Выбор оптимальных способов получения пиковой мощности на ТЭС для условий Сирии тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат технических наук Дарвиш Али

• Дарвиш Али
• кандидат технических наук
• 2000

Оглавление диссертации кандидат технических наук Дарвиш Али

Введение.

ГЛАВА 1. Анализ состояния и перспектив развития энергетики

Сирии.

1.1. Анализ структуры существующих генерирующих мощностей

Сирии.

1.2. Анализ графиков производства и потребления электрической энергии.

1.3. Основные проблемы развития электроэнергии в Сирии.

1.4. Общая характеристика способов получения дополнительной пиковой мощности.

1.5. Постановка задачи.

ГЛАВА 2. Сопоставление способов и схем получения дополнительной пиковой мощности.

2.1. Получение пиковой мощности на паротурбинных установках путем отключения подогревателей высокого давления.

2.2. Анализ схем получения пиковой мощности на базе парогазовых установок утилизационного типа.

2.3. Особенности методики расчета ПТУ с частичным циклом 8ТЮ.

2.4. Определение энергетических показателей ПТУ с частичным циклом БТЮ.

2.5. Результаты расчетов ПТУ с газотурбинными установками, типа М\\/-70Ш, при работе с частичным циклом БТЮ.

ГЛАВА 3. Методика оценки экономической эффективности получения дополнительной пиковой мощности.

3.1. Общие положения.

3.2. Методика определения оптимального варианта выработки дополнительной пиковой мощности.

3.2.1. Методика расчета топливной составляющей.

3.2.2. Методика учета капитальной составляющей.

3.2.3. Методика расчета себестоимости дополнительной питательной воды.

3.2.4. Методика учета экологического воздействия энергоустановок на окружающую среду.

3.2.4.1. Определение платежей за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух.

3.2.4.2. Определение платежей за выбросы загрязняющих веществ в водные объекты.

3.2.5. Методика учета изменения уровня надежности оборудования при его эксплуатации в режимах получения дополнительной пиковой мощности.

3.3. Алгоритм решения задачи в целом.

ГЛАВА 4. Оценка эффективности способов получения дополнительной пиковой мощности для энергетики Сирии.

4.1.Общие положения.

4.2.Анализ результатов расчетов по их составляющим.

4.2.1.Анализ топливной составляющей.

4.2.2.Анализ показателей подготовки дополнительной питательной воды.

4.2.3.Анализ экологических показателей.

4.2.4.Анализ показателей надежности.

4.2.5.Оценка необходимых капиталовложений реализации вариантов.

4.3.Анализ результатов сопоставления вариантов по различным критериям. Выбор оптимального варианта.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Выбор оптимальных способов получения пиковой мощности на ТЭС для условий Сирии»

Развитие промышленности и резкое увеличение роста численности населения в стране привели к тому, что энергетика Сирии в настоящее время испытывает серьезные затруднения по обеспечению потребителей электроэнергией. Намеченный на ближайшую перспективу до 2005 года ввод новых мощностей в объеме N3 = 2500 МВт, позволит увеличить общий объем установленной мощности в полтора раза. Однако расчеты показывают, что, несмотря на существенный прирост установленной мощности, обеспечить полное покрытие спроса на электроэнергию в часы максимальных нагрузок не удается и приходится отключать часть потребителей. В настоящее время недостаток установленных мощностей составляет около 200 МВт, а в перспективе до 2005 года он может вырасти до 300-500 МВт для различных сезонов года. Кроме того, часть установленного ранее оборудования морально и физически устарело и требует замены. Увеличить ввод новых мощностей не представляется возможным из-за недостатка средств для инвестирования.

В этих условиях возникает настоятельная необходимость изыскания внутренних возможностей энергосистемы и действующего оборудования для увеличения производства электроэнергии.

В настоящее время основу энергетики Сирии составляют паротурбинные электростанции с энергоблоками К-200-130 и энергоблоки К-160-130, парогазовая электростанция мощностью 750 МВт, газотурбинные ТЭС общей мощностью 380 МВт, а также ГЭС, установленная мощность которых, составляет свыше 1500 МВт.

Ограниченность водных ресурсов не позволяет увеличить мощность гидроагрегатов в пиковые часы выше номинальной мощностью. Поэтому для получения дополнительной пиковой мощности могут быть использованы только станции, работающие на органическом топливе.

Целью настоящей работы является исследование различных способов получения дополнительной пиковой мощности на базе действующего и вновь вводимого оборудования, выбор наиболее оптимальных и оценка возможности и целесообразности их использования применительно к условиям эксплуатации и климатическим условиям в Сирии.

В этом случае чрезвычайно актуальной становится проблема разработки методики оценки эффективности использования различных способов получения пиковой мощности. Поэтому в настоящей работе рассматривается взаимосвязанное решение следующих вопросов:

1. Оценка прироста дополнительной мощности получаемой за счет режимных мероприятий и схемных переключений, как на энергоблоках с паровыми турбинами, так и на парогазовых энергоблоках.

2. Выбор наиболее оптимальных схем получения пиковой мощности не только с точки зрения тепловой экономичности, но также с учетом влияния этих режимов на экологические характеристики и на показатели надежности эксплуатации оборудования в целом.

3. Выбор и технико-экономическое обоснование использования различных способов получения пиковой мощности с учетом накладываемых технических ограничений и условий эксплуатации.

В первой главе диссертации приводится обзор состояния энергосистемы Сирии в настоящее время и на ближайшую перспективу. Делается анализ возможных способов получения дополнительной пиковой мощности на оборудовании, установленном в энергосистеме Сирии. На основании этого анализа проводится постановка задачи, которую необходимо решить.

Вторая глава диссертации посвящена оценке величины получения дополнительной пиковой мощности для установок различного типа. При этом учитывалось влияние условий эксплуатации. В частности температуры наружного воздуха, как на величину прироста пиковой мощности, так и на показатели тепловой экономичности.

В третьей главе приводится методика оценки экономической эффективности и выбора оптимального варианта получения пиковой мощности с учетом влияния способов получения пиковой мощности на изменение показателей надежности и экологических показателей оборудования.

В четвертой главе проводятся расчеты по выбору оптимального способа получения пиковой мощности и схем их реализации на основании расчетных исследований. Проводится анализ целесообразности использования этих способов, для условий Сирии.

На основании выполненных работ предложены конкретные способы получения дополнительной пиковой мощности на базе действующего оборудования ТЭС (в частности отключение ПВД на конденсационных паротурбинных энергоблоках и реализация впрыска пара в камеру сгорания ГТУ на имеющихся парогазовых энергоблоках бинарного типа), которые позволяют почти полностью ликвидировать дефицит электроэнергии в часы пиковых нагрузок, практически без привлечения инвестиций.

В приложении приводятся таблицы и графики некоторых промежуточных расчетов, не вошедшие в основной текст работы.

Автор выражает свою признательность и благодарит сотрудников кафедры ТЭС за ценные консультации при выполнении работы.

Заключение диссертации по теме «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты», Дарвиш Али

ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. Проведен анализ изменения производства и потребления электроэнергии в энергосистеме Сирии. Определены пределы продолжительности и величина дефицита электрической мощности в часы пиковых нагрузок. В настоящее время в энергосистеме Сирии дефицит электроэнергии в часы вечернего пика нагрузки, составляет AN=200-250 МВт, а его продолжительность составляет около 2-3 часов. В перспективе на ближайщие 5-7 лет величина дефицита может вырасти до AN=400-500 МВт.

2. 2.Проведен анализ возможных способов получения дополнительной пиковой мощности в часы пиковых нагрузок на действующем оборудовании. Результаты анализа позволяют сделать вывод о возможности использования отключения ПВД на конденсационных паротурбинных ТЭС и осуществлении частичного цикла STIG на базе парогазовых установок бинарного типа, как способов получения дополнительной пиковой мощности.

3. Проведены расчетные исследования по оценке величины прироста мощности для паротурбинных агрегатов типа К-200-130 и К-160-130 с учетом реальных условий их эксплуатации в Сирии. Прирост мощности составляет 7-8 % от номинальной.

4. Определены пределы получения дополнительной пиковой мощности на ПТУ, мощностью 375МВт, с газовыми турбинами типа MW-701D, за счет осуществления частичного цикла STIG для различных схем его реализации. Установлено, что наибольший прирост мощности обеспечивает схема с подачей пара из промежуточного отбора паровой турбины. Немного уступает ей схема с подачей пара в камеру сгорания от пароструйного компрессора.

5. Разработан алгоритм расчета показателей тепловой экономичности парогазовых установок бинарного типа при реализации на них частичного цикла STIG.

6. Определены максимальные значения расхода пара в камеру сгорания газовой турбины типа М\¥-70Ш в зависимости от технических ограничений.

7. Проведена детальная расчетная оценка показателей тепловой экономичности различных вариантов получения пиковой мощности при различных внешних условиях эксплуатации (температуры наружного воздуха и температуры охлаждающей воды, направляемой в конденсатор). Полученные результаты позволяют определить в какое время года целесообразно использование каждого из перечисленных выше способов получения пиковой мощности.

8. Разработана методика расчета технико-экономических показателей, для выбора оптимальных вариантов получения пиковой мощности с учетом изменения показателей надежности, экономичности и экологических показателей оборудования, вызываемых привлечением генерирующих установок к получению пиковой мощности.

9. Выбраны оптимальные варианты получения пиковой мощности на действующем оборудовании в энергосистеме Сирии для сокращения дефицита электрической мощности. Реализация рассмотренных выше мероприятий позволяет ликвидировать дефицит электроэнергии в часы пиковых нагрузок в настоящее время и уменьшить на 80-90% на ближайшую перспективу. По сравнению с вводом специальных пиковых мощностей в виде ГТУ, предлагаемые способы, позволяют уменьшить необходимые капиталовложения в 10 раз.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Дарвиш Али, 2000 год

1. Арнольд Л.В.; Михайловский Г.А.; Селиверстов В.М. Техническая термодинамика и теплопередача. -М.: Высш. школа, 1979. -446 с.

2. Арсеньев Л.В.; Беркович А.Л. Параметры газотурбинных установок с впрыском воды в компрессор. Теплоэнергетика 1996. №6. с. 18-22.

3. Арсеньев Л.В.; Беркович А.Л. Эффективность применения воды и пара в установку ГТ-100-750-2 ЛМЗ. В кн.: Вопросы повышения эффективности и надежности теплоэнергетических установок. Калинин, КПИ, 1975. с.56-64.

4. Арсеньев Л.В.; Беркович А.Л.; Котов Ю.Г. Форсировка стационарных ГТУ впрыском воды в тракт высокого давления. М.: НИИ Энформэнергомаш. Энергетическое машиностроение, 3-80-04, 1980. 38 с.

5. Арсеньев Л.В.; Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л: Машиностроение, 1982, 247 с.

6. Арсеньев Л.В.; Тырышкин В.Г. Стационарные газотурбинные установки. -Л: Машиностроение, 1989, 543 с.

7. Арсеньев Л.В.; Ходак Е.А. Повышение эксплуатационных показателей газотурбинной установки ГТ-25-750.// Теплоэнергетика 1979. №11. с.34-37.

8. Архипов П.С.; Теплицкий М.Г.; Флак Ю.В. Типовая энергетическая характеристика нетто турбоагрегата К-160-130 ХГТЗ. -М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1975. -29 с.

9. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод). Под ред. С. И. Мочана. .-Л.: Энергия, 1977. 256 с.

10. Беркович А.Л.; Голод Л.А. Повышение мощности ГТУ впрыском воды. // ТР.ЦКТИ, 1975. Вып.З. с.31-32.

11. Бернем; Джулиани; Меллер. Разработка, монтаж и испытания впрыска пара

12. STIG™) в газогенератор LM-5000 фирмы General Electric. Энергетические машины и установки. 1988. №2. с. 125-129.

13. Вульман Ф.А.; Корягин A.B.; Кривошей М.З. Математическое моделирование тепловых схем паротурбинных установок на ЭВМ. -М.: Машиностроение, 1985.-184 с.

14. Высокотемпературная комбинированная установка с паровым охлаждением. / Арсеньев JI.B.; Корсов Ю.А.; Ходак Е.А. и др. //Теплоэнергетика. 1990. №3. с. 19-23.

15. Газопаровая установка с вводом пара в газодинамический тракт: основные научные и инженерные проблемы. / Епифанов В.М.; Зейгарник Ю.А.; Копелев С.З. и др. // Теплоэнергетика. 1993. №6. с.53-57.

16. Гнеденко Б.В.; Беляев Ю.К.; Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности, -М.: Наука 1965. -524 с.

17. Громогласов A.A.; Копылов A.C.; Пильщиков А.П. Водоподготовка: процессы и аппараты. -М.: Энергоатомиздат, 1990. -272 с.

18. Гук Ю.Б. Анализ надежности электроэнергетических установок. -JL: Энергоатомиздат, 1988. -224 с.

19. Денисов В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике. Методы экономического сравнения вариантов. -М.: Энергоатомиздат, 1985. -216 с.

20. Дигумартхи; Чжан Чжуннань. Применение цикла Чжана в газотурбинном двигателе небольшой мощности. Энергетические машины и установки. 1984. №3. с.98-101.

21. Дикмаров C.B. Способы покрытия пиковых нагрузок. Львов: Виша школа 1979.-156 с.

22. Дикмаров C.B.; Садовский Г.Г. Регулирование мощности при производстве и потреблении. //Киев: Техшка 1981.-126 с.

23. Доброхотов В.И.; Жгулев Г.В. Эксплуатация энергетических блоков. -М.: Энергоатомиздат, 1987. -256 с.

24. Допустимые температурные напряжения и скорости прогрева (расхолаживания) паропроводов. / Вигак В.М.; Фальковский C.B.; Горешник А.Д. и др. -М.: Энергия, 1975. -103 с.

25. Дорофеев С.Н. Исследования и оптимизация применения ГТУ ТЭЦ в энергетике: Дис. на соиск. учен. степ, .канд.техн. наук /МЭИ (технический университет).-М.: 1997,- 153 с.

26. ЗО.Зысин В.А.; Турчан инов Б.В. О работе ГТУ по парогазовому циклу с котлом-утилизатором. // Энергомашиностроение ,1960. №9. с.18-21.

27. Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. -Л.: Энерго-атомиздат ,1986.-247 с.

28. Иванов В.А. Стационарные и переходные режимы мощных паровых турбин. -Л.: Энергия 1971.-280 с.

29. Ильин Е.Т., Дарвиш А. Оценка диапазона получения дополнительной мощности при реализации частичного цикла STIG на базе бинарных ПТУ. //Энергосбережение и водоподготовка, 1999. №1. с.64-73.

30. Ильина Л.В.; Зыков С.А.; Апатовский Л.Е. Технико-экономические показатели получения пиковой мощности на паротурбинных блоках. //Энергомашиностроение, 1974. №11. с.25-27.

31. Исследование работы блока мощностью 200 Мвт при отключении подогревателей высокого давления. / Зыков С.А.; Станиславский В.Я.; Кроль А .Я. и др. // Теплоэнергетика, 1967. №3. с. 12-16.

32. Качан А Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций. -Мн.: Выш. шк., 1978. -288 с.

33. Кириллов И.И.; Арсеньев J1.B. Форсирование энергетических ГТУ путем впрыска воды в тракт высокого давления. Энергомашиностроение .1976. №12. с. 1-4.

34. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем. -М.: Выш. шк., 1984. -256 с.

35. Колп; Меллер. Ввод в эксплуатацию первой в мире ГТУ полного цикла STIG на базе газогенератора LM-5000 (фирмы Simpson Paper Company). Современное машиностроение. Сер. А. 1989. №11. с. 1-14.

36. Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты. / Воинов А.П.; Зайцев В.А.; Куперман Л.И. и др. -М.: Энергоатомиздат, 1989. -272с.

37. Костюк А.Г. Динамика и прочность турбомашин. -М.: Машиностроение, 1982. -264 с.

38. Костюк А.Г.; Трухний А.Д. К оценке долговечности элементов энергетического оборудования при чередовании переходных и стационарных режимов его работы. Теплоэнергетика, 1973. № 12. с. 53-62.

39. Кругов В.Б.; Шестаков Н.С. Результаты экспериментальных исследований снижения выбросов оксидов азота путем впрыска пара или воды в зону горения. Теплоэнергетика. 1979. №11. с. 41-42.

40. Кузнецов А Л. Повышение мощности газотурбинных установок путем впрыскивания воды в камеру сгорания. // Теплоэнергетика 1960. №11. с.40-41.

41. Леонков A.M.; Мысак И.С. Аналитическое исследование максимально возможной нагрузки котла и блока при отключении ПВД. // Изв. вузов СССР. Энергетика, 1978. №12. с. 124-128.

42. Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. -М.: Энергия, 1976. 288 с.

43. Мадоян A.A. Повышение маневренности тепловых электростанций. -М.: Энергоатомиздат, 1987.-102 с.

44. Малек Альтунжи. Развитие электроэнергетики в Сирии. Симпозиум экономики электроэнергии. -Алеббо: 1992. -350 с.

45. Методика определения валовых и удельных выбросов вредных веществ в атмосферу от котлов тепловых электростанций. РД 34.02.305-90. -М.: ПМБ ВТИ, 1991.-34 с.

46. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий. Общесоюзный нормативный документ. ОНД-86. -JI.: Госэнергоиздат, 1987. -42 с.

47. Методические рекомендации по определению платы за выбросы (сбросы, размещение) загрязняющих веществ. -М.: Государственный комитет СССР по охране природы, 1990. 71 с.

48. Методические указания по расчету допустимых разностей температур и скоростей прогрева основных деталей котлов и паропроводов энергетических блоков. МУ 34-70-030-81. -М.: ВТИ, 1991. -34 с.

49. Мысак И.С.; Кусков И.А. Повышение маневренности энергоблоков. Киев: Техшка 1982.-136 с.

50. Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС./ Гладышев Г.П., Аминов Р.З.; Гуревич В.З. и др. -М.: Выш. шк., 1991.-303 с.

51. Ольховский Г.Г. Газовые турбины и парогазовые установки за рубежом.// Теплоэнергетика, 1998. №11. с. 70-75.

52. Ольховский Г.Г. Разработка перспективных энергетических ГТУ.// Теплоэнергетика, 1996. №4. с.66-75.

53. Ольховский Г.Г. Тепловые испытания стационарных газотурбинных установок. М.: Энергия, 1971.-406 с.

54. Ольховский ГГ. Энергетические газотурбинные установки. -М.: Энерго-атомиздат, 1985.-304 с.

55. Опыт эксплуатации головной парогазовой установки с ВПГ-50 и ГТУ-15-ПГ. / Шебалов В.К.; Шпектрова Т.Я.; Яшкевич М.А. и др. // Теплоэнергетика, 1966, № 12, с. 14-19.

56. Парогазовые установки с вводом пара в газовую турбину- перспективное направление развития энергетических установок. / Батенин В.М.; Зейгарник Ю.А.; Копелов С.З. и др. // Теплоэнергетика. 1993. №10. с.46-52.

57. Печенкин С.П., Серебряников В.Н., Тишин С.Г. Расчеты на ЭВМ тепловых схем паротурбинных установок ТЭС и АЭС. -М.: издательство МЭИ, 1992.32 с.

58. Повышение маневренности современных энергоблоков методом отключения ПВД. / Кириллов И.И.; Иванов В.А.; Арсеньев JI.B. и др. // Теплоэнергетика, 1978. №2. с. 66-69.

59. Полищук B.JL; Ефимов B.C. Пути создания перспективных мощных энергетических ГТУ нового поколения. Теплоэнергетика 1996. №6. с.23.

60. Прокопенко А. Г.; Мысак И.С. Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС. -М.: Энергоатомиздат, 1990,- 317 с.

61. Ривкин СЛ. Термодинамические свойства газов: Справочник. -М.: Энергоатомиздат, 1987.-288 с.

62. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. -М.: Энергоатомиздат, 1984.-200 с.

63. Рой; Шлейдер; Оджерс. Влияние ввода пара на процесс горения гомогенной смеси в камере сгорания со стабилизатором. Энергетические машины и установки. 1974. №4. с.68.

64. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. -М.: Энергоатомиздат, 1987. -328 с.

65. Скальцо; Мори. Новая высокоэкономичная стационарная газовая турбина мощностью 150 МВт. Энергетические машины и установки. 1989. №11.с.14-21.

66. Совершенствование комбинированных установок с паровым охлаждением газовой турбины. / Арсеньев Л.В.; Ходак Е.В.; Ромахова Г.А. и др. // Теплоэнергетика. 1993. №3. с.31-35.

67. Соколов Е.Я.; Зингер Н.М. Струйные аппараты. -М.: Энергоатомиздат, 1989.-352 с.

68. Способы покрытия переменной части графиков нагрузки современных энергосистем./ Кириллов И.И.; Иванов В.А.; Арсеньев Л.В. и др. // Теплоэнергетика, 1973. №8. с. 1-4.

69. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. Ершевич В.В.; Зеймлер А.Н.; Илларионов Г.А. и др. -М.: Энергоатомиздат, 1985.-352 с.

70. Сударев A.B.; Маев В.А. Камеры сгорания газотурбинных установок. -Л.: Недра. 1990.-273 с.

71. Тачтон. Влияние конструкции камеры сгорания газовой турбины и условий ее работы на эффективность снижения выбросов NOx путем впрыска воды или пара. Энергетические машины и установки. 1985. №3. с. 118-125.

72. Тачтон. Полуэмпирический метод расчета содержания NOx в продуктах сгорания при наличии впрыска пара. Энергетические машины и установки. 1984. №4. с.89.

73. Тепловой расчет котельных установок (нормативный метод). -М.: Энергия, 1973. -296 с.

74. Теплотехнический справочник. Под ред. Юреньева В.Н. и Лебедева П.Д. Том. 1.-М.: Энергия, 1975. -774 с.

75. Трухний А.Д. О методиках расчета деталей энергетического оборудования на термическую усталость. Теплоэнергетика, 1981. № 6. с. 61-64.

76. Тумановский А.Г.; Гутник М.Н. Снижение концентраций оксидов азота в продуктах сгорания мощных ГТУ. //Энергохозяйство за рубежом. 1987. №6. с.24-28.

77. Тырышкин В.Г.; Эренбург В.П. Тепловой расчет газотурбинных установок в производстве слабой азотной кислоты. Промышленная энергетика. 1982. №7, с. 54-56.

78. Фрейз; Кинни. Влияние впрыска пара на характеристики газотурбинных циклов. Энергетические машины и установки. 1979. №2 . с.5.

79. Христианович С.А.; Масленников В.М.; Штернберг В. Я. Парогазовая энергетическая установка для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. // Теплоэнергетика, 1973. №7. с. 43-48.

80. Христич В.А.; Башкатов Ю.Н. Булавицкий Ю.М. Исследование возможности перевода камеры сгорания газотурбинной установки ГТ-25-700 в газопаровой режим. Энергетика и электротехническая промышленность. УССР: Информ. сб. 1964. №4, с. 19-21.

81. Цанев C.B.; Чухин И М. Расчет на ЭВМ тепловых схем газотурбинных установок в составе парогазовых тепловых электростанций. -М.: МЭИ 1984. 40 с.

82. Черри; Аруффи. Газотурбинная установка с впрыском пара, объединенная с установкой для приготовления обессоленной воды термическим методом. Энергетические машины и установки .1998. №4. с.116-126.

83. Шааб М. Методы форсировки газотурбинных установок путем применения пара. Л.: ЛПИ.1977. 16 с.

84. Эдельман В.И. Применение характеристик ущерба от недоотпуска электроэнергии в практике энергопредприятий: Обзорная информация. -М.: Ин-формэнерго, 1985.

85. Экономика промышленности. Т.1. Общие вопросы экономики. /Барановский А.И., Кожевников Н.Н., Пирадова Н.В. и др.-М.: МЭИ, 1997,- 696 с.

86. Экономика промышленности. Т.2. Экономика и управление энергообъектами. Кн. 2. РАО «ЕЭС России». Электростанции. Электри-ческие сети. / Кожевников. Н.Н.; Басова Т.Ф.; Чинакаева Н.С. и др. -М.: Издательство МЭИ, 1998,- 368 с.

87. Экспериментальное исследование влияния впрыска пара в камеру сгорания ГТУ на характеристики агрегата. / Богорадовский Г.И.; Кореневский Л.Г.; Темиров A.M. и др. // Теплоэнергетика. 1994. №10. с.43-44.

88. Яскин Л.А. Газотурбинные установки с энергетическим впрыском пара. Энергетическое строительство. 1990. №2. с.67-72.

89. Cheng D.Y. Regenerative parallel compound dual fluid heat engine. VS Patent № 4248039, February 3, 1981.

90. El-masri M.A. A modified, high-efficiency recuperated gas turbine cycle. //Journ. Of Engineering for gasturbines and Power. 1988 April. Vol.110, p 233-242.

91. Larson E.D.; Williams R.H. Steam-injected gas turbines.// Journ. Of Engineering for Gas turbines and Power. 1987 January. Vol.109, p 55-63.

92. Leibowtz H.; Tabb E. The integrated approach to a gas turbine topping cycle cogeneration system. // Journ. of Engineering for Gas Turbines and Power. Oktober 1984, vol. 106. P. 731-736.

93. Makansi J. Grapping with gas turbine emissions, power augmentation. //Power, Oktober 1988. p 63-64.

94. Messerlie R.L.; Tischler A.O. Test results of a steam injected gas turbine to increase power and thermal efficiency.// Proc. Of the 18-th IECEC 1983 .p. 615-625.

95. Moeller D.J.; Burnham J.; Oganovski G. Steam injected gas turbines enhance cogeneration plant performance. //Pulp and Paper. September 1987. p. 125-129.

96. Steam-injected gas turbines (STIG) may provide the answer to cheaper, more efficient power generation. Bechtel describes a nominal 200 MW capacity modular STIG power plant // Middle East Electricity. June 1988. P .15-16.

97. Takeya K.; Yasui H. Performance of the integrated gas and steam cycle (IGSC) for reheat gas turbines.// Journ. of Engineering for Gas Turbines and Power. April 1988.vol llO.p. 220-232.

98. Unique gas turbine applications in Japan.// Turbtachinery Int. November-December 1984.p. 17-23.

99. Williams R.H.; Larson E.D. Advanced gas turbines: an alternative to nuclear and coal plants. //Turbo machinery Int. November-December 1986. P. 10.

100. Williams R.H.; Larson E.D. Steam-injected gas turbines and electric utility planning. //IEEE Technology and Society Magazine. March 1986. P.29-38.