Анализ потерь эксергии и повышение эффективности использования топлива на ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат технических наук Скляров, Денис Владимирович

• Скляров, Денис Владимирович
• кандидат технических наук
• 2003

Оглавление диссертации кандидат технических наук Скляров, Денис Владимирович

Список использованных сокращений

Введение

Обзор существующих и проектируемых схем и 13 методик определения показателей эффективности использования топлива на ГТУ и ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами

1.1 Существующие и проектируемые схемы ГТУ и ПГУ 13 ТЭЦ с котлами-утилизаторами

1.2 Существующие методики определения показателей 30 эффективности использования топлива на ГТУ и ПГУ ТЭЦ

1.3 Постановка задач исследования 43 Разработка методики определения показателей 44 эффективности использования топлива в ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами

2.1 Выбор метода оценки эффективности использования 44 топлива

2.2 Разработка методики распределения расходов 54 топлива на выработку тепловой и электрической энергий

2.2.1 Определение эксергии топлива, затраченной на 55 выработку тепловой энергии ПГУ ТЭЦ с КУ

2.2.2 Определение эксергии топлива, затраченной на 58 выработку электроэнергии ПГУ ТЭЦ с КУ

2.2.3 Расходы топлива на тепловую и электрическую 59 энергии

2.2.4 КПД ПГУ ТЭЦ с КУ по выработке тепловой и 59 электрической энергии

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Анализ потерь эксергии и повышение эффективности использования топлива на ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами»

Одной из приоритетных задач энергетики на протяжении всего срока ее существования является повышение эффективности выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии потребителям. Одним из наиболее эффективных способов энергосбережения является теплофикация - централизованное теплоснабжение на базе комбинированной выработки тепловой и электрической энергий [47]. В нашей стране комбинированная выработка тепловой и электрической энергий развивалась преимущественно на базе паротурбинных технологий. Большая доля теплофикационных установок приходится на мощные паротурбинные теплофикационные блоки - Т-250/300-240, Т-180-130, Т-110/120-130 и их модификации. В табл. В.1 приведены показатели выработки электрической и тепловой энергии в России в 1995-2000 гг. и прогноз спроса на электрическую и тепловую энергию на срок до 2010 г. [29].

Как следует из приведенных данных, на отопительных котельных в России производится наибольшее количество тепловой энергии. Ежегодно в котельных сжигается более 200 млн. т.у.т., причем большая часть этого топлива - газ. Большинство этих котельных обладают невысокими технико-экономическими показателями, их оборудование морально и физически устарело и требует реконструкции.

Однако если в крупных городах степень теплофикации велика, то в остальных регионах, как раз наоборот, расположены, в основном, конденсационные мощности. Теплоснабжение городов и поселков ведется от котельных и автономных источников. Такая ситуация развития энергетики обусловлена тем, что потребители тепловой энергии рассеяны на большой территории. Строительство ТЭЦ с мощными теплофикационными энергоблоками невозможно из-за отсутствия крупных потребителей тепловой энергии.

Таблица В. 1

Показатели развития энергетики России

Показатель 1995 г. 2000 г. 2005 г. 2010 г. прогноз) (прогноз)

Производство млрд. 820 862 850-990 1080электрической КВт*ч 1270 энергии,

В том числе на млрд. 510 580 640-720 800-930

ТЭС, КВт*ч

72,0 67,8 72,3-72,7 73,2-74,0

Производство млн. 10060 10300 10700- 11300тепловой энергии ГДж 11000 12000

В том числе на млн. 3590 3700 3700- 3900

ТЭС ГДж 3800 4100

36,1 35,9

34-35 34-35

В том числе в млн. 4620 4780 4940- 5200котельных ГДж 5150 5500

46,3 46,4

46-47 46-47

Тепловые нагрузки непрерывно увеличиваются. По сравнению с уровнем 2000 г. ожидается их рост к 2010 году на 10 - 15%. Нужны эффективные способы удовлетворения спроса на энергию. Стабильный и постоянный рост потребления тепловой энергии обусловлен развитием жилого сектора, который является главным потребителем тепловой энергии [29,57].

При рассмотрении перспектив развития производства тепловой и электрической энергии следует учитывать, что на сегодняшний день половина оборудования ТЭС имеют износ более 50 %, а мощность полностью выработавшего свой ресурс оборудования составит 17 млн. кВт. По различным прогнозам к 2010 г. оборудование общей мощностью 60 -г 75 млн. кВт выработает парковый ресурс, и будет требовать либо серьезного технического перевооружения, либо демонтажа и замены современными энергоустановками. Исходя из разработанных проектов, при вводе новых объектов более 70 % новых мощностей будут составлять тепловые электростанции. [15,29,57].

В период до 2010 г. рост электрической нагрузки прогнозируется с 21 900 МВт до 25 000 МВт, что с учетом резервирования мощностей потребует ввода 7 100 МВт установленной мощности. В связи с этим программа ввода новых мощностей предусматривает ввод новых мощностей на ТЭЦ в объеме более 6 900 МВт за 10 лет. [29]

Очевидно, что и в условиях свободного рынка комбинированный способ производства тепловой и электрической энергий будет одним из самых развиваемых методов энергосбережения. Однако эти условия имеют особенности, которые могут повлиять на определение дальнейших путей развития теплофикации. В качестве основных можно выделить следующие особенности [57]: значительное сокращение централизованных капиталовложений, что будет приводить к сооружению ТЭЦ небольшой мощности;

- увеличение стоимости топлива, в первую очередь природного газа, объем отпуска которого ограничен;

- уменьшение выброса вредных веществ в окружающую среду, что является наиболее актуальным при использовании твердых видов топлива;

- снижение удельных капиталовложений, удельных материальных затрат, габаритов оборудования и объема строительно-монтажных работ;

- дальнейшее развитие наиболее совершенных принципов проектирования и строительства энергоустановок.

Рассмотрение этих особенностей приводит к прогнозу о возможности широкого строительства малых установок теплоснабжения на базе комбинированной выработке тепловой и электрической энергий, имеющих относительно низкую капиталоемкость и ориентированных на автономное энергоснабжение районов.

Рассматривая возможные варианты установок теплоснабжения малой мощности можно выделить следующие:

- традиционные водогрейные котельные;

- малые ТЭЦ на базе паровых турбин;

- ТЭЦ на основе газотурбинной и парогазовой технологий;

- нетрадиционные источники энергии (тепловые насосы, солнечные установки).

Как уже было сказано выше, водогрейные котельные являются наиболее распространенным вариантом малого теплоснабжения. Несмотря на то, что для большинства котельных уже на сегодняшний день их физический и моральный износ значителен, согласно прогнозу доля тепловой энергии, производимой на котельных до 2010 г. практически не уменьшится (табл. 1.1), несмотря на то, что раздельное производство тепловой и электрической энергии является менее экономичным. Однако применение новых технологий может обусловить рациональное использование теплофикационных котельных. На сегодняшний день при незначительных плотностях тепловой нагрузки (менее 0,3 МВт/га) возможно применение котельных, устанавливаемых на крышах зданий как источника децентрализованного теплоснабжения [18].

Другим вариантом малого теплоснабжения являются малые ТЭЦ на базе паровых турбин типов Р, Т и ПТ, газотурбинной или парогазовой технологии. Согласно проведенным расчетам [6], применение противодавленческих установок позволяет сэкономить до 70 % топлива по сравнению с раздельной выработкой. Однако максимальной экономичности эти установки достигают при использовании мощных турбин с тепловой нагрузкой более 200 МВт. Для мини ТЭЦ на базе турбин типа Т-50 экономия топлива по сравнению с раздельной выработкой составляет 29-кЗЗ % [6,18].

В печати широко обсуждается вопрос применения нетрадиционных источников энергии для теплоснабжения (тепловые насосы, установки солнечной энергетики, геотермальные установки [33]). По данным на 1992 г. их общая тепловая мощность в мире составила около 3 тыс. МВт. В России использование нетрадиционных источников ограничено. Согласно прогнозу [33] общее производство энергоресурсов за их счет к 2010 г. будет эквивалентно использованию 2,7 млн. т.у.т., что составляет менее 1 % от расхода топлива на теплофикацию в России в 1995г.

На сегодняшний день одним из наиболее привлекательных проектов теплофикационных установок являются ГТУ и ПГУ ТЭЦ [32]. В последние годы создалась основа для широкого применения ГТУ для теплоснабжения. Среди многочисленных вариантов комбинированного производства тепловой и электрической энергии на базе газотурбинных и парогазовых установок следует выделить следующие:

1. Замена устаревшего паротурбинного теплофикационного оборудования действующих ТЭЦ мощностью 50-И00 МВт на газотурбинные агрегаты мощностью 60-И 50 МВт. Основными проблемами при реализации данных проектов является необходимость реконструкции электрической части станции (поскольку выработка электроэнергии на тепловом потреблении на ГТУ-ТЭЦ в 1,5^-2,0 раза больше, чем на традиционных паротурбинных" электростанциях) и невозможность использовать уголь в качестве резервного топлива [8];

2. Строительство ГТУ и ПГУ ТЭЦ небольшой мощности для автономного теплоснабжения небольших городов и районов крупных городов [6]. Для этих целей целесообразно использование газотурбинных установок отечественного и зарубежного производства мощностью 1СМ-25 МВт. Следует отметить, что излишняя концентрация мощностей на ТЭЦ и необходимость по экологическим ограничениям сооружать теплоцентрали вдали от городской застройки привели к резкому росту затрат на транспорт тепловой энергии от ТЭЦ, что вызвало существенное увеличение стоимости отпускаемой тепловой энергии [15]. ПГУ и ГТУ ТЭЦ, в силу более высоких экологических показателей, могут размещаться в непосредственной близости от тепловых потребителей. Такое размещение ГТУ-ТЭЦ позволяет также снизить расходы на тепловые сети, как на строительство новых, так и на обслуживание уже существующих;

3. Установка газотурбинных установок на реконструируемых и расширяемых котельных для работы в автономном режиме или в качестве пикового источника теплоты [6];

4. Реконструкция районных котельных по газотурбинной или парогазовой технологии;

5. Использование ПГУ и ГТУ ТЭЦ для локального снабжения технологическим паром предприятий, как автономный, надежный и экономически выгодный источник электрической энергии и пара для нужд производства. Наибольшей эффективностью отличается использование таких ТЭЦ на нефтеперерабатывающих предприятиях, имея в виду возможность использования продуктов переработки нефти в качестве топлива [30].

По сравнению с наиболее эффективными бинарными ПГУ, в том числе и с различными схемами с паровыми турбинами типа Т, ПТ, Р, которые могут обеспечивать производство различных видов тепловой энергии [2,16,52], ГТУ ТЭЦ имеют более низкие технико-экономические показатели. Однако этот недостаток компенсируется значительными преимуществами ГТУ ТЭЦ: меньшие по сравнению с ПГУ и паротурбинными ТЭЦ капитальные затраты, компактность, меньший чем на ПТУ и ПГУ штатный коэффициент, более высокий уровень надежности и маневренности [52]. Возможна полностью автономная работа ГТУ ТЭЦ с дистанционным управлением нескольких ГТУ ТЭЦ с объединенного диспетчерского пульта. Строительство малых газотурбинных ТЭЦ (мини - ТЭЦ), и прежде всего путем надстройки действующих и вновь строящихся районных котельных [6,18] позволит в несколько раз уменьшить размер капиталовложений в систему теплоснабжения.

Несомненно, что при выборе схемы и оборудования для реализации задачи теплоснабжения важнейшую роль представляет собой правильный выбор типа ГТУ как ключевого элемента установки.

Газотурбинные ТЭЦ проектируют на базе газотурбинных установок открытого типа. В течение последних 30 лет и в перспективе до 2010 г. (а может быть и далее) ГТУ являются наиболее динамично развивающимся в мире тепловым двигателем. На сегодняшний день достаточно прочно сформировались принципы конструирования ГТУ, которые позволяют обеспечить хорошие показатели надежности и тепловой экономичности.

Важной научной задачей является определение показателей эффективности использования топлива в различных схемах ПГУ и ГТУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами. В настоящее время для ПГУ ТЭЦ разработаны методики определения этих показателей, основанные на применении физического и пропорционального методов распределения расходов топлива на выработку тепловой и электрической энергий на ТЭЦ [36]. Эти методы распределения расходов топлива имеют существенные недостатки. Дискуссии о выборе показателей эффективности использования топлива на ТЭЦ проводились в начале 50-х, в 70-х и в 90-х годах. Ни одна из этих дискуссий не привела к одобрению каких-то определенных показателей эффективности использования топлива на ТЭЦ. Целью настоящей работы является разработка методики по определению показателей эффективности использования топлива на ГТУ и ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами, проведение на базе разработанной методики анализа и определение резервов повышения эффективности использования топлива на ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами и ГТУ ТЭЦ, с учетом различных режимов работы в течение года.

Заключение диссертации по теме «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты», Скляров, Денис Владимирович

5. Заключение и выводы по диссертации.

1. В результате анализа большого количества исследований тепловой экономичности различных теплофикационных установок было установлено, что общепринятые показатели тепловой экономичности не могут служить достаточным критерием эффективности использования топлива. На основании проведенного анализа можно сделать предположение о том, что причинно-следственная связь между показателями тепловой экономичности и собственно эффективностью использования топлива изучена недостаточно.

2. Показано, что эксергетический КПД является достаточным критерием эффективности использования топлива энергоустановкой. Поэтому сравнение энергоустановок по эксергетическому КПД в отличие от сравнения по показателям тепловой экономичности не требует приведения энергоустановок к одинаковой выработке тепловой и электрической энергии.

3. ТЭЦ имеет преимущество над КЭС, так как потери эксергии на ТЭЦ используются полезно при теплоснабжении. Затраты эксергии топлива ТЭЦ на производство тепловой энергии предложено определять как затраты эксергии в альтернативном источнике тепловой энергии для теплоснабжения потребителя (котельной, тепловом насосе, электрическом котле и т.п).

4. На базе разработанных методики определения показателей эффективности использования топлива на ТЭЦ и методики разделения расходов топлива на тепловую и электрическую энергии проанализированы аналитические зависимости показателей эффективности использования топлива обобщенной ПГУ ТЭЦ с котлом-утилизатором от эксергетических КПД элементов ПГУ ТЭЦ.

5. На основе предложенной методики определения годовых показателей эффективности использования топлива на ПГУ ТЭЦ проведен анализ эффективности и определены резервы повышения эффективности использования топлива на бинарных ПГУ ТЭЦ с одним, двумя-, и тремя- контурами генерации пара, с промперегревом пара и без него.

6. На базе методики определения годовых показателей ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами проведен анализ схемы собственных нужд и теплофикационной установки "Северо-Западной" ТЭЦ (г. Санкт - Петербург). Предложены варианты реконструкции этих схем, позволяющие существенно повысить эффективность использования топлива на станции.

7. На основе анализа эффективности использования топлива обобщенной тепловой схемы отопительной ГТУ ТЭЦ уточнены рекомендации по выбору методов регулирования тепловой нагрузки отопительной ГТУ ТЭЦ, выбору типоразмера и количества ГТУ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Скляров, Денис Владимирович, 2003 год

1. Андрющенко А.И., Лапшов В.И. Парогазовые установки электростанций (термодинамический и технико-экономический анализы циклов и тепловых схем). -J1.: Энергия, 1965. 248с.

2. Арсеньев Л. В., Рисс В., Черников В. А., Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами. Санкт-Петербург. Издательство СПбГТУ, 1996.

3. Арсеньев Л.В., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами.-Л.: Машиностроение, Ленингр. отд-ние, 1982.- 247с.

4. Березинец П.А., Васильев М.К., Ольховский Г.Г. Бинарные ПГУ на базе газотурбинной установки средней мощности / Теплоэнергетика. 1999. - №1. - с. 15-21.

5. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций.-СПб.: Изд-во СПбГТУ, 1997. 295с.

6. Боровков В. М., Зысин Л. В. Основные направления развития мини- ТЭЦ на основе современных парогазовых технологий. // Известия РАН. Энергетика. 2001. - №1.

7. Бродянский В. М., Фратшер В., Михалек К. Эксергетический метод и его приложения. М.: Энергоатомиздат, 1988.

8. Гинсбург Г.В., Коновалов Г.М., Ломоносов В.А. Работы фирмы ОРГРЭС по подготовке к внедрению парогазовых технологий в производстве электрической и тепловой энергии / Электрические станции. 1998. - №5. - с.13-14.

9. Гольдберг A.C., Котлер В.Р. Модернизация стареющих тепловых электростанций. в США с использованием ПГУ / Электрические станции. 1996. - №2. - с.56-62.

10. Горелочное устройство для котла-утилизатора ПГУ-800 / Горбаненко А.Д., Морозов О.В., Тумановский А.Г. и др. // Теплоэнергетика. 1989. № 5. с. 54-58.

11. Гохштейн Д. П., Современные методы термодинамического анализа энергетических установок. М.: Энергия, 1969.

12. Гухман А. А. Об основаниях термодинамики. М.: Энергоатомиздат, 1986.

13. Дорофеев С.Н. Исследование и оптимизация применения газотурбинных ТЭЦ в энергетике: Автореф. дисс. на соиск. уч.ст. канд.тех.наук. -М. 1998. -20с.

14. Дудко А. П. Разработка методических основ определения энергетических показателей парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами и исследование режимов их работы: Автореф. дисс. на соиск. уч.ст. канд.тех.наук. -М. 2000. -20с.

15. Дьяков А.Ф., Попырин Л.С., Фаворский О.Н. Перспективные направления применения газотурбинных установок в энергетике России / Теплоэнергетика. 1997. - №2. - с.59-64.

16. Зысин В. А. Комбинированные парогазовые установки и циклы. П.: ГЭИ 1962.

17. Испытания блока дожигающих устройств ГТ-25-700 на Якутской ГРЭС / Акулов В.А., Бутовский A.C., Жемчугова В.И. и др. // Теплоэнергетика. 1981. № 6. с. 48-51.

18. Калафати Д. Д. Применение турбин с противодавлением как перспективное направление повышения эффективности малых и средних ТЭЦ. //Теплоэнергетика. 1992. № 10. С. 55-60.

19. Кириллин В. А., Сычев В. В., Шейндлин А. Е., Техническая термодинамика. М.: Энергоатомиздат, 1983.

20. Клаус Ридле, Роберт Тауд. Электростанции на природном топливе остаются основой в производстве электроэнергии / Power Journal. -1998. №11. - с.4^10. .

21. Комисарчик Т.Н., Грибов В.В., Гольдштейн А.Д. Математическая модель парогазовой установки с котлом-утилизатором / Теплоэнергетика. 1991. - №12. - с.63-65.

22. Костюк Р.И. Разработка теплофикационных бинарных парогазовых установок и исследование технологии их эксплуатации (на примере ПГУ-450Т Северо-Западной ТЭЦ в Санкт-петербурге): Автореф. дисс. на соиск. уч.ст. канд.тех.наук. -М. 1998. -63с.

23. Котлер В.Р. Модернизация устаревших ТЭЦ / Электрические станции. 1997. - №7. - с.67-69.

24. Математические модели и программные средства для моделирования элементов и тепловых схем ПГУ / А.П. Иванов, A.B. Клевцов, A.B. Корягин и др. // Вестник МЭИ. 1997. - №5. - с.5-9.

25. Математическое моделирование тепловых схем одноконтурных теплофикационных ПГУ / А.Д. Цой, A.B. Клевцов, A.B. Корягин и др. // Промышленная энергетика. 1997. - №12. - с.25-31.

26. Математическое моделирование тепловых схем двухконтурных теплофикационных ПГУ / А.Д. Цой, A.B. Клевцов, A.B. Корягин и др. // Промышленная энергетика. 1998. - №3. - с.36-40.

27. Методические указания по составлению .отчета электростанций и акционерного общества энергетики и электрофикации о тепловой экономичности оборудования: РД 34.08.552-95.-М.: СПО ОРГРЭС, 1995. -124с.

28. Модернизация энергетических блоков путем их надстройки газовыми турбинами / Г.Г. Ольховский, Н.С. Чернецкий, П.А. Березинец и др. // Электрические станции. -1991. №7. - с.9-18.

29. Новая энергетическая политика России. М.: Энергоатомиздат, 1995. -512с.

30. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом / Теплоэнергетика. 1999. - №1. - с.71-80.31.-Парогазовая установка ПГУ-350 НПО «Турбоатом» / Л.А, Зарубин, Ф.Я. Симма, С.И. Горбачинский и др. // Теплоэнергетика. 1992. -№9. - с.9-14.

31. Парогазовые установки путь к повышению экономической эффективности и экологической чистоты теплоэнергетики / Теплоэнергетика. - 1990. - №3. - с.2-8.

32. Перминов Э. А. Освоение нетрадиционных и возобновляемых источников энергии в России // Мировая электроэнергетика. 1995. № 2. С. 43-48.

33. Перспективы применения газовых турбин в энергетике / Теплоэнергетика. 1992. - №9. - с.2-9.

34. Попырин Л.С., Щеглов А.Г. Эффективные типы парогазовых и газотурбинных установок для ТЭС / Электрические станции. 1997. - №7. - с.8-17.

35. Расчет показателей тепловых схем и элементов газотурбинных и парогазовых установок электростанций. Цанев С. В., Буров В. Д., Дорофеев С. Н. и др. М. Издательство МЭИ, 2000.

36. Рейф. Ф. Статистическая физика. Берклеевский курс физики. Том 5. М. Наука, 1977.

37. Реконструкция устаревших ТЭС по парогазовой технологии / А.Ф. Дьяков, А.Ф. Евдокимов, О.И. Демидов и др. // Теплоэнергетика. -1997. №8. - с.53-59.

38. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Учебник для вузов / Под ред. Гиршфельда В.Я. 3-е изд., перераб. и доп.-М.: Энергоатомиздат, 1987. - 328с.

39. Саламов A.A. Удельные капитальные затраты на сооружение ТЭС за рубежом / Теплоэнергетика. 1997. - №2. - с.76-79.

40. Серебряников Н.И., Кузнецов Е.К. Задачи и первые итоги работы московской энергетики в условиях перехода к рынку // Теплоэнергетика. 1994. № 8. С. 2-8.

41. Скляров Д. В. Исследование эффективности газотурбинных и парогазовых ТЭЦ. //3-я научно практическая конференция "Формирование технической политики инновационных наукоемких технологий": доклад. СПб, Издательство СПбГТУ, 2003.

42. Скляров Д. В. Показатели эффективности ТЭЦ. //3-я научно практическая конференция "Формирование технической политики инновационных наукоемких технологий": доклад. СПб, Издательство СПбГТУ, 2003.

43. Скляров Д. В. Буров В. Д. Исследование экономичности газотурбинной ТЭЦ на базе ГТУ "Tempest" (Alstom). // VI международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика": тез. докл. М., 2000.

44. Скляров Д. В., Лошкарев В. А. Дожигание топлива в котлах-утилизаторах ПГУ. // V международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика": тез. докл. М., 1999.

45. Соколов Е.Я. О способах распределения расхода топлива на ТЭС / Теплоэнергетика. 1992. - №9. - с.55-59.

46. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоатомиздат, 1982.

47. Соколов Е. Я., Бродянский В. М. Энергетические основы трансформации тепла и процессов охлаждения. М.: Энергоатомиздат, 1983.

48. Соколов Е.Я., Мартынов В.А. Энергетические характеристики парогазовых теплофикационных установок / Теплоэнергетика. -1996. №4. - с.47-54.

49. Стерман Л.С., Тишин С.Г., Печенкин С.П. Методика прогнозирования годовых энергетических показателей и расходов топлива для теплофикационных установок / Теплоэнергетика. -1993.-№12.-с.8-12.

50. Тепловые схемы ПГУ: Автоматизация конструирования и расчета / В.М. Боровков, С.А. Казаров, О.И. Демидов и др. // Электрические станции. 1994. - №7. - с.36-40.

51. Тепловые схемы ТЭС и АЭС. Боровков В.М., Демидов О.И., Казаров С.А. и др.; под ред. Казарова С.А. -СПб.: Энергоатомиздат. Санкт-Петербургское отд-ние, 1995. 392с.

52. Теплофикационная парогазовая установка мощностью 130 МВт / Н.К. Акимов, П.А. Березинец, М.К. Васильев и др. // Теплоэнергетика. 1992. - №9. - с.22-27.

53. Теплофикационная парогазовая установка Северо-Западной ТЭЦ/ А.Ф. Дьяков, П.А. Березинец, М.К. Васильев и др. // Электрические станции. 1996. - №7. - с. 11-16.

54. Трухний А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. 4.1.Объект и методика проведения исследований / Теплоэнергетика. 1999. - №1. - с.27-31.

55. Трухний А.Д., Эскандари Ф. Моделирование на ПЭВМ переменного режима одноконтурной парогазовой установки и исследование режимов ее работы при скользящем давлении / Вестник МЭИ. -1996. №4.-с.53-58.

56. Хрилев Л.С. Основные направления и эффективность развития теплофикации / Теплоэнергетика. 1998. - №4. - с.2-12.

57. Ценообразование для газовых турбин / Электрические станции. -1996. №6. -с.69-70.

58. Читашвили Г. П. Расчет показателей тепловой экономичности и удельных расходов топлива на газотурбинных блок-ТЭЦ. / Теплоэнергетика. 1994 - №5 - с 48-51.

59. Шаргут Я., Петела Р. Эксергия / Пер. С польского. Под ред. В. М. Бродянского. М.: Энергия, 1968.

60. Щегляев A.B. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. 6-ое изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б.М. Трояновским. -М.: Энергоатомиздат, 1993.

61. Энергия и эксергия. Под редакцией В. М. Бродянского. М.: Мир, 1968.

62. Янтовский Е. И. Потоки энергии и эксергии. М.: Наука, 1988.

63. Australia's Victoria issues RFP for 8 hospital cogeneration units / Independent Power Rept. 1990. - №2. -c.4.

64. City Centre Power and Heat Supplied by Berlin Mitte / Modern Power Systems. -1995. -№2. c.33-45.

65. Combined-cycle plant supplies district heating / European Power News. 1994. - №2. -C.25.

66. Combined-cycle power plants for two Swedish towns / Energy Dig. -1990. №4. -c.26-27.

67. GT10 CHP plants rated 87 / Gas turbine world. 1990. - №5. -c. 16-21.

68. Laakkonen Mikko, Kurikka Pentti. Vuosaari В turns up the heat in Helsinki / Modern Power Systems. 1995. - №3. - c.49-56.

69. Le chauffage urbain de la ville de la Haye, Pays-Bas / Reseaux et chai. -1989. №3. -c.55-59.

70. Lowell cogen plant goes on-stream / Turbomachinery International. -1989. №5. -C.43.

71. Nossener Brücke V64.3 GTCC in Dresden supplies district and process heat / Modem Power Systems. 1995. - №4. - c.65-72.

72. Rilley S. T./ Kolp D. A. STIG increases output from aeroderivative gas turbines // Modem Power System, 1993, №5 p. 36 38/

73. Stenzel, Walter, Tanner, Norbert. Die GUD-Anlage. der .Thüringischen Faser AG Schwarza / Fernwarme int. 1992. - №9. - c.438-449.

74. The New GUD Cogeneration Power Plant for Dresden, Germany / Power Journal. 1993. - №8. -c.5-8.