Разработка методических основ определения энергетических показателей парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами и исследование режимов их работы тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат технических наук Дудко, Андрей Петрович

• Дудко, Андрей Петрович
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Дудко, Андрей Петрович

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ СХЕМ ПАРОГАЗОВЫХ ТЭЦ И РАБОТ ПО РАЗРАБОТКЕ МЕТОДИК РАСЧЕТА

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ.

1.1. Термодинамические основы циклов ПГУ-ТЭЦ.

1.2. Тепловые схемы парогазовых ТЭЦ с КУ.

1.3. Обзор работ по разработке методик расчета схем и их энергетических показателей.

1.4. Постановка задачи и цели исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И ИССЛЕДОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ПГУ-ТЭЦ С КОТЛАМИ-УТИЛИЗАТОРАМИ

2.1. Классификация типов схем парогазовых ТЭЦ с КУ.

2.2. Схема тепловых потоков теплофикационной ПГУ с КУ

2.3. Показатели режимов работы ПГУ-ТЭЦ.

2.4. Особенности разделения расхода топлива на виды вырабатываемой энергии.

2.4.1. «Пропорциональный» метод разделения расхода топлива

2.4.2. «Физический» метод разделения расхода топлива.

2.5. Определение показателей тепловой экономичности.

2.6. Анализ показателей тепловой экономичности основных элементов ПГУ-ТЭЦ и их связь с показателями ТЭЦ.

2.6.1. Показатели тепловой экономичности газотурбинной установки.

2.6.2. Показатели тепловой экономичности котла-утилизатора.

2.6.3. Показатели тепловой экономичности паротурбинной установки.

2.7. Анализ показателей тепловой экономичности ПГУ-ТЭЦ.

2.7.1. Энергетический коэффициент парогазового цикла.

2.7.2. КПД ПГУ-ТЭЦ производства электроэнергии.

2.7.3. КПД ПГУ-ТЭЦ производства тепловой энергии.

2.7.4. Коэффициент использования теплоты топлива ПГУ-ТЭЦ

2.7.5. Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении ПГУ-ТЭЦ.

2.8. Особенности определения показателей тепловой экономичности ПГУ-ТЭЦ с учетом затрат энергии на собственные нужды.

2.9. Основные положения расчета технико-экономических показателей для анализа тепловой экономичности оборудования ПГУ-ТЭЦ с КУ.

2.10. Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА

ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ПГУ-ТЭЦ С КУ.

3.1. Особенности расчета тепловых схем парогазовых ТЭЦ.

3.2. Разработка методических основ расчета тепловых схем ПГУ-ТЭЦ.

3.3. Специфика расчета затрат электрической и тепловой энергии на собственные нужды.

3.4. Основные положения расчета на ЭВМ тепловых схем ПГУ-ТЭЦ

3.5. Выводы по третьей главе.

ГЛАВА 4. АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПГУ-ТЭЦ.

4.1. Основные положения анализа и методика его проведения для различных типов схем парогазовых ТЭЦ.

4.2. Разработка диаграмм режимов работы ПГУ теплофикационного типа с КУ и их анализ.

4.3. Анализ режимов работы моноблока ПГУ-ТЭЦ в годовом разрезе.

4.4. Пример использования диаграмм режимов работы для исследования и анализа энергетических показателей ПГУ-ТЭЦ в годовом разрезе.

4.5. Выводы по четвертой главе.

ГЛАВА 5. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГОДОВЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ ПГУ-ТЭЦ

5.1. Особенности определения годовых показателей парогазовых ТЭЦ.

5.2. Годовые показатели работы парогазовых ТЭЦ.

5.3. Методические основы расчета годовых показателей ПГУ-ТЭЦ

5.4. Разработка методики сравнения тепловой экономичности вариантов ПГУ-ТЭЦ.

5.5. Разработка методики сравнения вариантов энергоснабжения района на базе ПГУ-ТЭЦ с использованием приведенных годовых показателей.

5.5.1. Основные положения методики сравнения вариантов энергоснабжения района

5.5.2. Алгоритм сравнения вариантов энергоснабжения в годовом разрезе.

5.6. Использование методики определения годовых показателей парогазовой ТЭЦ при сравнении эффективности вариантов реконструкции ТЭЦ МЭИ.

5.6.1. Варианты реконструкции ТЭЦ МЭИ.

5.6.2. Определение и исследование показателей тепловой экономичности вариантов реконструкции ТЭЦ МЭИ.

5.7. Выводы по пятой главе.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методических основ определения энергетических показателей парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами и исследование режимов их работы»

На долю России приходится почти седьмая часть суммарного производства первичных энергоресурсов в мире, в том числе газа - 36%, нефти - 13%, угля - 12%, и в обозримой перспективе запасы топлива достаточны для полного обеспечения, как собственных потребностей, так и для экспорта. Потенциальные ресурсы газа оцениваются в 212 трлн.куб.м, из них разведанные запасы - 49 трлн.куб.м.

В настоящее время удельный вес природного газа в суммарном расходе топлива на электростанциях РФ составляет 62%. На перспективу до 2010 года прирост электропотребления и производства электроэнергии в основном будет осуществляться за счет тепловых электростанций. В современных условиях РАО «ЕЭС России» ориентируется на газоугольную топливную стратегию развития тепловой электроэнергетики. Это означает, что к 2010 году в балансе топливоиспользования ТЭС доля газа составит 65%.

Структура оборудования энергосистем Российской Федерации характеризуется тем, что основная доля электрической и тепловой энергии производится на ГРЭС и ТЭЦ с паротурбинными блоками (примерно 70%), сжигающими органическое топливо. Эти блоки, однако, имеют удельные экономические показатели, близкие к своему техническому пределу даже с учетом перспективы их возможного совершенствования (за счет повышения начального давления и температуры, введение вторичного промперегрева, уменьшение затрат энергии на собственные нужды и т.д.). Даже при использовании комбинации различных мер, направленных на повышение эффективности энергоблоков, верхняя граница значений КПД по выработке электроэнергии достигнет 51 % (рис.В.1.) [1]. Вместе с тем, указанные меры целесообразно применять на паросиловых энергоустановках большой мощности (300-И000 МВт).

К числу задач, требующих решения при реализации новой энергетической политики России, относится освоение современных эффективных технологий производства тепловой и электрической энергии с

51 50 49 48 47 46 45 44 43 42 41

Рис.В.1. Перспектива повышения КПД паротурбинных блоков за счет различных мер

КПД нетто, %

167 бар 538/ 538 "С

250 бар 540/ 560

270 бар

585/ 600 °С

300 бар 600/ 620'С

1,1 %

315 бар 620/ 620'С

350 бар

700/ 720 °С

1,0%

0,4 %

0,8% 5553? Я пром-перегрев

0,4% Icoi

КПД паровой турбины

Использование Собствен- тепловых ные нужды отходов котла

КПД котла

Недогрев до температуры насыщения

Потери — давления

Пароводяной контур

-О

Усовершенствование конструкционных материалов Усовершенствование процессов применением комбинированных установок, в основе которых лежит использование парогазовой технологии. Вводимая мощность на ПГУ и ГТУ на новых и модернизируемых электростанциях к 2010 году может достичь 25-н30 млн. кВт. За рубежом парогазовые установки уже нашли широкое применение [2, 3, 4].

В основе парогазовых электростанций лежат газотурбинные установки. Уже сегодня КПД современных энергетических ГТУ в автономном режиме достигает 38-И0%, а электрическая мощность лежит в широком диапазоне от 1 до 300 МВт. Высокая маневренность ГТУ (время вывода на номинальную мощность составляет 20-^30 мин) делает их привлекательными для использования в энергосистеме. В таблице В. 1 приводятся эксплуатационные данные для некоторых ГТУ фирмы ABB (Asea Brown Bovery).

При уже освоенных параметрах рабочих тел на ПГУ можно достигнуть технико-экономических показателей значительно более высоких, чем для современных паротурбинных блоков.

Таблица В. 1

Тип ГТУ GT8C GT13D GT13E2 GT26

Номинальная электрическая мощность, МВт 52,8 97,9 165,1 240

Время пуска из холодного состояния до ном. нагрузки (норм/ускор), мин 17/10 16/8,5 25/12 30

Гарантируемый общий ресурс установки,ч 100000

Коэффициент готовности 0,99 0,99 0,992 0,99

Среди электростанций, находящихся в эксплуатации в настоящее время, электростанция Didcot В (Англия), на основе ГТУ V94.3 фирмы Siemens KWU,, с коэффициентом производства электроэнергии 56 % на сегодняшний день является примером реализации ПГУ современного уровня. Строящаяся электростанция Otahuhu (Новая Зеландия) достигнет значения КПД 58%. Цель, заключающаяся в достижении коэффициента использования теплоты топлива 60% на ПГУ-КЭС, реальна и, по всей вероятности, будет достигнута уже к 2000 году [1].

При современных параметрах газов ГТУ парогазовые установки с котлами-утилизаторами обладают рядом достоинств:

• высокая термическая эффективность (выше, чем у современных паросиловых установок);

• умеренное снижение КПД при снижении мощности за счет структурной схемы блока;

• высокая маневренность установки обеспечивается большой долей мощности газотурбинной части (60+70 %), а также средними параметрами пара;

• сравнительно низкая удельная стоимость и высокая надежность.

Для примера в таблице В .2 приводятся сравнительные данные по стоимостным характеристикам паротурбинных и парогазовых станций [1].

Несмотря на снижение за последние годы удельных капвложений для паротурбинных ТЭС, удельные капиталовложения для ПГУ значительно меньше [3-6].

Для отечественной энергетики всегда была актуальной задача теплофикации ввиду особенности климатических условий, в которых находится значительная часть Российской Федерации. Согласно прогнозам

Таблица В.2. Анализ расходов в процессе срока эксплуатации ТЭС

Параметры 1990 г. 1995 г.

ПГУ ПТУ ПГУ ПТУ

Удельные расходы на оборудование, (БМ/кВт) 800 1300 550 700

Коэффициент полезного действия по производству электроэнергии, % 52,5 40,0 57,2 42,0

Института энергетических исследований (ИНЭИ РАН РФ), к 2010 году отпуск тепла от ТЭЦ в целом по России составит 4000-^4200, а по европейской части - 3000-^3100 млн. ГДж [7-9], что на 8-^10% больше отпущенного тепла в 1995 году. Доля тепловой энергии, вырабатываемой на ТЭЦ, составит 49-^50%. Одним из наиболее эффективных путей повышения эффективности ТЭЦ является использование ПГУ теплофикационного типа с котлами-утилизаторами, как на новых станциях, так и при реконструкции устаревших [8].

Как показывают исследования, в режимах с максимальной теплофикационной нагрузкой коэффициент использования теплоты топлива примерно одинаковый для паротурбинных и парогазовых ТЭЦ. Несмотря на это, использование ПГУ-ТЭЦ в энергетике позволит повысить эффективность использования топлива в годовом разрезе. Это обуславливается тем, что достаточно большой период времени (неотопительный период и начало/конец отопительного периода) паросиловые ТЭЦ работают на частичной тепловой нагрузке и, как следствие, с невысоким КПД. При этих же условиях парогазовые ТЭЦ имеют более высокие показатели. Для сравнения, КПД ПГУ в конденсационном режиме составляет 52-ь55% против 42-г-45% у паросиловых установок.

Важной задачей также является определение и исследование показателей тепловой экономичности различных схем ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами. В качестве примера можно привести Северо-Западную ТЭЦ (г. Санкт-Петербург) [10]. При практически полной ее готовности к концу 1999 года до сих пор нет нормативной и утвержденной документации для определения технико-экономических показателей и составления отчетных материалов. Таким образом, в настоящее время существует необходимость проведения работы в этом направлении. К настоящему времени не определены положения методики определения показателей тепловой экономичности ПГУ-ТЭЦ. В литературе рассматриваются различные способы разделения расхода топлива на производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ [11]. Среди них широкое применение получил «физический» метод, использовавшийся длительное время электростанциями и энергосистемами при составлении нормативных и отчетных материалов. Ввиду экономических условий, возникших в отечественной энергетике в 90-х годах при переходе к рыночной экономике, был введен в практику разработанный в ОРГРЭС «пропорциональный» метод (или метод ОРГРЭС). В настоящее время метод ОРГРЭС имеет статус нормативного для паротурбинных теплоэлектроцентралей [12, 13].

Необходимо разработать методические основы расчета тепловых схем ПГУ-ТЭЦ, их элементов и режимов работы. Создание машинных средств расчета позволит проводить оптимизацию структуры и технологических решений схемы и режимов работы станции при совместной выработке тепловой и электрической энергии. С помощью таких средств расчета возможно решить задачи работы нескольких энергоблоков в составе ПГУ-ТЭЦ с различной нагрузкой с целью обеспечения максимальной эффективности производства. Определение годовых показателей работы станции в целом позволит проводить технико-экономическую оценку целесообразности реализации проекта, сравнить показатели финансовой эффективности различных вариантов тепловых схем, оптимально проработать режимы работы и структуру применительно к конкретным условиям: региону сооружения (реконструкции), его климатическим условиям, финансовой политике региона и т.д. Это должно быть обязательным условием окончательного выбора варианта реализации проекта ТЭЦ [14].

В настоящее время в отечественной энергетике актуальной стала проблема реконструкции физически и морально устаревших теплоэлектроцентралей. Согласно оценкам специалистов, более половины оборудования ТЭС имеет износ 50%, а мощность полностью выработавшего свой расчетный ресурс оборудования составляет 17 млн. кВт. По прогнозам, в период до 2010 года из находящегося в эксплуатации энергетического оборудования мощностью 135 млн. кВт отработает свой расчетный ресурс оборудование мощностью 75 млн. кВт [8,15,18]. Парогазовые установки теплофикационного типа с котлами-утилизаторами могут использоваться как при строительстве новых электростанций, так и при техническом перевооружении существующих паросиловых теплоэлектроцентралей с целью повышения экономических, маневренных и экологических показателей [4, 1419].

Настоящая работа посвящена исследованию и анализу различных вариантов тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами, их структурных особенностей. Основная часть работы посвящена разработке методики определения показателей тепловой экономичности теплофикационной ПГУ. Рассмотрены основные вопросы расчета тепловых схем и предложены алгоритмы расчета тепловых схем, энергетических показателей режимов работы ПГУ теплофикационного типа. Предложена методика исследования показателей тепловой экономичности работы парогазовых ТЭЦ с использованием диаграмм режимов. Изложены методические основы для определения годовых показателей работы ПГУ-ТЭЦ.

Работа выполнена под руководством кандидата технических наук, доцента кафедры ТЭС МЭИ Цанева C.B. Автор выражает руководителю работы и научному руководителю НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС», кандидату технических наук, доценту Бурову В.Д. благодарность и признательность за участие, и постоянную поддержку. Автор работы благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» за помощь, а также сотрудников кафедры Тепловых электростанций МЭИ за ряд сделанных важных замечаний и полезных рекомендаций.

Автор также признателен специалистам фирмы ОРГРЭС за консультации и ценные рекомендации при работе над отдельными частями диссертации и подготовке публикаций, а также российскому представительству департамента KWU фирмы Siemens за консультации и предоставленные материалы.

Заключение диссертации по теме «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты», Дудко, Андрей Петрович

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

По диссертационной работе можно сделать следующие выводы:

1. В результате анализа большого количества различных тепловых схем действующих и проектируемых ПГУ-ТЭЦ проведена их классификация и выделены две основные группы, характеризующиеся структурными особенностями и включившие в себя несколько типов схем.

2. Разработана методика определения показателей тепловой экономичности парогазовых ТЭЦ для «физического» и «пропорционального» способов разделения топлива на виды вырабатываемой энергии для теплоэлектроцентралей. Автором получены необходимые для расчета показателей зависимости. Проведен анализ их изменения в зависимости от условий эксплуатации. Учтены особенности технологического процесса производства тепловой и электрической энергии на ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилизаторами, в том числе при применении систем дожигания топлива в среде выхлопных газов ГТУ.

3. Получены зависимости определения показателей экономичности основных элементов тепловой схемы ПГУ-ТЭЦ: ГТУ, котла-утилизатора и паротурбинной установки. Проведен их анализ и показана связь с показателями энергоблока. Представлены положения расчета технико-экономических показателей ПГУ-ТЭЦ для анализа тепловой эффективности оборудования при эксплуатации. Определение этих показателей в условиях эксплуатации оборудования позволят проверить заявленные изготовителями характеристики оборудования. Разработанные автором методические основы определения и анализа показателей экономичности ПГУ-ТЭЦ ее элементов, полученные им зависимости позволяют использовать их в проектных, научно-исследовательских работах, в процессе эксплуатации парогазовых ТЭЦ для определения тепловой экономичности отдельных элементов схемы и всей энергоустановки в целом.

4. Разработаны методические основы и алгоритм расчета различных типов тепловых схем теплофикационных ПГУ, сформулированы и обоснованы основные этапы их расчета. Учтено наличие дожигание топлива, многоступенчатых теплофикационных установок, различной блочной структуры и т.д. Сформулированы основные положения разработки математических моделей ПГУ теплофикационного типа, разработаны программные средства расчета тепловых схем ПГУ-ТЭЦ различной структуры. Они использованы при проведении научно-исследовательских работ, на стадии проектирования электростанций, а также в учебном процессе на кафедре ТЭС МЭИ.

5. Для исследования режимов работы ПГУ-ТЭЦ с КУ использовались предложенные и разработанные автором диаграммы режимов. С их помощью для любых параметров наружного воздуха в зависимости от типа ГТУ, ее нагрузки, способов разделения топлива определены основные показатели работы установки в широком диапазоне значений отпускаемой электрической и тепловой энергии. Построены аналогичные годовые диаграммы режимов работы ПГУ-ТЭЦ различного типа.

6. Сформулированы основные положения математического моделирования диаграмм режимов работы парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами применительно исследования и оптимизации их показателей тепловой экономичности. На основе этого могут быть разработаны программы автоматической системы управления энергоустановкой для наиболее эффективного производства двух видов энергии.

7. Показано, что определение годовых показателей парогазовых ТЭЦ по сравнению с паросиловыми установками отличается существенным влиянием на эти показатели параметров наружного воздуха. Предложены расчетные зависимости и сформулированы рекомендации по учету этого влияния. Автором предложены основные годовые показатели ПГУ-ТЭЦ, позволяющие дать количественную и качественную оценку работы станции в годовом разрезе. Разработаны методические основы определения годовых показателей ПГУ теплофикационного типа. Их использование в стандартных программах расчета «бизнес-планов» (например - программа Project Expert или программа анализа коммерческой эффективности «Альт-Инвест», адаптированной к экономическим расчетам в энергетике) позволяет оценить эффективности инвестиций при проектировании новой или модернизации действующей ТЭЦ с использованием ПГУ-ТЭЦ. Предложена методика сравнения вариантов тепловых схем ПГУ-ТЭЦ. На базе этой методики выполнен сравнительный анализ двух групп тепловых схем ПГУ-ТЭЦ с котлами-утилиазторами. Разработана методика сравнения вариантов энергоснабжения потребителя с использованием ПГУ-ТЭЦ на основе приведенных показателей. Проделанная работа позволяет проводить комплексное исследование парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами на любой стадии проектирования, а также при эксплуатации станции.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Дудко, Андрей Петрович, 1999 год

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

2. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом / Теплоэнергетика. 1999. - №1. - с.71-80.

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

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

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

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

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

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

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

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

11. Соколов ЕЛ. О способах распределения расхода топлива на ТЭС / Теплоэнергетика. 1992. - №9. - с.55-59.

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

13. 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.

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

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

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

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

18. 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.

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

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

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

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

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

24. Lowell cogen plant goes on-stream / Turbomachinery International. 1989. -№5. - c.43.

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

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

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

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

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

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

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

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

33. Парогазовая установка ПГУ-350 НПО «Турбоатом» / JI.A. Зарубин, Ф.Я. Симма, С.И. Горбачинский и др. // Теплоэнергетика. 1992. - №9. - с.9-14.

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

35. 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.

36. Арсеньев JI.B., Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами.-JI.: Машиностроение, Ленингр. отд-ние, 1982. 247с.

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

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. 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.

40. 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.

41. 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.

42. 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.

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

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

45. 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.

46. Стерман J1.C., Тишин С.Г., Печенкин С.П. Методика прогнозирования годовых энергетических показателей и расходов топлива для теплофикационных установок / Теплоэнергетика. 1993. - №12. - с.8-12.

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

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

49. Энергетические показатели высокоманевренных парогазовых теплоэлектроцентралей с дожиганием топлива / И.Т. Горюнов, C.B. Цанев, В.Д. Буров и др. // Электрические станции. 1997. - №2. - с.12-15.

50. Утилизационные газоводяные теплообменники в схемах парогазовых и газотурбинных электростанций / C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.П. Дудко и др. //М.: МЭИ. 1997.-24с.

51. Методические основы алгоритма определения энергетических показателей тепловых схем парогазовых теплоэлектроцентралей./ C.B. Цанев, В.Д. Буров, А.Я. Копсов, А.П. Дудко // Электрические станции. 1999. - №8. - с. 7-11.

52. Алгоритм расчета тепловых схем парогазовых ТЭЦ / В.Д. Буров, C.B. Цанев, А.П. Дудко, В.Е. Торжков // Первая научно-техническая конференция «Моделирование технологических процессов в энергетике»: Тез. докл. Волжский, 1999. - с.11-13.

53. Щегляев A.B. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн.1. 6-ое изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б.М. Трояновским. -М.: Энергоатомиздат, 1993. -384с.

54. Щегляев A.B. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн.2. 6-ое изд., перераб., доп. и подгот. к печати Б.М. Трояновским. -М.: Энергоатомиздат, 1993. -416с.