тепловые испытания паровых турбин. - М.: Энергоатомиздат, 1990.
6. ГОСТ Р ИСО 5725-2002. Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. В 6 ч. Ч. 2. Основной метод определения повторяемости и воспроизводимости стандартного метода измерений: Р ИСО 5725-2-2002. - Введ. 23.04.02. - М.: Госстандарт России; М.: изд-во стандартов, 2002. - 43 с.
7. ГОСТ Р ИСО 5725-2002. Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. В 6 ч. Ч. 4. Основные методы определения правильности стандартного метода измерений: Р ИСО 5725-4-2002. -Введ. 23.04.02. - М.: Госстандарт России; М.: изд-во стандартов, 2002.
8. ГОСТ Р ИСО 5725-2002. Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. В 6 ч. Ч. 6. Использование значений точности на практике: Р ИСО 5725-6-2002. - Введ. 23.04.02. - М.: Госстандарт России; М.: изд-во стандартов, 2002.
Ледуховский Гоигорий Васильевич,
ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В. И. Ленина», кандидат технических наук, доцент кафедры тепловых электрических станций, адрес: г. Иваново, ул. Рабфаковская, д. 34, кор. В, ауд. 408, e-mail: lgv83@yandex.ru
Поспелов Анатолий Алексеевич,
ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», кандидат технических наук, доцент кафедры тепловых электрических станций, адрес: г. Иваново, ул. Рабфаковская, д. 34, кор. В, ауд. 408, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Зорин Михаил Юрьевич,
ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», кандидат технических наук, доцент кафедры тепловых электрических станций, адрес: г. Иваново, ул. Рабфаковская, д. 34, кор. В, ауд. 408, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Добров Сергей Вячеславович,
Филиал ОАО «ТГК-5» «Марий Эл и Чувашии», директор,
адрес: Чувашская Республика, г. Чебоксары, пр. И. Яковлева, д.4/4 e-mail: admin@tes.ispu.ru
Асташов Николай Сергеевич,
ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», ассистент кафедры тепловых электрических станций, адрес: г. Иваново, ул. Рабфаковская, д. 34, кор. В, ауд. 408, e-mail: admin@tes.ispu.ru
Зорина Евгения Михайловна,
ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», студент,
адрес: г. Иваново, ул. Рабфаковская, д. 34, кор. В, ауд. 408, e-mail: admin@tes.ispu.ru
