CC BY
292
УДК 621.311
Ю.М. Хлебалин ТЕПЛОФИКАЦИЯ И ВТОРОЙ ЗАКОН ТЕРМОДИНАМИКИ
Показана оценка эффективности теплофикации энтальпийным и эксергетическим методами. Рассмотрены результаты сравнения этих методов с учетом первого и второго законов термодинамики.
Теплофикация, второй закон термодинамики, энтальпийный и эксергетический методы
Y.M. Khlebalin
DISTRICT HEATING COGENERATION AND THE LAW OF ENRGY
DEGRADATION
The cost efftciensy of the cogeneration of the enthropy and exergy method are demonstrated. Considering first and second law of thermodynamics the results are discussed.
Second law of thermodynamics, district heating cogeneration, enthropy and exergy method
Теплофикация - это комбинированное производство электрической и тепловой энергии на основе централизованного теплоснабжения. Производство электроэнергии на ТЭЦ с отпуском теплоты потребителям из отборов турбин определяет термодинамическую сущность теплофикации. Экономичность теплофикации оценивается на основе техникоэкономических расчетов по комбинированной (ТЭЦ) и раздельной (КЭС и РК) схемам выработки электрической и тепловой энергий. Экономия топлива от теплофикации в общем виде запишется [1]:
ДВ = Вразд - Вкомб = ВкЭС + Врк - ВтэЦ, (1)
где Вразд, Вкомб - расходы топлива в раздельной и комбинированной схемах; ВкэС, Врк, ВтЭц -расходы топлива на КЭС, РК и ТЭЦ.
Термодинамическая сущность теплофикации до настоящего времени формулируется различно в зависимости от принятых методов анализа систем теплоэнергоснабжения и единого мнения в этом вопросе среди теплофикаторов нет. В статье рассматриваются два метода анализа комбинированных установок: энтальпийный и эксергетический. Исторически сложились два различных подхода к оценке термодинамической сущности теплофикации с позиций использования энтальпийного метода [2, 3] и эксергетического [4-6]. Основные различия энтальпийного и эксергетического методов в условиях теплофикации указанные в табл.1, вызвали длительные дискуссии.
Таблица 1
Энтальпийный метод Эксергетический метод
1. Метод основан на первом законе термодинамики и не учитывает второй закон. 1. Метод учитывает, как первый, так и второй законы термодинамики.
2. Энергия системы не зависит от параметров окружающей среды. 2. Эксергия зависит от параметров окружающей среды.
3. Энергия системы всегда больше нуля. 3. Эксергия при параметрах окружающей среды равна нулю.
4. Максимальные потери энергии в холодном источнике (конденсаторе) теплоэнергетической установки. 4. Минимальные потери эксергии в холодном источнике (конденсаторе) теплоэнергетической установки.
5. Минимальные потери энергии в котлоагрегате. 5. Максимальные потери эксергии в котлоагрегате от необратимости горения топлива и тепломассообмена.
6. Экономия топлива от теплофикации в основном получается за счет производства электроэнергии путем сокращения потерь энергии в холодном источнике (конденсаторе) турбин ТЭЦ. 6. Экономия топлива от теплофикации получается в результате производства теплоты за счет ликвидации необратимых потерь эксергии и снижения расхода топлива в котельных потребителя.
7. Теплота отпускаемая от котлоагрегата ТЭЦ потребителю оценивается по разности энтальпии теплоносителя. 7. Теплота отпускаемая от ТЭЦ из отборов турбины потребителю состоит из превратимой эксергии и непревратимой части анергии.
8. Вся экономия топлива от теплофикации относится на производство электроэнергии. 8. Экономия топлива от теплофикации относится на производство теплоты отпускаемой потребителю.
9. Реальные комбинированные теплоэнергетические установки (ТЭЦ + ТНУ и другие) могут иметь КПД больше 100%. 9. Реальные теплоэнергетические установки любого типа имеют всегда КПД меньше 100%.
10. Допускает возможность создания вечного двигателя второго рода в системе с равновесной окружающей средой. 10. Запрещает создание вечного двигателя второго рода в системе с равновесной окружающей средой.
Примечание: ТНУ - теплонасосная установка.
В 1953 году была принята концепция в области изучения методологических основ теплофикации, запрещающая использование законов термодинамики в оценке экономии и распределения топлива в комбинированном производстве электроэнергии и теплоты [7].
На основе этой концепции все последующие попытки термодинамического обоснования эффективности теплофикации отвергаются, как лишенные научного обоснования [2, 7].
Однако известно, что основные законы термодинамики в заданных условиях равновесной окружающей среды в энергетических системах незыблемы и действуют помимо нашей воли и сознания. И поэтому поиск единого критерия комплексных производств продолжается [4, 5, 12, 13].
Наиболее ранним методом оценки эффективности ТЭЦ явился энтальпийный метод [2, 3]. В основу этого метода положен тепловой баланс теплоэнергетической установки, основанный на первом законе термодинамики. Ограничения, накладываемые вторым законом термодинамики на превращение теплоты в работу, в этом методе не учитываются, то есть игнорируется второй закон термодинамики.
Энтальпийный метод исторически имеет две разновидности. Первая - это метод производственной равноценности теплоты и работы, который был предложен еще в 20-х годах прошлого века проф. В.И. Гриневецким для анализа работы ТЭЦ [7]. Полный КПД запишется
п _ Nэ + От (2)
в • он , (
н
где N3 и От - электроэнергия и теплота, отпущенные потребителю; В - топливо, сожженное на ТЭЦ; О ^ - теплота сгорания топлива.
В настоящее время этот показатель переименован в коэффициент использования теплоты топлива пкит и широко используется в оценке эффективности теплоэнергетических установок. В этом показателе суммируются неравноценные виды энергии: электрическая и тепловая, что приводит к ошибочным результатам исследований системы ТЭЦ - потребитель. Предложенный для анализа станции полный КПД ТЭЦ (коэффициент использования теплоты топлива) не характеризует термодинамическую сущность теплофикации и не оценивает степень совершенства установленного оборудования ТЭЦ. В то же время ошибочный коэффициент приводится для оценки эффективности ТЭЦ в учебниках по термодинамике [8] и научных статьях настоящего времени [9, 10, 11].
Второй разновидностью энтальпийного метода является физический метод распределения расхода топлива на два вида продукции, отпускаемой от ТЭЦ (метод МЭС), предложенный в 40-х годах прошлого века [2, 3].
Построение физического метода основывается на отрицании единого показателя ТЭЦ, который оценивал бы преимущества теплофикации и степень термодинамического совершенства установленных агрегатов станции. По методу МЭС условно экономию топлива от теплофикации относят на отпущенную электроэнергию. Для анализа работы ТЭЦ используют два различных показателя: электрический (пэ) и тепловой (пт) КПД или удельные расходы топлива на производство электрической (вэ) и тепловой (вт) энергии.
По физическому методу комбинированный процесс производства электрической и тепловой энергии рассматривается как механическое соединение не связанных между собой двух различных процессов. В этом случае на ТЭЦ острый пар из котла проходит через турбину без потерь, как через «вращающийся редуктор», и турбина используется как «тракт подачи» теплоты отработавшего пара потребителю при внутреннем относительном КПД, равном единице [2].
Для реальных процессов электрический КПД ТЭЦ оценивается только с учетом потерь теплоты в котельном агрегате, механических потерь электрогенератора и потерь в окружающую среду.
Изменение качества и деградации пара при прохождении его от котла через турбину к потребителю не учитывается и термический КПД цикла и внутренний относительный КПД турбины принимаются равными единице (п = 1, По = 1).
В этом смысле физический метод противоречит второму закону термодинамики и не стимулирует в системе теплоэнергоснабжения ликвидации потерь теплоты от необратимых процессов: горения топлива, тепломасообмена, дросселирования и т.д.
Известно, что для КЭС основные потери теплоты при производстве электроэнергии имеются в холодном источнике (конденсаторе) паровых турбин. В этом случае эффективность работы КЭС по энтальпийному методу заключается в совершенствовании процессов, происходящих в конденсаторах турбин.
На ТЭЦ теплота отработавшего пара в противодавленческих турбинах не теряется в холодном источнике, а используется у потребителя и по физическому методу производства электроэнергии на тепловом потреблении происходит с КПД % и Пга, равными единице, то по сравнению с КЭС получается экономия топлива от теплофикации.
Например, КПД брутто КЭС можно вычислить по формуле
ПКЭС = Пка-'Птп-'Пг'ПоГ'Пмг, (3)
где пка, Птп, Пь Пм, Пмг - КПД котла, КПД теплового потока, термический КПД цикла, внутренний относительный КПД турбины, КПД электрический и генератора.
Если используем физический (энтальпийный) метод, где происходит отпуск теплоты потребителям от котла, минуя паровую турбину, то без учета КПД цикла (т.е. п = 1, = 1)
для ТЭЦ получим
ПТЭЦ = Пка-Птп-Пмг. (4)
По формуле (3) для КЭС пКЭС = 0,35-0,4 имеем удельный расход топлива вэ = 0,351-
0,307 кг/(кВт-ч).
По формуле (4) для ТЭЦ при различных мощностях и начальных параметрах пара получим пТЭц = 0,8-0,85, т.е. вэ = 0,154-0,145 кг/(кВт-ч), а с учетом собственных нужд и других потерь в среднем вэ = 0,160 кг/(кВт-ч), т.е. в 2 раза ниже, чем на КЭС.
Это положение приводит к ошибочному оправданию эффективной работы оборудования ТЭЦ малой мощности с низкими начальными параметрами пара, переведенными в теплофикационный режим работы турбин без конденсаторов и противодавленческих турбин.
В отличие от энтальпийного метода эксергетический метод базируется на первом и втором законах термодинамики, обязательно учитывает не только количество, но и качество энергии. Эксергетический метод широко применяется для анализа эффективности любых
энергетических установок [4-6]. По эксергетическому методу анализа комбинированных
установок, главный термодинамический эффект теплофикации заключается в ликвидации термодинамически несовершенных процессов при сгорании топлива и теплообмена в замещаемых районных и мелких котельных.
Согласно эксергетическому методу, котлоагрегат является основным «пожирателем» энергии топлива - его эксергетический КПД составляет 20-50%. Как пример в табл. 2 приведен энтальпийный и эксергетический КПД котлоагрегата и потери при равном количестве сжигаемого топлива в % [12]. Как видно из табл. 2, эксергетический КПД котла равен 46,1% при потерях теплоты от необратимого горения топлива и тепломассообмена 48,7%.
Таблица 2
Наименование Энтальпия, % Эксергия, %
1. КПД котлоагрегата 90,9 46,1
2. Потеря с уходящими газами 7,2 1,3
3. Потеря от химической неполноты сгорания 1,4 1,5
4. Потеря в окружающую среду 0,5 0,3
5. Потеря от необратимости горения - 24,2
6. Потеря при теплообмене - 24,5
7. Потеря с присосом воздуха - 2,1
ИТОГО 100 100
Эксергетический КПД для любой системы преобразования вещества (энергии) являет-
„ „ -р ^ и
ся отношением суммарной полезной эксергии на выходе из системы Е к ее суммарной затрате на входе системы Е' [4].
„ Е' У Е'-У ЛЕ У ЛЕ
п“ = У 17==1 - ут • (5)
где У ЛЕ - суммарные эксергетические потери в системе или в любой ее части.
Для обратимых процессов и идеальных циклов эксергетические потери У ЛЕ = 0 и эксергетический КПД будет всегда равен единице, а для реальных теплоэнергетических установок любого типа этот КПД меньше единицы (пех< 100%), так как У ЛЕ > 0.
Для примера в табл. 3 приведены результаты сравнения энтальпийного и эксегетиче-ского КПД теплоэнергетической подсистемы топливно-энергетического комплекса [13].
Таблица 3
Наименование Энтальпия, % Эксергия, %
1. Конденсационные электростанции 0,34 0,34
2. Теплоэлектроцентрали 0,73 0,34
3. Централизованные котельные 0,73 0,22
4. Производство электроэнергии 0,39 0,34
5. Производство теплоты 0,78 0,27
Как видно из табл. 3, увеличение эффективности энергетической подсистемы (теплофикации) связано с совершенствованием производства теплоты. В эксергетическом методе вся экономия топлива от теплофикации относится на отпуск теплоты потребителю из отборов турбин ТЭЦ. Для повышения эксергетической эффективности теплофикации по производству теплоты необходимо увеличивать строительство (долю) ТЭЦ, т.е. вытеснять из подсистемы неэффективные мелкие котельные.
Одним из радикальных способов снижения эксергетических потерь в термодинамическом цикле и котлотурбинном оборудовании ТЭЦ является дальнейшее увеличение начальных параметров пара, введение промперегрева, выбора оптимальных давлений отборного пара с учетом потерь в тепловых сетях, повышение температуры питательной воды, подогрева воздуха и других факторов.
Эксергетический метод и второй закон термодинамики неразрывно связаны в оценке работоспособности и эффективности любых энергетических установок.
Однако многие ученые и специалисты-энергетики по разным причинам игнорируют эксергетический метод и, следовательно, отвергают второй закон термодинамики. Противники второго закона термодинамики считают его ненаучным и даже порочным, мешающим изобретать вечные двигатели второго рода в равновесной окружающей среде [14].
В настоящее время в [15] разработана концепция энергодинамики без использования I и II начал термодинамики, которая допускает изготовление «генераторов мощности» с КПД выше 100% и разрешает разработку вечных двигателей, не нарушая законов физики.
Тем самым энергодинамика снимает теоретический запрет на создание вечных двигателей для бестопливной энергетики. В [16] на основе эксергетической методики показано, что продолжение изобретать вечные двигатели второго рода в XXI веке является тупиковым направлением развития энергетики.
В [17] приведен метод оценки эффективности теплофикационной ПГУ с помощью объединения КПД и других показателей энтальпийного и эксергетического методов. Однако известно, что энтальпийный и эксергетический методы исследования любых установок несопоставимы друг с другом, так как базируется на различных концепциях использования первого и второго закона термодинамики, указанные в табл. 1.
В настоящее время энтальпийный (физический) метод для расчета техникоэкономических показателей ТЭЦ заменен на метод ОРГРЭС, основанный на энергоценности пара при отпуске теплоты потребителю [18].
При этом отпадает искусственное разделение производства электроэнергии на теплофикационный и конденсационный режимы, а показатели ТЭЦ оценивают по общим объемам выработки электроэнергии и отпускаемой теплоты. Экономию топлива от теплофикации в этом методе разносят пропорционально по двум видам продукции отпускаемых от ТЭЦ.
В 2002 году был разработан метод ОРГРЭС 2 при расчете, по которому удельные расходы топлива на электроэнергию и теплоту оказываются близкими к полученным эксергети-ческим методом [19].
По методу ОРГРЭС выработка электроэнергии на тепловом потреблении не дает заметной экономии топлива для любого типа турбин ТЭЦ. Экономический эффект в большей степени зависит от производства теплоты отпускаемой из отборов турбин по сравнению с районными или местными котельными.
Экономическая эффективность ТЭЦ заключается в изменении составляющих затрат в себестоимости продукции станции. В настоящее время на ТЭЦ произошло снижение топливной составляющей себестоимости в 2-2,5 раза, а амортизационных отчислений в 2,3 раза.
Вместе с тем выросли условно-постоянные затраты, например, в ЕЭС России они составили более 40%, увеличились затраты на зарплату в 1,5 раза.
Уменьшение топливной составляющей и амортизационных отчислений на ТЭЦ привело к трудностям повышения эффективности станции путем модернизации, реконструкции и технического перевооружения.
Научные разработки по снижению расхода топлива на ТЭЦ путем совершенствования термодинамического цикла с учетом системных факторов в настоящее время невостребова-но. Пользуясь главным недостатком ценообразования - методом «издержки плюс прибыль» естественные монополисты устанавливают издержки производства с ростом цен на сырье, топливо и другие затраты, повышая тарифы на продукцию, получая прибыль.
Коммерческая эффективность теплофикации оценивается себестоимостью и рыночной ценой продукции действующих ТЭЦ.
В настоящее время себестоимость продукции ТЭЦ не влияет на цену (тариф) электрической и тепловой энергии. В рыночных условиях олигопольного рынка себестоимость продукции ТЭЦ оторвана от ее цены, поэтому монополисту безразлично с какой эффективностью работают крупные или малые ТЭЦ. Исходя из этого положения, метод ОРГРЭС не привел к заметному уменьшению цены на теплоту. Несмотря на более эффективную работу ТЭЦ и неэффективную работу мелких котельных цена теплоты на рынке устанавливается по завышенному тарифу котельных, без учета экономии топлива от теплофикации.
Коммерческая эффективность при проектировании и строительстве нового оборудования ТЭЦ обосновывается критериями интегрального эффекта, индекса доходности, внутренней нормы доходности и сроком окупаемости.
Интегральный эффект рассчитывается как разность результатов и затрат за период строительства и эксплуатации энергетического оборудования с учетом налогов, ликвидной стоимости, срока службы энергетической установки, дополнительных затрат на надежность, экологию и т.д.
По условиям сопоставимости сравниваемых вариантов отпуск продукции (N3, От) от ТЭЦ и в альтернативном варианте для потребителя принимается постоянным. Тогда при постоянных рыночных тарифах на продукцию результат будет также неизменным и не зависящим от эффективности новой техники. В этом случае оптимальный вариант выбирают по затратам без учета рыночных отношений в энергетике.
В действительности каждая энергетическая установка имеет свои тарифы, отличающиеся от завышенных тарифов рынка. Их использование будет соответствовать более правильному подходу к выбору оптимального варианта.
При оценке капиталовложений и затрат в новое оборудование энергетических установок необходимо учитывать сроки ввода и продолжительность эксплуатации электростанций. По данным [20], срок ввода в действие электростанций составляет для АЭС 6-7 лет, крупных ТЭС 5-6 лет, крупных ГТУ 2-3 года, ПТУ и ГТУ малой мощности не более 1 года.
Продолжительность эксплуатации станций составляет для ПТУ 30-40 лет, АЭС 30 лет, ГТУ - 15 лет, для котлов малой мощности - 10 лет.
В этом случае в технико-экономических расчетах требуется учитывать ликвидную стоимость, которая равна разности между доходом и расходом от реализации ликвидируемого объекта и затратами на его ликвидацию.
Выводы
1. Главный недостаток энтальпийного метода оценки эффективности теплофикации является не учет качества энергии согласно второму закону термодинамики, в том числе реальных потерь цикла и турбиной установки ТЭЦ.
2. Эксергетический метод является основой анализа систем теплофикации, учитывает как количество, так и качество энергии согласно первому и второму законам термодинамики и позволяет исследовать любые энергетические установки.
3. Подтверждена целесообразность использования метода энергоценности отборов турбин (метод ОРГРЭС 2) для оценки технико-экономических показателей ТЭЦ.
4. Выбор оптимальных схем теплофикации оценивается по термодинамической, экономической и коммерческой эффективности ТЭЦ по сравнению с раздельной схемой производства электрической и тепловой энергии.
ЛИТЕРАТУРА
1. Технико-экономические основы развития теплофикации в энергосистемах / под ред. Г.Б. Левенталя и Л. А. Мелентьева. М.: Госэнергоиздат, 1961.
2. Горшков А.С. Технико-экономические показатели тепловых электростанций. М.: Энергия, 1982.
3. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Изд-во МЭИ, 1999.
4. Бродянский В.М., Фратшер В., Михалек К. Эксергетический метод и его приложения. М.: Энергоатомиздат, 1988.
5. Бродянский В.М. Эксергетический метод и перспективы его развития // Теплоэнергетика. 1988. №2.
6. Хлебалин Ю.М. Эксергетический метод - основа анализа систем теплофикации с целью повышения их эффективности и конкурентоспособности // Промышленная энергетика. 2005. №3.
7. Вопросы определения КПД теплоэлектроцентралей: сборник докладов / под ред. акад. А.В. Винтера. М.: Госэнергоиздат, 1953.
8. Кириллин В.А., Сычев В.В., Шейдлин А.Е. Техническая термодинамика. М.: Атомэнер-гоиздат, 1983.
9. Попырин Л.С., Дильман М.Д., Беляева Г.М. Эффективность технического перевооружения ТЭЦ на базе парогазовых установок // Теплоэнергетика. 2006. №2.
10. Жарков С.В. Перспективы отопительных ТЭЦ в России // Теплоэнергетика. 2007. №1.
11. Жарков С.В. Как оценить эффективность энергоснабжения // Энергетик. 2008. №8.
12. Сидельковский Л.Н., Юренев В.Н. Котельные установки промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1988.
13. Дубовский С.В., Базеев Е.Т., Янтовский Е.И. Анализ эксергетического баланса теплоэнергетической подсистемы топливно-энергетического комплекса СССР // Пром. теплотехника. 1990. Т.12. №6.
14. Виноградов Ю.Е. Другая энергетика // ЭКО. 2006. №3.
15. Эткин В.А. Термодинамика на рубеже столетий // Вестник СГТУ. 2008. №1 (3). Вып. 2.
16. Бродянский В.М. Вечный двигатель - прежде и теперь. От утопии - к науке, от науки - к утопии. М.: Физматлит, 2001.
17. Математическое моделирование энергетических характеристик теплофикационных ПГУ / Андрющенко А.И., Ларин Е.А., Соколов А.А., Чикалкин А.В. // Вестник СГТУ. 2008. №1 (3). Вып. 2.
18. РД 34.08.552-95 Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. М.: СПО ОРГРЭС, 1995.
19. Астахов Н.Л. О методах распределения расходов топлива ТЭЦ между электроэнергией и теплом // Энергетик. 2002. №11.
20. Фаворский О.Н., Леонтьев А.И., Федоров В.А., Мильман О.О. Эффективные технологии производства электрической и тепловой энергии с использованием органического топлива // Теплоэнергетика. 2003. №9.
BIBLIOGRAPHY
1. Technical and economic bases of development of central heating in power supply systems / Under the editorship of G.B.Leventalja and L.A.Melentyev. М.: Govenergypublish, 1961.
2. Gorshkov A.S.technical and economic's pots indicators of thermal power stations. М.: Ener-gija, 1982.
3. Sokolov E.JA. Central heating and thermal networks. М.: Publishing house MEI, 1999.
4. Brodjansky Century М, Fratsher В, Mihalek To. The Ex-Ergetichesky method and its appendices. М: Energoatompublish, 1988.
5. Brodjansky V. M. the Exergy method and prospects of its development // Teploenergetic. 1988. №2.
6. Khlebalin Y.M. Exergy method - a basis of the analysis of systems of central heating for the purpose of increase of their efficiency and competitiveness // Industrial power. 2005. №3.
7. Questions of definition of efficiency of core and thermal power station. The collection of reports / Under the editorship of Akad. A.V.Vintera. M.: Govenergypublish, 1953.
8. Kirillin V.A., Sychev V.V., Shejdlin A.E. Technical thermodynamics. M.: Atomenergoiz-dat, 1983.
9. Popirin h.p., Dilman M. D, Beljaeva G.M. Effectivity technical perevooruzhe-nija thermal power station on base steam-gas installations // Power system. 2006. №2.
10. Jarkov S.V. Prospect of heating thermal power stations in Russia // Power system. 2007. №1.
11. Jarkov S.V. As to estimate efficiency of power supply // Energetic. 2008. №8.
12. Sidelkovskij L.N., Jurenev V. N. Boiler installations of the industrial enterprises. M.: Ener-goatompublish, 1988.
13. Dubovskij S.V., Bazeev E.T., Jantovsky E.I. Analys of exergy balance of a heat-power subsystem of a fuel and energy complex of the USSR // Prom. of the heat-technician. 1990. T.12, №6.
14. Vinogradov JU.E.other power // ETO. 2006. №3.
15. Etkin V.A. Thermodynamics on a boundary of centuries // Bulletin SSTU. 2008. №1 (3). Release 2.
16. Brodjansky V.M.Vechnyj dvigatel - before and now. From a utopia - to a science, from a science - to a utopia. M.: Physmatlit, 2001.
17. Mathematical modeling of power characteristics central heating SGU / Andrjushchenko A.I., Larin E.A., Sokolov А.А., Chikalkin A.V. // Bulletin SSTU. 2008. №1 (3). Release 2.
18. RD 34.08.552-95 Methodical instructions on drawing up of the report of power station and ac-tions societies of power and electrification about thermal profitability technic. M.: SPO ORGRES, 1995.
19. Astakhov Н.Л. About methods of distribution of fuel consumption of thermal power station between the electric power and heat // Energetic. 2002. №11.
20. Favorsky О/ Н., Leontev A.I., Fedorov V.A. Milman of the Island of the Island Effective production technologies electric and thermal energy with use organic a gas // Power system. 2003. №9.
Хлебалин Юрий Максимович -
доктор технических наук, профессор кафедры «Теплоэнергетика» Саратовского государственного технического университета
Hlebalin Yury Maksimovich -
Doctor of Technical Sciences, Professor of chair «Power system» Saratov state technical university
