52 УДК 666.954.3.004.183 ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭНЕРГИИ И ПОТЕНЦИАЛ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ ЛЕГКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Докт. техн. наук РОМАНЮК В. Н., магистр техн. наук МУСЛИНА Д. Б. Белорусский национальный технический университет Непосредственный вклад предприятий легкой промышленности в объем ВВП Республики Беларусь относительно невелик (рис. 1). В общем объеме товарооборота непродовольственных товаров доля изде- лий предприятий легкой промышленности велика (до 40 %), и отрасль являет- ся важным звеном, связывающим ряд отраслей и десятков производств по вы- пуску потребительских товаров и услуг, непосредственно обеспечивающих жизнедеятельность населения. Более 80 % всей промышленной продукции отрасли выпускают предприятия Белорусского государственного концерна по производству и реализации товаров легкой промышленности «Беллегпром» [1]. Рис. 1. Струк- тура удель- ного веса про- дукции отдель- ных отраслей в общем объеме продукции промышленности в 2010 г. Наибольший интерес представляют текстильные производства как сырье- вая база швейных, трикотажных и обувных предприятий. На их долю прихо- дится более трети объема производства отрасли, и при этом текстильное про- изводство является наиболее энергоемким в легкой промышленности: энерге- тическая составляющая себестоимости по итогам 2009 г. превышает 10 %. Далее по данному показателю находятся трикотажные (≈8 %) и швейные (≈3 %) предприятия. Продолжающиеся изменения на энергетическом рынке обу- словливают дальнейший рост энергетической составляющей себестоимости, которая за 2010–2011 гг. в среднем по отрасли выросла примерно на 4,5 % и превысила 12 %, при этом до 70 % ее величины обеспечивается потреблением электроэнергии. Такое положение грозит потерей конкурентоспособности продукции, что требует реализации комплекса мер по блокированию подоб- ного развития событий. Кроме того, следует отметить, что в условиях Белару- си, где основные сырьевые потоки импортируются, направления снижения себестоимости продукции ограничены и, в первую очередь, связаны с ее энер- гетической составляющей. Последняя, прежде всего, определяется затратами Пищевая – 17,6 % Легкая – 3,8 % Топливная – 21,6 % Химическая и нефтехимиче- ская – 12,0 % Электроэнер- гетика – 8,1 % Прочие – 8,3 % Производство строительных материалов – 4,5 % Лесная, деревообра- батывающая и целлюлозно- бумажная – 3,1 % 53 на приобретение электроэнергии, цена которой для многих предприятий по двухставочному тарифу, с учетом платы за заявляемую мощность, уже сего- дня находится на уровне 160 дол./(МВт⋅ч). Государственными программами инновационного развития Республики Беларусь в качестве приоритета развития легкой промышленности преду- сматривается инновационный путь повышения эффективности производства, в том числе и в отношении энергопотребления [2−6]. Требуется кардинальное изменение ситуации в части энергообеспечения и энергоиспользования про- мышленного производства, для чего необходим комплекс мероприятий, сти- мулирующих крупномасштабный энергосберегающий эффект. Задача может быть решена лишь путем рационального построения теплоэнергетических си- стем промышленных предприятий (ТЭСПП) [7]. Для его прохождения требу- ются [8]: • освоение методологии поиска предельно полных резерва энергосбереже- ния и состава энергосберегающих мероприятий; • знание «адреса» главных резервов энергосбережения; • знание структуры потребителей энергии и реальной картины энергоис- пользования на объектах «адреса» главных резервов энергосбережения. Методология поиска предельно полного резерва энергосбережения бази- руется на концепции интенсивного энергосбережения, определяющей тепло- технологические производства в качестве «адреса» главных резервов энерго- сбережения [8−10]. В контексте обозначенных задач на пути рационального построения ТЭСПП необходимы построение и анализ структуры энергопо- требления отрасли. Анализ энергообеспечения легкой промышленности Беларуси. Стати- стические данные энергопотребления отрасли указывают на теплотехниче- скую направленность использования ею энергоресурсов, поскольку до 71 % топлива расходуется в тепловой форме (рис. 2). a б Рис. 2. Структура потребления энергии (а) и первичных энергоресурсов (б) в промышленных системах материального производства Беларуси Сопоставление структур непосредственно энергобаланса отрасли, струк-туры потребления первичных энергоресурсов для обеспечения жизнедеятельности ее предприятий (рис. 2) совместно с анализом структуры генерации вторич- ной энергии, требуемой для нужд отрасли (рис. 3, 4), приводит к выводу о: • невысокой эффективности преобразования первичных энергоресурсов в электрическую и тепловую формы энергии; Топливо – 5 % Тепловая энер- гия – 66 % Электро- энергия – 29 % Для генерации электроэнер- гия – 54 % Для техно- логических аппара- тов – 4 % Для получения тепловой энер- гии – 42 % 54 • наличии энергосберегающего потенциала, связанного, прежде всего, с генерацией вторичных энергоресурсов: тепловой и электроэнергии. а б Рис. 3. Структура генерации потоков: а – электроэнергии; б – тепловой энергии для энергообеспечения отраслей легкой промышленности Нельзя не согласиться с тем, что лишь ориентация на энергетически иде- альное предприятие может быть основой для решения задачи снижения энер- гоемкости ВВП. Среди требований к энергетически идеальному теплотехно- логическому предприятию – и тезис о том, что оно не должно потреблять электроэнергию, произведенную не на его тепловом потреблении [10]. То есть в теплоэнергетической системе идеального теплотехнологического промыш- ленного предприятия (системы преобразования вещества) с низким и средним температурным уровнями тепловой обработки должно иметь место производ- ство электроэнергии комбинированным способом [7]. В этом контексте струк- тура генерации электроэнергии и тепловой энергии для рассматриваемых си- стем далека от энергетически идеальной (рис. 3, 4). Рис. 4. Структура потребления органического топлива для обеспечения жизнедеятельности предприятий легкой промыщленности На сегодня лишь небольшая часть (22 %) промышленного потребления тепловой энергии используется для генерации электроэнергии комбинирован- ным способом, при этом на распределенные собственные источники прихо- дится до 5 % (рис. 3), что составляет порядка 8 МВт электрической мощности. Оставшиеся 78 % промышленного потребления тепловой энергии среднего и низкого температурного уровней обеспечиваются за счет котельных. В ре- зультате доминирования раздельного энергетически неэффективного и эко- номически дорогого энергообеспечения на фоне непрерывного роста цен на энергоресурсы энергетическая составляющая себестоимости продукции ока- За счет ВЭР – 3 % От ТЭЦ энергоси- стемы – 17 % От котельных энергосисте- мы – 3 % От собствен- ных ТЭЦ – 5 % От собствен- ных котель- ных – 72 % От КЭС – 84 % От собственных ТЭЦ – 6 % От ТЭЦ – 10 % Для собственных промышленных котельных – 36,3 % Для ЭЭ от ТЭЦ энергосистемы – 3,2 % Для ЭЭ от собствен- ных ТЭЦ – 1,5 % Для прямого сжига- ния в теплотехноло- гии – 3,4 % Для котельных энергосис- темы – 1,7 % Для ТЭ от ТЭЦ энерго- системы – 8,8 % Для ТЭ от соб- ственных ТЭЦ – 2,3 % Для ЭЭ от КЭС – 42,8 % Топливо – 39,7 % 55 зывается высокой, что приводит к потере конкурентоспособности продукции предприятий легкой промышленности. Для решения задач энергосбережения и одновременного улучшения фи- нансового положения предприятий требуется максимальное использование собственной комбинированной выработки электроэнергии на теплотехноло- гическом потреблении предприятий. Чтобы оценить энергосберегающий по- тенциал отрасли за счет перевода предприятий на современное когенерацион- ное энергообеспечение, необходимо рассмотреть структуру тепловых опера- ций, в основе которых лежит прямое сжигание природного газа. На обеспечение предприятий отрасли тепловой энергией затрачивается до 53 % первичных энергоресурсов, и лишь 3,4 % – в процессах непосредственного сжигания топлива в технологических установках (рис. 4). Наибольший инте- рес для когенерационного получения энергопотоков представляет текстиль- ное производство, теплотехнологии которого, связанные прежде всего с кра- сильными и сушильными процессами, в наибольшей степени отвечают требо- ваниям комбинированного энергообеспечения, поскольку их отличают низкие температуры тепловых операций, непрерывная 3-сменная работа. Изложен- ные обстоятельства создают условия для предельного изменения востребо- ванной структуры электрогенерирующих мощностей, в которой доминирую- щая роль переходит к комбинированному производству. Эффективность ис- пользования природного газа в этом случае возрастает существенно, и в сравнении с раздельной генерацией тепловой энергии и электроэнергии потребление природного газа уменьшается на 30−40 %, что заметно изменяет энергоемкость ВВП (рис. 5). Рис. 5. Диаграммы энергопотоков раздельной и комбинированной генерации тепловой и электрической энергии при равных отпускаемых количествах Рассеяние энергии в электросетях – 3 % Рассеяние энергии в котельной – 5 % Суммарное рассеяние раздельного производства энергопотоков – от 59 % по отношению к среднему по энергосистеме, или 77 % по отношению к замыкающей КЭС Суммарное рассеяние на котельной КЭС и в сетях энергосистемы (уд. расход топлива 320 г) – 72 % Суммарное рассеяние на котельной ТЭС и в сетях энергосистемы (уд. расход топлива 268 г) – 51 % Wух – 6 % Тепловая энергия от котельной – 45 % Суммарное рассеяние энер- гии – 15 % Отпуск электроэнер- гии – 40 % Используемая тепловая энер- гия – 45 % – 56 Надо отметить и увеличение в 3−5 раз удельной выработки электроэнер- гии на единицу тепловой энергии при комбинированной генерации на базе двигателей внутреннего сгорания (ДВС) по отношению к различным паротур- бинным ТЭЦ. Переход к собственной комбинированной генерации электро- энергии при существующем тарифе на природный газ снижает расходы на 1 МВт⋅ч используемой электроэнергии до 100 дол. Современные ДВС, имею- щие высокие эксплуатационные показатели, создают и достаточные условия для кардинального изменения ситуации с энергообеспечением теплотехноло- гий, когда большая часть электроэнергии для промышленности может произ- водиться на распределенных источниках, которыми являются собственные когенерационные комплексы предприятий. Переход на комбинированную выработку тепловой и электрической энер- гии необходим в комплексе с увеличением степени утилизации тепловых ВЭР, применением инженерных решений, учитывающих специфику энерго- потребления теплотехнологий интеграцией, и адаптацией технологического потребления энергии к требованиям когенерационных энергоисточников. Только в этом случае будет обеспечено требуемое решение задачи энергосбе- режения в рамках существующих технологий. Потенциал энерготехнологической комбинированной генерации. С паровым и водяным теплоносителями, получаемыми за счет прямого сжи- гания топлива (рис. 2), в отрасли используется более 90 % общего потребле- ния энергии, используемой конечными потребителями в тепловой форме. Это позволяет при оценке потенциала обратиться к данным эксплуатации про- мышленных ТЭЦ, производящих тепловую энергию с аналогичными тепло- носителями. Коэффициент теплофикации для отопительных ТЭЦ составляет 0,40−0,65 [11]. Для промышленных потребителей, имеющих более весомую нагрузку межотопительного периода, с учетом возможностей современных котлов, допускающих разгрузку до 20 %, коэффициент теплофикации может быть принят равным 0,75 [12]. С учетом соотношения электрического и теп- лового КПД для современных газовых когенерационных комплексов, числа часов работы в году с номинальной мощностью, которое для промышленных блочных газовых ТЭЦ при должном инженерном обеспечении находится на уровне 7 тыс., рассчитывается интегральная дополнительная мощность ком- бинированной выработки электроэнергии, составляющая не менее 60 МВт. Полученное значение соответствует существующей потребности предприятий отрасли, что указывает на их самодостаточность в вопросе обеспечения деше- вой электроэнергией, полученной с помощью наиболее энергетически совер- шенной комбинированной технологии на собственных распределенных энер- гоисточниках. Годовое снижение импорта природного газа, связанное с реа- лизацией только энергосберегающего потенциала, обусловленного когенерацией, составляет не менее 100 тыс. т у. т. На рис. 6 показаны измене- ния в структуре потребления первичных энергоресурсов, обеспечивающие ука- занную системную экономию природного газа. Для Республики Беларусь, имеющей развитую газовую инфраструктуру, экономически наиболее оправдано решать проблемы энергосбережения путем повышения эффективности использования именно этого первичного энерго- 57 ресурса, а для предприятий легкой промышленности этот путь безальтернати- вен. Рис. 6. Структура потребления топлива предприятиями при переходе отрасли на собственное когенерационное энергообеспечение При системном подходе к использованию функций распределенных коге- нерационных комплексов их возможности расширяются как в энергетиче- ском, так и в финансовом аспектах, увеличивая те и другие в разы [13]. Составляющие достижения максимального энергосберегающего по- тенциала энерготехнологических когенерационных комплексов. Переход теплотехнологических предприятий к когенерации на базе собственного теп- лового потребления с применением современных газовых тепловых двигате- лей для повышения устойчивости промышленного комплекса безальтернати- вен, и в этой связи соответствующее производство электроэнергии будет рас- ти. Переход на комбинированную выработку энергопотоков целесообразен, как правило, на базе ДВС с выработкой пара, сетевой воды, потоков холода для систем технологического кондиционирования и электрической энергии. Для достижения надежности энергообеспечения теплотехнологии наряду с комбинированной генерацией требуемого теплоносителя используются тра- диционные системы прямого сжигания, которые в случае останова когенера- ционных комплексов обеспечивают непрерывность основного производства. Определяющими факторами успешного перехода к собственному когене- рационному производству являются: • условие, когда годовое число часов работы с номинальной мощностью энерготехнологических когенерационных комплексов превышает теплоэнер- гетический вариант и должно находиться на уровне 7 тыс.; • выбор основного оборудования с учетом особенностей конкретного объ- екта энергоснабжения. Во всех случаях, в первую очередь, следует ориенти- роваться на максимальный электрический КПД установок. В условиях отрасли, как правило, целесообразно ориентироваться на при- менение газопоршневых агрегатов (ГПА). Применение газотурбинных уста- новок (ГТУ) не освобождает от необходимости использования теп- ловой энергии с водяным теплоносителем, а их электрический КПД при тех единичных мощностях, что необходимы предприятиям отрасли, в 1,5−2,0 раза уступает этой характеристике ГПА. Очень важно, что характеристики ДВС, на базе которых сегодня и решается задача комбинированной генерации энергопотоков, обеспечивают удельную выработку электроэнергии на тепловом потреблении 0,80−1,10 МВт⋅ч/Гкал, которая не только выше паротурбинного варианта, но и практически не зависит от температурного уровня теплового потребления. Избытки ЭЭ на ТЭЦ энерго- системы – 7,9 % ТЭ собственной ТЭЦ – 32,2 % ТЭ от ТЭЦ энергосисте- мы – 9,8 % Избытки ЭЭ от собственной ТЭЦ – 5,6 % ТЭ от РК – 1,9 % ЭЭ собственной ТЭЦ – 28,7 % Другой – 13,9 % Топливо для прямого сжи- гания в теплотехноло- гии – 3,8 % Топливо для про- мышленно-отопи- тельных котель- ных – 10,1 % 58 Паротурбинная технология комбинированного производства на базе любых топлив, как показывают расчеты и опыт эксплуатации, в современных усло- виях не оправдана с позиций энергетических и экономических, и ее использование возможно лишь в составе парогазовых вариантов когене- рационного производства энергопотоков. Важно обеспечить максимальную эффективность подобного распре- деленного комбинированного производства на стадии принятия решений в ходе обоснования инвестирования и последующего проектирования. Это позволит выработать особые требования именно к разработке указанных ста- дий существования долгоживущих когенерационных систем [7]. Прежде все- го, необходимо учитывать режим работы предприятия и графики его теплопо- требления, в соответствии с которыми в состав когенерационного комплекса должно быть введено дополнительное оборудование, обеспечивающее ста- бильную генерацию при неравномерном потреблении тепловой энергии и при изменяющихся внешних условиях. Неизбежны и изменения в оставшейся части теплоэнергетической системы промышленного предприятия вне непосредственных границ когенерационно- го комплекса. В частности, необходима максимально возможная адаптация технологического производства к возможностям когенерационного комплек- са, чего не требуется при использовании в качестве источника тепловой энер- гии мощностей энергосистемы, когда соответствующая сопряженная пробле- ма переносится на источник. В первую очередь это относится к случаю ис- пользования парового теплоносителя, поскольку паровые котлы-утилизаторы во всех вариантах двигателей внутреннего сгорания (как ГТУ, так и ГПА) со- прягаются с водяными котлами-утилизаторами и возникает задача использования тепловой энергии не только с паровым, но и с водяным теплоносителем. Причем соотношение использования пара и се- тевой воды определяется комплексом факторов: давлением пара, температу- рой выхлопных газов, типом ДВС. Проблема резко обостряется с ростом давления пара и снижением температуры выхлопных газов дви- гателей. Другими определяющими факторами являются технические условия энер- госистемы на параллельную работу. Среди последних находятся, прежде все- го, максимальная генерация в часы пиковых нагрузок энергосистемы и мини- мальная генерация в часы провалов графика энергопотребления или, как ми- нимум, блокирование отпуска электроэнергии во внешние электросети, чего предпочтительнее добиваться за счет экономических рычагов, в частности соответствующих тарифов. Выбор целевой функции оптимизации когенерационных комплексов. Для данных долгоживущих систем преобразования энергии не менее важен вопрос их оценки. Очевидно, что приоритет экономических оценок целесооб- разности реализации проекта безусловен. Вместе с тем ориентация лишь на экономические факторы для долгоживущих и дорогостоящих систем преобра- зования энергии может привести к затратным последствиям, для снижения влияния которых следует принимать во внимание энергетические критерии. Последнее требование усиливается необходимостью резкого снижения энер- гоемкости ВВП. В этой связи для долгоживущих рассматриваемых когенера- ционных систем преобразования энергии в качестве функции цели можно рассматривать годовую экономию первичного энергоресурса при ограничени- ях экономического характера: возврат инвестиций в требуемом отрезке вре- 59 мени и т. п. Характерный пример, иллюстрирующий неполную реализацию энергосберегающего потенциала, связан с переводом в последнее время ото- пительных котельных в малые ТЭЦ. Мощность тепловых двигателей выбира- ется так, чтобы в межотопительный период их загрузка была 100%-й, и пол- ностью игнорируется отопительная нагрузка, которая в этом случае во всем объеме покрывается за счет прямого сжигания топлива. В данном случае ко- эффициент теплофикации оказывается минимальным и имеет место систем- ный совокупный годовой перерасход топлива. Аргументация такого решения связана со стремлением увеличить число часов работы когенерационного оборудования с номинальной мощностью и соответственным снижением сро- ка окупаемости, а также блокированием снижения их КПД при соответству- ющей разгрузке или рассеянии энергии с недостаточно охлажденными вы- хлопными газами ДВС при работе последних на номинальной мощности. Не- трудно убедиться, что в случае увеличения коэффициента теплофикации при выполнении экономических ограничений, упомянутых ранее, годовая систем- ная экономия топлива будет значительно выше, т. е. в целесообразности уве- личения мощности когенерационных комплексов при реализации упомянутых проектов. Нельзя не учитывать и сугубо термодинамические требования, для чего при выбранном первичном энергоресурсе достаточно использования двух по- казателей: • коэффициента использования топлива (КПД энергетический) ηэн = 100(Wэ + Qтеп)/Qтпл, %, (1) где Wэ – производство (отпуск) электроэнергии, ГДж; Qтеп − то же тепловой энергии, ГДж; Qтпл − теплота процесса горения топлива, ГДж; • абсолютного КПД ТЭЦ по выработке (отпуску) электроэнергии ηэ,абс = 100Wэ/Qтпл, %. (2) Все прочие показатели (КПД тепловой, КПД производства (отпуска) элек- троэнергии, удельная выработка электроэнергии на единицу отпущенной теп- ловой энергии и др.), применяемые традиционно для удобства оценок, явля- ются функцией приведенных выше характеристик: • тепловой КПД ηт = 100Qтеп/Qтпл = ηэн − ηэ,абс, %; (3) • удельная выработка электроэнергии на единицу тепловой энергии wq = Wэ/Qтеп = 1163ηэ,абс/(ηэн − ηэ,абс), кВт⋅ч/Гкал; (4) • электрический КПД ηэ = 100Wэ/(Qтпл − Qтеп) = 100ηэ,абс/(100 + ηэ,абс − ηэн), %. (5) В случае равенства ηэн, определенного в соответствии с (1), энергетически более эффективным оказывается вариант с более высоким абсолютным элек- трическим КПД (2). В этом можно убедиться с помощью эксергетического КПД, который требуется также использовать при необходимости выбора между различными первичными энергоресурсами [14]: ηе = Eвых/Eвх, где Eвых, Eвх – соответственно эксергетические выход и вход системы, ГДж. 60 В Ы В О Д Ы 1. Требуемое снижение энергоемкости и улучшение финансового положе- ния предприятий легкой промышленности за счет уменьшения энергетиче- ской составляющей себестоимости их продукции возможны на базе перехода к собственному когенерационному обеспечению электрической и тепловой энергией. 2. Структура энергопотребления предприятий легкой промышленности та- кова, что отрасль может стать самодостаточной в вопросе электрообеспече- ния. На базе теплотехнологического потребления предприятий отрасли воз- можно дополнительно генерировать энергетически и экономически наиболее эффективным когенерационным способом поток электроэнергии мощностью до 60 МВт. Соответствующее снижение потребности в импорте природного газа составляет не менее 100 тыс. т у. т., что отвечает требованиям снижения энергоемкости ВВП, уменьшения энергетической составляющей себестоимо- сти продукции. Л И Т Е Р А Т У Р А 1. Н а р ы ш к и н, Э. М. Приоритеты развития легкой промышленности / Э. М. Нарышкин // Проблемы управления. − 2008. − № 2 (27). − С. 75−77. 2. М и х а л е в и ч, А. А. Энергетическая безопасность Республики Беларусь: компоненты, вызовы, угрозы [Электронный ресурс]: − 2010. − Режим доступа: http://nmnby.eu/pub/ 0911/energy_security.pdf − Дата доступа: 26.03.2010. 3. К о н ц е п ц и я энергетической безопасности Республики Беларусь: Указ Президента Респ. Беларусь, 17 сент. 2007 г., № 433 // Нац. реестр правовых актов Респ. Беларусь. − 2007. 4. П р е з и д и у м Совмина о Директиве № 3 // Энергетика и ТЭК. − 2008. − № 2. − С. 11. 5. Э н е р г о э ф ф е к т и в н о с т ь белорусской экономики: достижения и ограничения. − Экономика и бизнес [Электронный ресурс]: − 2010. − Режим доступа: http://news.tut. by/economics/164966.html − Дата доступа: 26.03.2010. 6. Н о в а я Концепция энергетической безопасности. В чем отличие от прежней? // Энерге- тика и ТЭК. − 2008. − № 2. − С. 8−10. 7. Р о м а н ю к, В. Н. Интенсивное энергосбережение в теплотехнологических системах промышленного производства строительных материалов: дис. … докт. техн. наук: 05.14.04 / В. Н. Романюк. − Минск, БНТУ. – 2010. − 48 с. 8. К л ю ч н и к о в, А. Д. Предпосылки радикального повышения эффективности ра- бот в области энергосбережения / А. Д. Ключников // Промышленная энергетика. − 2001. − № 4. − С. 12−17. 9. К л ю ч н и к о в, А. Д. Интенсивное энергосбережение: предпосылки, методы, следствия / А. Д. Ключников // Теплоэнергетика. − 2000. − № 11. − С. 12−16. 10. Ш и н с к и, Ф. Управление процессами по критерию экономии энергии / Ф. Шински. − М.: Мир, 1981. − 388 с. 11. Я к о в л е в, Б. В. Повышение эффективности систем теплофикации и теплоснабжения / Б. В. Яковлев. − Минск: Адукацыя i выхаванне, 2002. − 448 с. 12. П о т р е б л е н и е энергии и потенциал энергосбережения в промышленных теплотех- нологиях и теплоэнергетике / В. Н. Романюк [и др.] // Энергия и менеджмент. − 2011. − № 3. − С. 3−11. 13. К в о п р о с у обеспечения графиков электрической нагрузки энергосистемы с привлечением потенциала энерготехнологических источников промышленных предприя- тий / Б. М. Хрусталев [и др.] // Энергетика и менеджмент. − 2010. − № 1. − С. 4–11. 14. Б р о д я н с к и й, В. М. Эксергетический метод и его приложения / В. М. Бродянский, В. Фратшер, К. Михалек. − М.: Энергоатомиздат, 1998. − 288 с. Представлена кафедрой ПТЭ и Т Поступила 20.10.2011