Работа блока № 3 будет определяться тепловыми и электрическими графиками нагрузок, составленными на основе данных службы режимов Мосэнерго

2. Работа блока № 3 будет определяться тепловыми и электрическими графиками нагрузок, составленными на основе данных службы режимов Мосэнерго.

3. Для оценки эффективности инвестиций создать на базе энергоблока № 3 независимое генерирующее предприятие типа акционерного общества.

Расчеты были выполнены специалистами ТЭЦ-27 на основе данных Мосэнерго и заводов, предоставивших оборудование. Расчет параметров энергоблока был сделан ОАО «Институт Теплоэлектропроект» в соответствии с «Практическими рекомендациями по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике», утвержденными приказом РАО «ЕЭС России» № 54 от 7.02.2000 г.

Сравнение эффективности инвестиций производилось с использованием следующих критериев:

■ чистого дисконтированного дохода (ЧДД);

■ внутренней нормы доходности (ВНД);

■ дисконтированного период а окупаемости;

■ индекса доходности (ИД). Расчеты данных показателей

производились с применением программного пакета Project Expert фирмы «Проинвест консалтинг», отвечающего международным стандартам.

Исходные данные для расчетов приведены в табл. 1.

Необходимо обратить внимание на следующее:

■ объем капиталовложений в варианте ПГУ на $ 20 млн больше, чем в паросиловом;

■ в варианте с ПГУ энергетические мощности вводятся в разное время. Первая ПГУ уже работает и дает прибыль, в то время как в варианте с Т-265 еще продолжается строительство;

■ ставка по кредитам принята 11,2%, то есть довольно высокая, и может быть реально снижена при переговорах с кредиторами;

■ в варианте с ПГУ учтено приобретение двух ГТД на замену через 10 лет эксплуатации.

При этом рассмотрены две гипотезы.

1-я гипотеза

Приняты действующие на сегодня по Мосэнерго средние тарифы на тепло и электроэнергию и действующая цена природного газа (табл. 2).

Результаты расчетов показывают, что даже в этом случае вариант расширения ТЭЦ-27 двумя ПГУ-170Т с водогрейным котлом имеет положительные критерии эффективности, чего нельзя сказать о варианте с Т-265 (табл. 3).

2-я гипотеза

Цены на природный газ и тепло приняты действующие, а тариф на электроэнергию выбран минимальный, при котором оба варианта строительства имеют положительные критерии эффективности инвестиций (54,15 коп./кВт ч).

Анализ полученных критериев показывает, что вариант строительства двух ПГУ-170Т значительно выгоднее, чем строительство паросилового блока с Т-265 (табл. 4). В варианте с ПГУ-170Т:

■ чистый дисконтированный доход существенно выше;

■ внутренняя норма доходности и индекс доходности выше, что в результате при прочих равных условиях обеспечивает большую устойчивость к возможным рискам при осуществлении проекта;

■ дисконтированный период окупаемости значительно меньше (на 11 лет), что приведет к более быстрому возврату вложенных средств при одинаковых рисках.

Аналогичные расчеты критериев эффективности инвестиций были выполнены Научным центром прикладных исследований (МЦПИ) под руководством доктора экономических наук П.В. Горюнова. Полученные данные и представленное заключение подтверждают расчеты, выполненные на ТЭЦ-27.

Критерии эффективности инвестиций для акционерного капитала по двум вариантам строительства энергоблока №3 ТЭЦ-27 при действующих тарифах (гипотеза № 1) Таблица 3
№	Наименование		Варианты строительства
			Т-265	две ПГУ-170+ВК6
1 2 3 4	Дисконтированный период окупаемости (ДПО, DPB), мес. Чистый дисконтированный доход (ЧДЦ , NPV), $ тыс. Индекс доходности (ИД, PI) Внутренняя норма доходности (ВНД, IRR), %		больше 240 -3750 0,91 18,24	156 6080 1,14 22,94
Критерии эффективности инвестиций для акционерного капитала по двум вариантам строительства энергоблока № 3 ТЭЦ-27 (гипотеза № 2) Таблица 4
№	Наименование	Варианты строительства
		Т-265			двеПГУ-170+ВК6
1 2 3 4	Дисконтированный период окупаемости (ДПО, DPB), мес. Чистый дисконтированный доход (ЧДД , NPV), $ тыс. Индекс доходности (ИД, PI) Внутренняя норма доходности (ВНД, IRR), %	240 0 1,00 20,00			108 10370 1,24 24,98

Различие в «привлекательности» инвестиций обусловлено следующими обстоятельствами:

■ удельные расходы топлива на отпуск электрической энергии для ПГУ на 50 г/кВт*ч ниже, чем для паросилового блока, а на отпуск тепловой энергии в отопительный период в варианте с ПГУ на 10 кг/Гкал выше, зато в летний и переходный периоды на 65 кг/Гкал ниже (рис. 1);

■ коэффициент использования тепла топлива в отопительный период практически одинаковый, летом — на 22 % выше для варианта с ПГУ (рис. 2);

■ при равном годовом отпуске тепловой энергии блок на базе ПГУ отпустит электроэнергии в сети системы на 18% больше при практически одинаковых затратах топлива (рис. 5).

Кроме того, известно, что на таком крупном оборудовании, как блок с Т-265, трудно обеспечить режимы с оптимальными показателями в течение года. Для оценки этого фактора на основании данных производственно-технического отдела Мосэнерго и Теплосети произведено сравнение расчетных и фактических показателей работы второй очереди ТЭЦ-23 ОАО «Мосэнерго» с энергоблоками Т-250 и водогрейными котлами производительностью 180 Гкал/ч. Характеристики районов, обеспечиваемых тепловой энергией ТЭЦ-23, аналогичны характеристикам районов, которые подключены к ТЭЦ-27. В результате оказалось, что оборудование ТЭЦ-23 работает менее экономично, чем ожидалось в соответствии с расчетами. Фактический коэффициент использования тепла топлива на 6-8%, а иногда и до 15% ниже, чем теоретический (рис. 3).

В наибольшей степени это относится к периоду март-октябрь и связано в основном с тем, что фактическая тепловая нагрузка ниже номинальной и имеет место конденсационная выработка.

Сравнительный анализ возможных отказов котельных установок ПГУ и СКД

Таблица 5

Причина отказа	Удельный вес в МЭ в 2000 г.	Вероятность отказа		Обоснование невозможности отказа ПГУ
		СКД	ПГУ
Повреждение ПН вследствие дефектов монтажа, ремонта	14%	Выше	Ниже	Проще конструкция, нет сталей аустенитного класса
Разрыв ПН вследствие перегрева металла, высокотемпературной коррозии	37%	Есть	Нет	Отсутствуют радиационные поверхности нагрева Низкий уровень температур пара и греющих газов
Неисправность регулирующих клапанов, системы регулирования температуры пара	4%	Есть	Нет	Отсутствуют впрыскивающие пароохладители
Неисправность ТДМ и РВП	18%	Есть	Нет	Отсутствуют ТДМ, воздухоподогреватель
Неисправность ПЭН, ПТН, гидромуфты и редуктора ПЭНа	14%	Есть	Нет	Отсутствует гидромуфта ПЭНа
Другие причины	13%

В результате доля электроэнергии, выработанной по теплофикационному циклу с марта по октябрь, ниже расчетной. На практике это означает, что в этот период турбины работают не по тепловому графику и их экономичность резко снижается.

Относительно ТЭЦ-27 можно прогнозировать, что ее реальные тепловые нагрузки будут меньше расчетно-проектных. Несмотря на большую, по сравнению Т-250, пропускную способность бойлеров (13000 куб.м/ч против 8000 куб.м/ч) и более низкий а ТЭЦ (0,4 против 0,47), экономичность блока Т-265 с апреля по октябрь будет ниже расчетной, так как увеличится доля конденсационной выработки в этот период. При этом выигрыш от применения парогазовых технологий только возрастет, так как максимальный эффект достигается как раз при конденсационных режимах. Надежность теплоснабжения имеет большое значение в работе ТЭЦ-27, требуемая температура сетевой воды на выходе из ТЭЦ обеспечивается при нормальной работе оборудования как для варианта с Т-265, так и с ПГУ. Но в случае отключения оборудования (например, при минус 28°С) при передаче всего свободного тепла от действующей части недоотпуск будет составлять в варианте:

в с Т-265 - 33%;

■ с ПГУ -5%.

Анализируя наиболее часто встречающиеся случаи отказов котельного оборудования Мосэнерго в 2000 году, можно прогнозировать, что для котлов-утилизаторов ПГУ число отказов будет значительно ниже (табл. 5). Это связано с низким уровнем температуры пара и греющих газов, отсутствием радиационных и ширмовых поверхностей нагрева, тягодутьевых механизмов, регенеративных воздухоподогревателей.

Сравнивая затраты на эксплуатацию и ремонт по таким традиционным трудоемким направлениям, как контроль металла трубопроводов и поверхностей нагрева, ремонт и техническое обслуживание вращающихся механизмов, запорной и регулирующей арматуры, можно говорить о снижении трудозатрат в 3-5 раз по сравнению с блоками СКД (табл. 6).

Сравнительные характеристики ремонтно-эксплуатационных затрат блока СКД и 2-х ПГУ Таблица 6
№	Наименование		Количество			Трудозатраты, чел.-час.
			СКД	2 ПГУ		СКД	2 ПГУ (оценка)
1	Котел		1	2		14700	4500
2	Паровая турбина		1	2		15900	6000
3	Газовая турбина			2			ТО; через 25 тыс. часов кап. ремонт в условиях завода-изготовителя
4	Количество	запорной арматуры	450	60		3600	480
		регуляторов	43	10		335	78
5	Количество вращающихся механизмов	6кВ	25		6	7150	2150
		0,4 кВ	31		24
6	Объем контроля металла (сварных швов на 100 тыс. часов)		356	124		534	186

Экологические показатели вариантов с ПГУ ни по одному из параметров не уступают варианту с Т-265.

Выбросы NO_x. В отопительный сезон удельные выбросы ПГУ несколько выше — за счет большей доли выбросов водогрейных котлов, а в летний период на 60 г/МВт-ч ниже, чем для Т-265. В целом за год выбросы оксидов азота ПГУ на 3% ниже (рис. 4).

Шум. Газовая турбина находится в здании и имеет собственное шумопоглощение. У блока с ПГУ нет таких источников шума, как тягодутьевые механизмы. Применение шумоглушителей на всасывании газовой турбины и за котлом-утилизатором смогут обеспечить шумовые характеристики не хуже, чем у блока с Т-265.

Тепловое загрязнение. По сравнению с паросиловым блоком оно будет ниже на 50%. Что касается собственно ГТУ -сложилась необычная ситуация: к энергетикам, с предложением осваивать и эксплуатировать крупную газовую турбину, пришли авиастроители. Пришли с «авиационным» подходом к конструированию, изготовлению, контролю качества. Предложение должно стать реальностью, потому что ГТД-ПО сконструирован на базе высоких авиационных технологий. Весит он почти в 4 раза меньше зарубежных аналогов и является транспортабельным модулем, что позволяет обеспечивать ее ремонт на заводе-изготовителе.

Масштабы внедрения ПГУ и ГТУ в среднесрочной перспективе

 

Т.В. Новикова, И.В. Ерохина, А.А. Хоршев - ИНЭИ РАН, Москва

В последнее время энергокомпании проявляют повышенный интерес к внедрению прогрессивных — парогазовых и газотурбинных — технологий производства электроэнергии. Так, например, в рамках разработки корпоративного баланса на 2005-2009 гг. дочерние зависимые общества РАО «ЕЭС России» (ДЗО) представили инвестиционные предложения по вводу новых и обновлению действующих паротурбинных электростанций суммарной мощностью около 14 млн кВт (рис. 1). 65% всех инвестиционных предложений — 9 млн кВт — относятся к внедрению прогрессивных технологий, из которых около 8 млн кВт — ПГУ и чуть более 1 млн кВт — ГТУ. Основная часть этих предложений относится к категории нового строительства — 5,8 млн кВт, суммарная мощность предложений по внедрению ПГУ и ГТУ при замене составляет 3,1 млн кВт.

В настоящее время вследствие низкой стоимости топлива, недостаточной надежности и неудовлетворительных технико-экономических показателей нового оборудования, в первую очередь его высокой стоимости, энергокомпании «осторожничают» и рассматривают продление срока службы как основное решение проблемы старения паротурбинного оборудования действующих ТЭС в среднесрочной перспективе. Так, например, предложения ДЗО по продлению сроков эксплуатации устаревшего оборудования в ближайшую пятилетку составляют около 25 млн кВт или 20% суммарной мощности действующих ТЭС. Однако, как показали многочисленные исследования ИНЭИ РАН по оценке эффективности обновления ТЭС, по мере роста стоимости топлива и повышения экономичности нового оборудования энергокомпании будут стремиться к внедрению ПГУ и ГТУ для решения проблемы не только физического, но и морального старения оборудования действующих электростанций.

Традиционно при оценке эффективности проектов нового строительства и обновления в условиях неопределенности, к которым относится среднесрочная и долгосрочная перспектива, в электроэнергетике применялся сценарный подход. Суть данного метода заключается в формировании нескольких сценариев, в которых часть факторов неопределенности принимается в «крайних» значениях, а остальные фиксируются на определенном уровне. Применение этого метода позволяет определить условия успешной реализации проекта, а также выделить критические факторы неопределенности, которые в наибольшей степени влияют на результаты оценки. Иллюстрация использования данного метода в оценке эффективности замены паротурбинного оборудования ТЭС на ПГЭС, ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ при варьировании значений удельных капиталовложений и цен топлива и электроэнергии представлена на рис. 2.

В результате процессов либерализации, приватизации и дерегулирования в электроэнергетике изменились механизмы реализации инвестиционных проектов в отрасли, в том числе возросло количество способов и источников их финансирования. В этом случае применения сценарного подхода к оценке эффективности проектов нового строительства и обновления электростанций недостаточно, так как он не позволяет обоснованно ответить на ключевые для инвестора вопросы: какой доход он получит в результате инвестирования, какова вероятность и возможный размер собственных убытков.

В качестве методического инструментария для оценки эффективности проектов нового строительства и обновления, позволяющего подготовить поле решений для инвестора, ИНЭИ РАН была разработана и апробирована методика риск-анализа. Данная методика предполагает формирование достаточно большого числа сочетаний значений факторов риска (например, колебания цен на топливо, спроса на электроэнергию, изменения технико-экономических показателей ТЭС в результате установки ПГУ и ГТУ), которые задаются случайно на основе использования датчика случайных чисел в границах принятых диапазонов и в соответствии с заданными законами их распределения. При этом закон распределения задается экспертно или по желанию инвестора.

Для каждого сформированного сочетания факторов риска (сценария) оценивается коммерческая эффективность установки ПГУ и ГТУ. На основе статистической обработки результатов расчета эффективности обновления ТЭС строится распределение вероятностей возможной величины дисконтированного дохода (ЧДД) и находится доля сценариев, которые соответствуют его отрицательному значению. Отношение числа таких сценариев к общему количеству сценариев и дает оценку риска инвестиций в обновление ТЭС.

При этом считается, что если вероятность получения убытков:

■ не превышает 25%, то проект обновления ТЭС характеризуется минимальной степенью риска;

■ 25-50% — проект обновления ТЭС обладает повышенной рискованностью;

■ 50-75% — проект обновления ТЭС имеет критический риск;

■ превышает 75% — реализация проекта обновления ТЭС недопустима.

Ниже приводится иллюстрация применения данного методического инструментария для оценки коммерческой привлекательности для инвесторов проектов по замене паротурбинного оборудования ТЭС на ПГЭС, ПГУ-ТЭЦ и ГТУ-ТЭЦ. Следует отметить, что описываемые в примерах объекты являются условными, то есть сформированные для них широкие диапазоны значений факторов риска должны рассматриваться только как иллюстративные.

На основе результатов многочисленных исследований ИНЭИ РАН для анализа выявлены основные факторы риска, влияющие на коммерческую привлекательность обновления ТЭС. Этими факторами являются:

1) превышение сметной стоимости работ по обновлению устаревшего оборудования ТЭС;

2) колебание цен на топливо;

3) изменение спроса на продукцию ТЭС;

4) увеличение продолжительности работ по замене оборудования;

5) изменение технико-экономических показателей ТЭС в результате установки ПГУ и ГТУ (расход топлива, условно-постоянные затраты).

Именно для этих факторов риска были сформированы возможные диапазоны их значений. При этом для ценовых показателей (цена топлива, электроэнергии и тепла) рассмотрены две динамики в соответствии с «Энергетической стратегией России на период до 2020 г.», утвержденной Правительством РФ 28.08.03. Диапазоны технико-экономических показателей ПГУ и ГТУ приняты на основе анализа инвестиционных предложений, представленных энергокомпаниями в рамках разработки корпоративного баланса на 2005-2009 гг. (табл. 1).

Диапазоны факторов риска
	ПГЭС		ГТ-ТЭЦ		ПГУ-ТЭЦ
	мин.	макс.	мин.	макс.	мин.	макс.
Тип оборудования	ПГУ-325		НК-37+КУ		ПГУ-325
Электрическая мощность блока, МВт	325		25		325
Тепловая мощность блока, Гкал/час			50		50
Расход энергии на собственные нужды в конд. цикле, %	2,0	4,0	2,0	2,0	2,0	2,0
Расход энергии на собственные нужды в тепл. цикле, %			2,1	10,0	2,0	4,5
Удельный расход топлива на отпуск э/э в конд. цикле, гут/Вт	210	250	280	340	255	280
Удельный расход топлива на отпуск э/э в тепл. цикле, гут/Вт			180	280	175	190
Удельный расход топлива на отпуск тепла,  гут/Вт			155	170	155	170
Число часов работы в году, в т.ч. в теплофикационном цикле	4000	7000	3000	7800	3500	6500
			2800	7300	2500	4700
Удельные постоянные затраты, $/кВт	10	30	15	40	20	35
Удельные капитальные затраты, $/кВт	110	600	230	720	175	890

Безусловно, при анализе инвестиционной привлекательности обновления конкретных объектов, когда максимально учитываются все индивидуальные особенности эксплуатации ТЭС, диапазоны варьирования значений ряда факторов риска будут значительно сужены и даже могут быть заданы детерминированно.

Для каждого из рассматриваемых объектов с использованием метода Монте-Карло было сформировано 250 различных сочетаний факторов риска (сценариев) и оценена коммерческая эффективность установки ПГУ и ГТУ, результаты которой представлены на рис. 3. Отсюда видно, что инвестиционная привлекательность обновления ТЭС зависит от типа оборудования, устанавливаемого при замене.

Практически безрисковой (т. е. коммерчески привлекательной) считается установка ПГЭС — вероятность получения отрицательного ЧДД при этом составляет лишь 5%. Это означает, что из 250 различных сценариев факторов риска, сформированных случайным образом, лишь в 13 сценариях замены оборудования на ПГЭС возможно получение убытков, величина которых не превысит 50 млн долл. Наиболее вероятный доход, который получит инвестор в результате замены на ПГЭС, составит 100-150 млн долл. Причем достаточно высока вероятность и того, что доход превысит 150 млн долл.

С небольшой натяжкой можно считать безрисковой установку ГТ-ТЭЦ — вероятность получения отрицательного ЧДД при этом составляет 28%, т.е. лишь на 3% превышает верхнюю границу безрискового интервала (что можно принять за погрешность расчетов).

Наиболее вероятный доход, который получит инвестор в результате замены на ГТУ-ТЭЦ, составит 5-10 млн долл., что на порядок ниже по сравнению с ПГЭС.

Самой рискованной считается установка ПГУ-ТЭЦ — вероятность получения убытков при этом составляет 40%. Такая степень рискованности не считается критической, поэтому установка ПГУ-ТЭЦ наряду с предыдущими объектами также считается коммерчески привлекательной. Наиболее вероятный доход, который получит инвестор в результате замены на ПГУ-ТЭЦ, составит 50 млн долл., что сопоставимо с ПГЭС.

Дальнейшим этапом исследования было количественное определение степени влияния каждого фактора риска на эффективность установки ПГЭС, ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ, осуществляемое по специальной процедуре, созданной на основе факторного анализа. Был рассчитан ЧДД каждого способа замены на ТЭС при последовательном изменении значений каждого из факторов риска и фиксированных значениях оставшихся факторов. Ранжирование факторов риска по степени влияния на величину ЧДД показано на рис. 4.

Данный этап исследования является важным. Он позволяет выявить «критические» факторы риска и при оценке инвестиционной привлекательности конкретных объектов разработать комплекс мер по ликвидации этих рисков или минимизации возможного ущерба от их проявления (например, посредством страхования, создания резервных фондов, подписания долгосрочных контрактов на поставку топлива и т.д.).

В иллюстрируемом примере самыми «критичными» для всех способов замены являются показатели: удельные капиталовложения и годовое число часов использования установленной мощности ТЭС. Наиболее значимо фактор удельных капиталовложений проявляется при установке ПГУ-ТЭЦ: при неизменных «благоприятных» значениях прочих факторов риска рост удельных капиталовложений в замену с 175 долл./кВт до 890 долл./кВт более чем на 95% снижает значение ЧДД, достигаемое при благоприятной ситуации. Аналогичный рост удельных капиталовложений в замену на ПГЭС (с ПО долл./кВт до 600 долл./кВт) влияет на ее эффективность в меньшей степени — значение ЧДД, достигаемое при благоприятной ситуации, снижается на 60%. Самым «критичным» фактором при установке ГТУ-ТЭЦ является годовое число часов использования их установленной мощности: при неизменных «благоприятных» значениях прочих факторов риска сокращение годового графика их работы с 7800 до 3000 часов/год значение ЧДД, достигаемое при благоприятной ситуации, снижается более чем на 70%.

Таким образом, уже в ближайшей перспективе складываются достаточно благоприятные условия для широкомасштабного внедрения ПГУ и ГТУ не только при новом строительстве, но и при замене паротурбинного оборудования действующих ТЭС. Наряду с технологической базой разработана адекватная методологическая база, позволяющая повысить обоснованность экономических оценок и качество принимаемых инвестором решений относительно инвестиционной привлекательности действующих ТЭС, и таким образом способствовать активизации инвестиционной деятельности в отрасли.

Список использованной литературы

1.Цанев С.В. Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электротанций: Учебное пособие для вузов / Под ред. С.В. Цанева- М.: Издательство МЭИ, 2002.- 584 с.

2. Паровые и газовые турбины: Уебник для вузов / М.А. Трубилов, Г.В. Арсеньев, В.В., В.В. Фролов и др.; Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова – М.: Энергоатомиздат, 1985.- 352 с.

3.Попырин Л.С., Штромберг Ю.Ю., Дильман М.Д. Надежность парогазовых установок//Теплоэнергетика, № 7, 1999.

4.Попырин Л.С., Волков Г.А., Дильман М.Д. Обоснование вида структурной схемы конденсационных парогазовых установок с учетом надежности //Известия РАН. Энергетика, № 3, 2000.

5. А. Виноградов, А. Григорьев Оценка технико-экономической эффективности модернизации ГТУ-ТЭС с использованием парогазовой технологии.// Газотурбинные технологии. 2004 №1

6. Е. Волкова, Т. Новикова Экономическая целесообразность форсированного внедрения ПГУ и ГТУ при обновлении тепловых электростанций // Газотурбинные технологии. 2004 №1

7. С. Костин, А. Пак Комплексный подход к строительству и реконструкции электростанций с применением ПУ и ПГУ.// Газотурбинные технологии. 2004 №1

8. Ю.С. Бухолдин, В.М. Олефиренко Отработка технических решений на собственных электростанциях – залог надежной работы оборудования у заказчика.// Газотурбинные технологии. 2004 №4

9.А.И. Виноградов, Н.Р. Джапаридзе Конденсационная парогазовая электростанция для надежного энергоснабжения промышленных потребителей.// Газотурбинные технологии. 2004 №4

10. Ю.И. Шаповалов Реконструкция паротурбинных электростанций - эффективный путь перевооружения энергетики.// Газотурбинные технологии. 2004 №4

11. Ю.Н. Бондин, В.А. Кривуца, С.Н. Мовчан, В.И. Романов Опыт эксплуатации газопаротурбинной установки ГПУ-16К с впрыском пара.// Газотурбинные технологии. 2004 №4

12. B. Безлепкин Теплофикационные парогазовые установки для замены устаревшего оборудования ТЭЦ ОАО «Ленэнерго» .// Газотурбинные технологии. 2004 №2

13. Михаил Коробицын Повышение эксплуатационных характеристик энергетических установок.// Газотурбинные технологии. 2004 №3

14. И. Долинин, А. Иванов Сравнение паросилового блока с Т-265 и энергоблока с двумя ПГУ-170Т.// Газотурбинные технологии. 2004 №2

15. Т.В. Новикова, И.В. Ерохина Масштабы внедрения ПГУ и ГТУ в среднесрочной перспективе.// Газотурбинные технологии. 2004 №5