Повышение эффективности использования природного газа в системах энергоснабжения с применением парогазовых и теплонасосных установок тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.04, кандидат технических наук Албул, Андрей Велининович
- Специальность ВАК РФ05.14.04
- Количество страниц 179
Оглавление диссертации кандидат технических наук Албул, Андрей Велининович
ВВЕДЕНИЕ.
1 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ.
1.1 Современное состояние энергетики.
1.2 Повышение эффективности использования природного газа.
1.2.1 Тепловые электрические станции.
1.2.2 Источники энергоснабжения промышленных предприятий.
1.2.3 Источники теплоснабжения районов городов.
1.3 Экологические аспекты эффективного использования природного газа.
1.4 Экономические аспекты комбинированной выработки тепловой и электрической энергии.
1.5 Способ многокритериального выбора источника энергоснабжения.
1.5.1 Описание метода анализа иерархий.
1.5.2 Применение метода анализа иерархий для выбора источника энергоснабжения.
1.6 Постановка задачи.
2 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ОСНОВЕ ГТУ МОЩНОСТЬЮ БОЛЕЕ 110 МВТ.
2.1 Текущее состояние и перспективы развития ГТУ мощностью более 110 МВт.
2.2 Анализ эффективности работы ПГУ-ТЭЦ.
2.2.1 Описание станции до реконструкции.
2.2.2 Основные технические и энергетические характеристики ПГУ-ТЭЦ.
2.3 Применение ТНУ на ПГУ-ТЭЦ.
2.3.1 Конденсация водяных паров из уходящих газов ГТУ и ПГУ.
2.3.2 Разработка схемы утилизации уходящих газов ПГУ с помощью ТНУ иУКДГ.
2.4 Сравнение энергетической, экономической и экологической эффективности вариантов расширения ТЭЦ.
2.4.1 Сравнение затрат топлива при раздельной выработке тепловой и электрической энергии, на ПТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ.
2.4.2 Определение себестоимости электроэнергии и тепла.
2.4.3 Оценка экологической эффективности расширения ТЭЦ.
2.5 Применение метода анализа иерархий для выбора газотурбинного оборудования для ПГУ-ТЭЦ.
2.6 Выводы по главе.
3 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ИСТОЧНИКАХ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ НА ОСНОВЕ ГТУ МОЩНОСТЬЮ 10-110 МВТ.
3.1 Текущее состояние и перспективы развития ГТУ мощностью 10 - 110 МВт.
3.2 Энергоснабжение газоперерабатывающих комплексов.
3.2.1 Анализ топливно-энергетического баланса ГПК.
3.2.2 ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ для производства электрической и тепловой энергии на ГПК.
3.3 Оценка экономической эффективности.
3.4 Применение метода анализа иерархий для выбора источника энергоснабжения промышленного предприятия.
3.5 Выводы по главе.
4 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА В СИСТЕМАХ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ НА ОСНОВЕ ТНУ И ГТУ МОЩНОСТЬЮ МЕНЕЕ 10 МВТ.
4.1 Текущее состояние и перспективы развития ГТУ мощностью менее 10 МВт.
4.2 Высокотемпературные ТНУ для систем теплоснабжения городов.
4.2.1 Актуальность экономии природного газа для систем теплоснабжения.
4.2.2 Использование высокотемпературных ТНУ.
4.2.3 Особенности использования ТНУ в отечественных системах теплоснабжения.
4.2.4 Использование ГТУ в качестве привода компрессора ТНУ.
4.3 Энергетическая и экологическая эффективность использования природного газа в системах теплоснабжения с тепловыми насосами.
4.3.1 Сопоставление котлов и тепловых насосов по потреблению природного газа.
4.3.2 Оценка энергетической эффективности тепловых насосов.
4.4 Схема теплоснабжения на основе ТНУ с газотурбинным приводом.
4.5 Применение метода анализа иерархий для выбора приводной газотурбинной установки.
4.6 Применение экологичных хладагентов в ТНУ.
4.7 Выводы по главе.
Рекомендованный список диссертаций по специальности «Промышленная теплоэнергетика», 05.14.04 шифр ВАК
Оптимизационные исследования комбинированных теплопроизводящих установок с тепловыми насосами2004 год, кандидат технических наук Маринченко, Андрей Юрьевич
Эффективность и надежность работы блок-ТЭЦ в системах комплексного теплоснабжения1998 год, кандидат технических наук Рыжов, Александр Васильевич
Эффективность газотурбинных и парогазовых ТЭЦ малой мощности1999 год, кандидат технических наук Андреев, Дмитрий Алексеевич
Повышение эффективности теплонасосных установок на основе численного и физического моделирования2010 год, доктор технических наук Гуреев, Виктор Михайлович
Повышение эффективности систем теплоснабжения путем замены паротурбинного оборудования ТЭЦ на газотурбинные и парогазовые установки2011 год, кандидат технических наук Вдовенко, Иван Анатольевич
Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности использования природного газа в системах энергоснабжения с применением парогазовых и теплонасосных установок»
Эффективное использование топливно-энергетических ресурсов является условием устойчивого развития общества и повышения качества жизни людей.
В Энергетической стратегии России на период до 2030 года [1] сформированы новые ориентиры развития энергетического сектора российской экономики, наиболее важным из которых определен переход на инновационный путь развития.
В числе требований Стратегии - достижение российской экономикой уровня энергоемкости ВВП развитых стран со схожими климатическими условиями, и, что важно, при постоянном снижении вредного воздействия на окружающую среду.
Главное отличие российской энергетики от энергетики, например, Канады или Скандинавии заключается в высокой степени износа основных фондов.
Это является основной причиной того, что энергетическая составляющая себестоимости продукции в РФ значительно превышает аналогичные показатели развитых стран, что в свою очередь приводит к снижению ее конкурентоспособности и увеличению нагрузки на окружающую среду.
Важно отметить, что это имеет место при использовании наиболее удобного и экологически чистого топлива, каким является природный газ -в России на ТЭЦ и в котельных доля природного газа составляет 60-70%.
В настоящей работе рассматривается сектор промышленной теплоэнергетики, в котором эксплуатируется парогазовые установки, мощностью до 400 МВт и теплопроизводительностью до 220 Гкал/ч; три группы газотурбинных установок: мощностью более 110 МВт, 10-110 МВт, менее 10 МВт; теплонасосные установки тепловой мощностью до 20 МВт в разрезе источников систем энергоснабжения ЖКХ городов и промышленных предприятий.
Все вышесказанное о техническом состоянии энергетики России полностью относится к промышленной теплоэнергетике.
Кроме того положение ухудшается тем, что на реконструкцию и модернизацию промышленной теплоэнергетики необходимы значительные средства, но объемы выделяемых инвестиций чаще всего недостаточны в связи с непривлекательностью для инвесторов - требуются «длинные» деньги. Срабатывает «остаточный принцип» по отношению к тепловой энергии, выработанной комбинированным способом.
Учитывая опыт эксплуатации теплоэнергетического оборудования в России и за рубежом и результаты проведенного анализа, получено, что наиболее перспективным направлением является комбинированная выработка электроэнергии и тепла на основе газотурбинных, в том числе парогазовых, и теплонасосных установок.
В качестве топлива в средне- и долгосрочной перспективе с учетом возрастающих требований к экологической защите природный газ останется основным ресурсом для промтеплоэнергетики.
Автор выражает благодарность директору ООО НТЦ «Промышленная энергетика» к.т.н. Шомову П.А., главному научному сотруднику ОАО «Газпром промгаз» д.т.н. Ставровскому Е.Р. за помощь и консультации по работе.
Актуальность работы
Потребление газа предприятиями электроэнергетики и коммунально-бытовыми хозяйствами составляет около 170 млрд. куб. м в год (примерно 40% от всего потребления газа в России) [2].
Получение реальной экономии газа в условиях постоянного роста цен на газ является актуальной задачей снижения себестоимости конечной продукции.
Актуальность тем более возрастает с вступлением России во Всемирную торговую организацию, следствием которого является резкий рост конкуренции.
Целью работы является повышение эффективности использования природного газа в системах энергоснабжения с применением парогазовых и теплонасосных установок.
Научная новизна работы состоит в том, что в ней получены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты:
1. Для источников комбинированной выработки электрической и тепловой энергии систем энергоснабжения городов и промышленных предприятий впервые систематизирована и обработана информация обо всем предложенном на текущий момент газотурбинном оборудовании, выявлены основные тенденции его развития, на основе чего получены термодинамические критерии выбора данного оборудования.
2. Предложен способ максимально полного использования природного газа с получением электроэнергии, тепла и конденсата в парогазовой установке путем ее сочетания с теплонасосной установкой на уходящих газах.
3. Впервые разработан способ многокритериального выбора газотурбинного оборудования, основанный на методе анализа иерархий, для различных источников энергоснабжения, учитывающий термодинамические, экономические и технические критерии.
Практическая ценность работы
1. Предлагаемый в работе подход к выбору газотурбинного оборудования целесообразно применять при принятии решения о строительстве того или иного источника энергоснабжения.
2. Разработана энергоэффективная схема на основе ПГУ и ТНУ, позволяющая увеличить отпуск тепловой энергии от ПГУ-ТЭЦ на 8% и получить конденсат водяных паров, содержащихся в уходящих газах ПГУ, для подпитки тепловых сетей и прочих нужд.
3. Разработана схема выработки тепловой энергии на основе ТНУ с газотурбинным приводом и водогрейным котлом-утилизатором, которая позволяет получить до 87% больше тепловой энергии по сравнению с существующими водогрейными котельными при том же расходе газа.
Достоверность и обоснованность результатов работы
Обусловлены применением положительно зарекомендовавших себя методик расчетов теплоэнергетических агрегатов, применением метода анализа иерархий и достоверных справочных данных, сравнением результатов с данными других авторов, а также данными, полученными при проведении энергоаудита тепловых электростанций и газоперерабатывающих комплексов.
Личный вклад автора. Основные результаты работы получены автором лично под руководством д.т.н. Султангузина И.А.
Апробация и публикации. Основные положения работы, результаты теоретических и расчетных исследований докладывались на:
- 16, 17, 18, 19 Международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (НИУ МЭИ, Москва, 2010 - 2013г.); th
- 8 Minsk International Seminar «Heat Pipes, Heat Pumps, Refrigerators, Power Sources» (Институт тепло- и массообмена им. A.A. Лыкова Национальной Академии Наук Белоруссии, Минск, 2011 г.);
- VI Международной школе-семинаре молодых ученых и специалистов «Энергосбержение - теория и практика» (НИУ МЭИ, Москва, 2012 г.);
- IV Научно-практической молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Москва, 2012 г.);
- III Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли» (РОО «Ученый совет Ямало-Ненецкого Автономного округа», Новый Уренгой, 2012 г.).
Основное содержание выполненных исследований опубликовано в 17 журнальных статьях, тезисах и докладах, в т.ч. 4 в журналах, аттестованных ВАК.
Объем и структура диссертации.
Диссертация изложена на 179 страницах и состоит из введения, четырех глав, выводов, приложения. Работа содержит 57 рисунков и 31 таблицу, 5 приложений, список использованных источников содержит 142 наименования.
Похожие диссертационные работы по специальности «Промышленная теплоэнергетика», 05.14.04 шифр ВАК
Энергосбережение в котельных установках тепловых электрических станций за счет использования вторичных энергоресурсов2021 год, доктор наук Зиганшина Светлана Камиловна
Обоснование направлений развития низкотемпературных энергосберегающих технологий1999 год, доктор технических наук Огуречников, Лев Александрович
Оптимальное использование малых промышленных ТЭЦ на базе авиационных ГТД2000 год, кандидат технических наук Патрикеев, Михаил Юрьевич
Эффективность отопительных газопаровых ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения2006 год, кандидат технических наук Черников, Сергей Владимирович
Системная эффективность отопительных ПГУ ТЭЦ в системах теплоэнергоснабжения2004 год, кандидат технических наук Соколов, Андрей Анатольевич
Заключение диссертации по теме «Промышленная теплоэнергетика», Албул, Андрей Велининович
4.7 Выводы по главе
1. Разработанная схема источника теплоснабжения на основе теплового насоса с газотурбинным приводом и экологичным хладагентом позволяет выработать до 87% больше тепловой энергии, чем водогрейный котел, при одинаковом расходе природного газа.
2. Применение газопоршневых установок для привода компрессоров ТНУ большой теплопроизводительности ограничено, что делает целесообразным применение газотурбинного привода для тепловых насосов большой теплопроизводительности.
3. На основе проведенного анализа установлено, что эффективность ГТУ единичной мощностью до 10 МВт, предназначенных для привода компрессоров, в отличие от турбин иной мощности, обусловлена наличием воздушного рекуператора с высокой степенью регенерации тепла дымовых газов, при этом температуры на входе и выходе из турбины и степень сжатия у ГТУ малой мощности значительно ниже.
4. Термодинамические критерии выбора газотурбинного оборудования для привода теплонасосных установок: температура газа перед турбиной менее 1000 °С, за турбиной ~ 420 °С, давление р = 0,5 - 0,75 МПа, с рекуперативным подогревом воздуха дымовыми газами и водогрейным котлом-утилизатором.
5. Определен основной экологичный хладагент, который может быть использован в качестве замены Я-134а в теплонасосных установках, -11-1243благодаря наиболее близким к Я-134а энергетическим показателям - тепловой мощности конденсатора и коэффициента трансформации тепла.
6. Разработанный способ выбора газотурбинного оборудования, основанный на методе анализа иерархий, учитывает особенности выбора приводной ГТУ в части термодинамических критериев и может применяться для решения данной задачи.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Установлено, что для определения расхода топлива на тепловую и электрическую энергию, вырабатываемых на ПГУ, должен применяться эксерге-тический метод, как наиболее термодинамически обоснованный и позволяющий избежать «перекрестного субсидирования».
Для максимально полного использования природного газа разработана схема комбинированной выработки электроэнергии, тепла и получения конденсата из уходящих газов с использованием парогазовых и теплонасосных установок, которая позволит увеличить отпуск теплоты от ПГУ-ТЭЦ до 8%.
Предложены критерии, которые позволили впервые разработать единый способ многокритериального выбора газотурбинного оборудования, основанный на методе анализа иерархий, для достижения максимально возможного энергосберегающего эффекта в системах энергоснабжения промышленных предприятий и ЖКХ.
Установлено, что в качестве замены существующим котельным при работе в базовом и полубазовом режиме могут быть использованы высокотемпературные тепловые насосы теплопроизводительностью более 10 Гкал/ч с газотурбинным приводом компрессора ТНУ вместо электрического привода, которые позволяют получить до 87% больше тепловой энергии по сравнению с газовыми водогрейными котлами.
Разработана схема источника теплоснабжения на основе тепловых насосов, использующих экологичные хладагенты (основной рекомендуемый хладагент - Я-124321) с минимальным воздействием на глобальное потепление.
Установлено, что максимальный КПД ГТУ на уровне 40 - 45% достигается для разных областей применения разными техническими решениями путем максимально возможного:
• увеличения температуры газов (более 1500 °С) перед газовой турбиной большой мощности для крупных городских ПГУ-ТЭЦ;
• увеличения давления (более 4 МПа) перед газовой турбиной средней мощности для ГТУ-ТЭЦ промышленных предприятий;
• увеличения степени регенерации тепла дымовых газов (до 80 - 90%) на подогрев воздуха горения для газотурбинного привода (относительно небольшой мощности) крупных тепловых насосов.
Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Албул, Андрей Велининович, 2013 год
1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р - 144 с.
2. Попов А.С. Анализ рынка газа в России. // ЦЭМИ РАН. 2007.
3. Сабирзанов А.Я. Стратегия развития электроэнергетики Республики Татарстан. // Энергосовет. 2012. - №6.
4. BP Statistical Review of World Energy. June 2011. - 49 p.
5. Bashmakov I., Borisov K., Dzedzichek M., et.al. Resources of energy efficiency in Russia: scale, costs and benefits. Report of Center of Energy Efficiency, Developed for the World Bank. Moscow, 2008. 102 p.
6. Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года. // ЗАО «АПБЭ». 2010. - 123 с.
7. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. Одобрена распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. № 215 120 с.
8. Александров А.А. Термодинамические основы теплоэнергетических установок. М.: Издательство МЭИ, 2004. - 159 с.
9. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. СПб.: Издательство СПбГТУ, 1997. - 295 с.
10. Мошкарин А.В., Мельников Ю.В. Анализ тепловых схем ТЭС. // Изд-во ИГЭУ. Иваново, 2010. - 460 с.
11. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций. М.: Издательство МЭИ, 2002. - 584 с.
12. Cost Estimates for Thermal Peaking Plant. // Parsons Brinckerhoff New Zealand Ltd., 2008.
13. Cost and Performance Data for Power Generation Technologies. // National Renewable Energy Laboratory, 2012.
14. RWE про wer to start 2,160-MW Pembroke CCGT in September. // Gas to Power Journal, 2012.
15. Старостенко H.B. Выбор структуры и оптимизация характеристик производственно-отопительных ГТУ-ТЭЦ малой и средней мощности. Авто-реф. дис. . канд. техн. наук М., 1996. - 20 с.
16. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. 7-е изд., стереот. - М.: Издательство МЭИ, 2001. - 472 с.
17. Попырин U.C., Дильман М.Д., Беляева Г.М. Техническое перевооружение путь к интенсификации экономики. // Промышленная энергетика. -2005.-№2.-с. 5-9.
18. Долотовский И.В. Системный анализ и повышение эффективности энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий (на примере Астраханского газоперерабатывающего завода). // Диссертация . канд. техн. наук Саратов. 2009. - 187 с.
19. Демин A.A. Оптимизация систем рекуперации тепла газоперерабатывающих заводов. // Диссертация . канд. техн. наук. Киев, 1984. - 295 с.
20. Сухорукое В.И. Повышение эффективности кожухотрубчатого теплооб-менного оборудования газоперерабатывающих заводов. // Диссертация . канд. техн. наук. Киев, 1984. - 264 с.
21. General Electric LMSIOO Aeroderivative Gas Turbines. // General Electric, 2013.
22. Аверьянов B.K., Карасевич A.M., Федяев A.B. Системы малой энергетики: современное состояние и перспективы развития: в 2-х томах. // М.: ИД «Страховое Ревю», 2008. Т.2. 496 с.
23. Попов A.B. Анализ эффективности различных типов тепловых насосов. // Проблемы энергосбережения. 2005. - № 1-2.
24. Соколов Е.Я., Бродянский В.М. Энергетические основы трансформации тепла и процессов охлаждения: учебное пособие для вузов. 2-е изд., пе-рераб. - М.: Энергоатомиздат, 1981. - 320 с.
25. Андрющенко А.И. Сравнительная эффективность применения насосов для централизованного теплоснабжения. // Промышленная энергетика. -1997.-№6.
26. Мартыновский B.C. Тепловые насосы. М.-Л.:Госэнергоиздат, 1955.- 191 с.
27. Седлов A.C. Анализ эффективности использования парокомпрессорных теплонасосных установок в теплофикационных системах. // Энергосбережение и водоподготовка.- 2005.- № 2.
28. Шпильрайн Э.Э. Возможность использования теплового насоса на ТЭЦ. // Теплоэнергетика. 2003. - № 7.
29. Андрющенко А.И., Новиков Д.В. Эффективность применения тепловых насосов на ГТУ-ТЭЦ. // Проблемы энергетики. 2004. - № 11-12. - С. 1723.
30. Сорокин O.A. Применение теплонасосных установок для утилизации сбросной низкопотенциальной теплоты на ТЭС // Промышленная энергетика. №6. - 2005. - С. 36-41.
31. Николаев Ю.Е., Бакшеев А.Ю. Определение эффективности тепловых насосов, использующих теплоту обратной сетевой воды ТЭЦ // Промышленная энергетика. № 7. - 2007. - С. 14-17.
32. Славин B.C., Данилов В.В. Повышение эффективности системы централизованного теплоснабжения на основе применения технологии тепловых насосов. // Энергосбережение и водоподготовка. 2000. - № 2. - С. 5-14.
33. Богданов A.B. Почему не внедряются тепловые насосы? // Сантехника. Отопление. Кондиционирование. 2004. - № 2.
34. Богданов A.B. Тепловой насос и теплофикация. // Сантехника. Отопление. Кондиционирование. 2002. - №3.
35. Киосов А.Д., Авруцкий Г.Д. Глубокая утилизация тепла уходящих газов котлов и его аккумулирование. // Теплоэнергетика. 2011. - № 11.
36. Bailer P., Pietrucha U. Disrtict heating and district cooling with large centrifugal chiller heat pumps // Proc. 10th International Symposium on District Heating and Cooling. 3-5 September 2006, Hanover, Germany. - 8 p.
37. Боровков B.M., Аль-Алавин А.А. Способ повышения эффективности парогазовых установок с использованием тепловых насосов. // Промышленная энергетика. 2009. - №1. - С. 25-29.
38. Накоряков В.Е., Елистратов C.JI. Энергетическая эффективность комбинированных отопительных установок на базе тепловых насосов с электроприводом. // Промышленная энергетика. 2008. - № 3. - С. 28-33.
39. Богданович M.J1. Использование компрессионных теплонасосных установок для нужд теплоснабжения на паротурбинных ТЭЦ, работающих в объединенной энергетической системе. // Новости теплоснабжения. № 3. - 2009. - С. 25-29.
40. Андрющенко А.И. Возможная экономия топлива от использования утилизационных ТНУ в системе энергоснабжения предприятий. // Промышленная энергетика. № 2. - 2003. - С. 7 - 10.
41. B.C. Агабабов, А.В. Корягин, B.JI. Титов, Ю.Ю. Хаймер. Об использовании детандер-генераторных агрегатов в котельных. // Энергосбережение и водоподготовка. 2000. - №2.
42. ТЭК и экология // Аникеев В.А., Масленников C.JI. Институт энергетической стратегии. М.: Издательский дом «ЭНЕРГИЯ», 2007. - 91 с.
43. Rabl A., Curtiss P.S., Pons A., et al. Environmental Impacts and Costs: the Nuclear and the Fossil Fuel Cycles: Report to EC of Project «External Costs of
44. Fuel Cycles: Implementation of the Accounting Framework in France». DG XII. // Ecole des Mines de Paris, France, 1995. 120 p.
45. Estimating Fuel Cycle Externalities: Analytical Methods and Issues: Report 2 / Oak Ridge National Laboratory and RFF, USA. Study by US DOE and Commission of EC, July 1994. - 350 P.
46. Rabl A., Spadaro J.V., Sultanguzin I.A. External Cost of Biomass and Waste Inceneration // 1st progress report. / Ecole des Mines de Paris, France, May, 1996. 55 P.
47. Spadaro J.V. Evaluation des dommages de la pollution de l'air: modélisation,rtudes de sensebilité, et applications: Thèse de Doctorat en Energétique de l'Ecole des Mines de Paris. Paris, France, 1999. - 350 P.
48. Dockery D.W., Pope III C.A. Acute respiratory effects of particulate air pollution//Ann. Rev. Public Health. 1994. - Vol.15. - P.107-132.
49. Ревич Б.Е. Загрязнение окружающей среды и здоровье населения. М.: Изд-во МНЭПУ, 2001. - 264 с.
50. Воздействие на организм человека опасных и вредных экологических факторов. Метрологические аспекты. В 2 т. // Под ред. Исаева JI.K. М.: Изд-во ПАИМС, 1997. - Том 1. - 512 е.; - Том II. - 496 с.
51. Цветков В.Я. Геоинформационные системы и технологии. М.: Финансы и статистика, 1998. - 288 с.
52. Fedra К. GIS and Environmental Modeling // Environmental Modeling with GIS. eds. Goodchild M.F., Parks B.O., Steyaert L.T. Oxford University Press, 1994.-P. 35-50.
53. Султангузин И.А. Экологические аспекты совершенствования промышленных теплоэнергетических систем. Монография. М.: Издательство МЭИ, 2012.-317 с.
54. В.В. Данилов, B.C. Славин. Энергоэффективная система городского теплоснабжения на основе технологии тепловых насосов. // Энергоэффективность: опыт, проблемы, решения. 2001. - Вып. 4.
55. Calm J.M. The next generation refrigerants Historical review, considerations, and outlook. // International Journal of Refrigeration. - 2008. - No. 31.
56. Султангузин И.А., Потапова A.A., Говорин A.B., Албул А.В. Тепловые насосы для российских городов. // Энергосбережение. 2011. - № 1. - С. 22-26.
57. Султангузин И.А., Потапова А.А., Говорин А.В., Албул А.В. Анализ энергетической эффективности использования природного газа для систем теплоснабжения с тепловыми насосами. // Наука и техника газовой промышленности. 2011. - № 1. - С. 112-116.
58. Directive 2006/40/ЕС of The European Parliament and of the Council of 17 May 2006 relating to emissions from air-conditioning systems in motor vehicles and amending Council Directive 70/156/EC, 2006. Official Journal of the European Union.
59. Sultanguzin I.A., Albul A.V., Potapova А.А. Plotting of Р-Н and T-S diagrams of fluoropropylenes. // VIII Minsk International Seminar "Heat Pipes, Heat Pumps, Refrigerators, Power Sources", Minsk, Belarus, 12-15 September, 2011, Vol. 2.-P. 209-214.
60. Рис. В.Ф. Уточненный метод получения характеристик центробежных компрессоров, работающих на газе, путем испытания на воздухе. // Энергомашиностроение. 1981. - № 5. - С. 5-9.
61. Sarevski M.N. Influence of the new refrigerant thermodynamic properties on some refrigerating turbocompressor characteristics. // International Journal of Refrigeration. 1996. - Vol. 19, No. 6. - P. 382-389.
62. Рогалев Н.Д. Экономика энергетики. // Москва. Издательство: МЭИ. -2005. - 288 с.
63. Богданов А.Б. Котельнизация России беда национального масштаба. // Новости теплоснабжения. - 2006. - № 11. - С. 36-40.
64. Siitonen S., Holmberg Н. Estimating the value of energy saving in industry by different cost allocation methods. // International Journal of Energy Research. -2010.
65. Саати Т. JI. Принятие решений. Метод анализа иерархий. — М.: Радио и связь, 1989, —316 с.
66. Press Information. Mitsubishi M501J Gas Turbine Exceeds 8,000 Hours in Operation. // Mitsubishi Heavy Industries. Dec. 2012.
67. Japanese Basic Act on Energy: Act No. 71 of June 14, 2002.
68. Hada S., Tsukagoshi K., Masada J., Ito E. Test results of the World's First 1,600 °C J-series Gas Turbine. // Mitsubishi Heavy Industries Technical Review.-March 2012 Vol. 49No. l.-P. 18-23.
69. Hashimoto T. et al. Effective Utilization of Fossil Fuels for Low Carbon World. // Mitsubishi Heavy Industries. 2009 - 17 p.
70. Breeze P. Efficiency versus flexibility: Advances in gas turbine technology. // Power Engineering International. Apr. 2011.
71. Bartos F.J. Siemens gas turbine breaks 60% efficiency barrier. // Control Engineering. Jun. 2011.
72. Jacobs J.A., Schneider M. Cogeneration Application Considerations // GE Energy. May 2009.
73. Siemens Gas Turbine SGT5-2000E for 50 Hz Market. The proven model. // Siemens. 2011.
74. Турбины и дизели. // Каталог энергетического оборудования. ООО «Тур-бомашины». 2011.
75. Расширение Краснодарской ТЭЦ с установкой ПГУ-410, ООО «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго», РФ // Проектная документация. ООО «СиСи-ДжиЭс», Краснодар, 2011. 60 с.
76. Богданов А.В. Реперные точки теплофикации. // Теплоэнергоэффектив-ные технологии. 2008. - №1. - С. 20-31.
77. Гаряев А.Б. Совершенствование методов расчета аппаратов и установок для глубокой утилизации теплоты влажных газов и разработка мер по повышению эффективности ее использования. // Диссертация . докт. техн. наук. Москва. - 2011.
78. Фаворский О.Н., Батенин В.М., Зейгарник Ю.А. и др. Комплексная парогазовая установка с впрыском пара и теплонасосной установкой (ПГУ
79. МЭС-60) для АО «Мосэнерго». // Теплоэнергетика. 2001. - №9. - С. 5058.
80. Будаков И.В. Исследование и совершенствование режимов эксплуатации ПГУ-325. // Диссертация . канд. техн. наук Москва. 2012. - 173 с.
81. Лифер Д.С., Самсонов А.И. Состояние и перспективы развития парогазовых установок с впрыском пара. // Вестник инженерной школы ДВФУ. -2012.-№2 (11).-С. 14-20.
82. Дудник Н.М. Исследование процесса конденсации водяного пара из парогазовых смесей различного состава в кожухотрубных теплообменных аппаратах. // Диссертация . канд. техн. наук Москва. 2010. - 150 с.
83. Петрикеева Н.А. Разработка эффективных конденсационных теплообменников теплогенерирующих установок. // Диссертация . канд. техн. наук Воронеж. 2008. - 152 с.
84. Веринчук Е.В. Моделирование процессов тепло- и массопереноса в рекуперативных конденсационных теплоутилизаторах. // Диссертация . канд. техн. наук Москва. 2004. - 136 с.
85. Sonal P. Large-Scale Tests Begin to Convert Flue Gas to Usable Water. // POWER. Business and Technology for the Global Generation Industry. May 1,2011.
86. Кудинов A.A. Энергосбережение в теплогенерирующих установках. // УлГТУ,-2000,-139 с.
87. Bartlett М. Developing Humidified Gas Turbine Cycles. // Doctoral Thesis. -Royal Institute of Technology. Stockholm, Sweden. 2002.
88. Бухонов Д.Ю., Борисов Ю.В. Получение конденсата из уходящих дымовых газов при сжигании газового топлива. // «Новое в российской электроэнергетике». 2005. - №1. - С. 42-45.
89. Бродянский В.М. Эксергетический метод термодинамического анализа. // М.: «Энергия». 1973. - 296 с.
90. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрофикации о тепловой экономичности оборудования. РД 34.08.552-95. СПО ОРГРЭС М.:1995.
91. Кузнецов A.M. Удельный расход топлива на выработку тепловой энергии на ТЭЦ. // Новости теплоснабжения. 2010. - №4. - С. 22-23.
92. Regulation of Heat and Electricity Produced in Combined-Heat-and-Power Plants. // World Bank Report. October 6. - 2003.
93. Бродянский B.M., Фратшер В., Михалек К. Эксергетический метод и его приложения. Под ред. В.М. Бродянского. // М.: Энергоатомиздат, 1988. -288 с.
94. ГИС Карта. // http://www.gisinfo.ru официальный сайт.
95. Google Maps. // http://maps.google.com официальный сайт.
96. Султангузин И.А., Замерград В.Э., Карасевич В.А., Апбул A.B., Федю-хин A.B. Оптимизация использования природного газа и возобновляемых источников энергии в энергетических компаниях. // Наука и техника в газовой промышленности. № 1. - 2013. - С. 63-76
97. Промышленные газовые турбины НПО «Сатурн» в эксплуатации. // НПО «Сатурн». Сентябрь 2012.
98. Новикова Т.В., Ерохина И.В., Хоршев A.A. Масштабы внедрения ПГУ и ГТУ в среднесрочной перспективе. // Газотурбинные технологии. -2005. №6.-С. 11-15.
99. Jonsson М., Yan J. Humidified gas turbines a review of proposed and implemented cycles. // Science direct. Energy. - 2005. - No. 30. - P. 1013 - 1078.
100. Башмаков И.А. Повышение энергоэффективности в системах теплоснабжения. / Часть 1. Проблемы российских систем теплоснабжения. // Энергосбережение. 2010. - №2. - С. 46-51.
101. Богданов А.Б. Министерство анэргии. // Новости теплоснабжения. -2010.-№9.-С. 12-18.
102. Султангузин И.А., Потапова A.A., Говорин A.B., Албул A.B. Системы теплоснабжения на основе тепловых насосов. // Новости теплоснабжения. -2010.-№10.-С. 22-26.
103. Горшков В.Г. Тепловые насосы. Аналитический обзор. // Справочник промышленного оборудования. 2004, сентябрь-октябрь №2. С. 47-80.
104. Фролов В.П., Щербаков С.Н., Фролов М.В., Шелгинский А.Я. Эффективность использования тепловых насосов в централизованных системах теплоснабжения. // Новости теплоснабжения. 2004. - N 7.
105. Васильев Г.П. Эффективность и перспектива использования тепловых насосов в городском хозяйстве Москвы. // Энергосбережение. 2007. - N 8. - С.63-65.
106. Накоряков В.Е., Елистратов C.JI. Экологические аспекты применения парокомпрессионных тепловых насосов. // Изв. РАН. Энергетика. 2007. -№ 4. - С.76-83.
107. Бурдуков А.П., Петин Ю.М. Технология использования геотермального и сбросного тепла предприятиями. // Проблемы нетрадиционной энергетики. Материалы научной сессии Общего собрания Сибирского отделения СО РАН Новосибирск, 13 декабря 2005 г.-11 с.
108. Калнинь И.М., Савицкий А.И. Тепловые насосы: вчера, сегодня, завтра // Холодильная техника. 2000. - № 10. - С. 2 - 6.
109. Проценко В.П. Проблемы использования теплонасосных установок в системах централизованного теплоснабжения. // Энергетическое строительство. 1994. - N 2. - С.29-34.
110. Zogg M. History of Heat Pumps. Swiss Contributions and International Milestones. -Oberburg: Process and Energy Engineering CH-3414, Switzerland. 2008.-114 p.
111. Gabrielii C., Vamling L. Drop-in replacement of R22 in heat pumps used for district heating influence of equipment and property limitations // International Journal of Refrigeration. - 2001. - Vol. 24. - P. 660-675.
112. Unitop 50FY Type Heat Pump from Friotherm is Upgrading Untreated Sewage of 9.6°C to Heating Energy of 90°C in Oslo. Friotherm, 2003. htpp://www.friotherm.com/downloads/skoyenel 1 .pdf.
113. Mcdonough M.J., Lafaille S. Natural-Gas-Engine-Driven Heat Pumps. // HP AC Engineering. Aug.l. - 2012.
114. Антипов Ю.А. Утилизация вторичных энергоресурсов газовых двигателей и газотурбинных установок с использованием тепловых насосов. // Дисс. . канд. техн. наук. Москва. - 2005. - 135 с.
115. Проценко В.П. Анализ эффективности применения теплонасосных установок с газовым двигателем // Промышленная энергетика. 1986. - № 7. - С.30-33.
116. Дмитриев А.Н., Монастырев П.В., Сборщиков С.Б. Энергосбережение в реконструируемых зданиях. М.: Издательство АСВ, 2008. 208 с.
117. Богданов А.Б. Применение тепловых насосов в «большой» энергетике. // X всероссийская научно-практическая конференция «Эффективность систем жизнеобеспечения города». Красноярск. 25-26 ноября 2009 года.
118. Lian Zh., Park S.R., Huang W., Baik Y.-J., Yao Y. Conception of combination of gas-engine-driven heat pump and water-loop heat pump system // International Journal of Refrigeration. 2005. - Vol. 28. - P. 810-819.
119. Lazzarin R.R., Noro M. District heating and gas engine heat pump: Economic analysis based on a case study // Applied Thermal Engineering. 2006. -Vol. 26.-P. 193-199.
120. Brenn J., Soltic P., Bach Ch. Comparison of natural gas driven heat pumps and electrically driven heat pumps with conventional systems for building heating purposes // Energy and Building. June 2010. - Vol. 42. - P. 904-908.
121. Erickson D.C., Anand G., Panchal C.B., Mattingly M. Prototype Commercial Hot Water Gas Heat Pump (CHWGHP) Design and Performance. // ASHRAE Transactions. - 2002, V. 108, Part 1.
122. Sun Zh.-G. A combined heat and cold system driven by a gas industrial engine. // Energy Conversion and Management. 2007. - Vol 48. - P. 366-369.
123. Keil C., Plura S., Radspieler M., Schweigler C. Application of customized absorption heat pumps for utilization of low-grade heat sources. // Applied Thermal Engineering. 2008. - Vol. 28. - P. 2070-2076.
124. Nakicenovic N. Energy Primer. // Climate Change 1995. Impacts, Adaptations and Mitigation of Climate Change: Scientific-Technical Analysis. Cambridge University Press, 1996. - P. 75 - 92.
125. Выбросы парниковых газов энергетическим комплексом России на период до 2020 года. М.: Энергоатомиздат, 2001. - 54 с.
126. Султангузин И.А., Потапова А.А. Высокотемпературные тепловые насосы большой мощности для теплоснабжения. // Новости теплоснабжения. 2010. - № 10. - С. 23-27.
127. Сударев А.В., Халатов А.А., Сударев Б.В. Оценка и анализ технических требований к газотурбинным приводам ГПА газотранспортной системы Украины. // Газовая промышленность. № 06/047. - 2010.
128. В.Е. Беляев, С.О. Беляева, В.А. Коваль, Е.А. Ковалева. Высокоэффективный газотурбинный двигатель мощность 1 МВт. // ВосточноЕвропейский журнал передовых технологий. № 4/4 (40). - 2009. - С. 6669.
129. Shomov P.A., Gyulmaliev A.M., Sultanguzin I.A., Albul A.V., Potapova A. A. Prediction of physical and chemical parameters of fluoropropylene as potential refrigerants for heat pumps // VIII Minsk International Seminar "Heat
130. Pipes, Heat Pumps, Refrigerators, Power Sources", Minsk, Belarus, 12-15 September, 2011, Vol. 2. P. 196 - 202.
131. Akasaka R., Tanaka К., Higashi Y. Thermodynamic property modeling for 2,3,3,3-tetrafluoropropene (HFO-1234yf) // Int. J. of Refrigeration. 2010. Vol.33. Pp. 52-60.
132. Leek T.J. Evaluation of HFO-1234yf as a Potential Replacement for R-134a in Refrigeration Applications // Proc. 3rd IIR Conference on Thermophysical Properties and Transfer Processes of Refrigerants, Boulder, CO, USA. 2009. Paper No. 155.
133. Akasaka R. An application of the extended corresponding states model to thermodynamic property calculations for trans-l,3,3,3-tetrafluoropropene (HFO-1234ze(E)) // Int. J. of Refrigeration. 2010. Vol.33. Pp. 907-914.
134. Зернов B.C., Коган В.Б., Любецкий С.Г., Дунтов Ф.И. Равновесие жидкость пар в системе этилен - трифторпропилен // Журнал прикладной химии. - 1971. - № 3. - С. 683 - 686.
135. Brown J. S., Zilio С., Cavallini A. Thermodynamic Properties of Eight Fluorinated Olefins // International Journal of Refrigeration. Vol. 33, Issue 2, March 2010.-P. 235-241.
136. Модель Мощность, МВт кпдээ, % Степень сжатия Темп-ра дымовых газов перед ГТ, С Темп-ра дымовых газов за ГТ,С1. Aistom Power Systems
137. GT11N2 113,6 33,3 15,9 н.д. 526
138. GT13E2 179,9 36,6 18,2 5011. GT26 288,3 38,1 35 6031. Ansaldo Energia s.p.a.
139. V94.2 166 34,5 н.д. н.д. 5521. V94.2K 170 36,5 5521. V94.3A 285 39,6 5801. Gl i-Aeroderivative
140. S100PA-NGS 102,7 44,9 42 н.д. 413
141. S100PA-NGW 102,99 43,9 42 4131. GE-HD
142. PG9171E 126,1 33,8 17 н.д. н.д.1. PG9171EC 169,2 34,9 17 1. PG9351FA 255,6 36,9 17 9FB 285 38,3 18 1. Hitachi
143. PG9171E 126,1 33,2 17 н.д. н.д.1. PG9231EC 169,2 34,9 17 1. PG9331FA 243 35 17 1. Mitsubishi H
144. M701D 144 35 н.д. 1200 н.д.
145. M701F 270 38,2 18 1400 6001. M701F4 303 39 18 1400 600
146. M701G 334 39,5 20 1500 6001. M701J 460 45 23 1600 6001. ОАО "Силовые машины" 1. ГТЭ-160 157 34,4 23 5371. Siemens
147. SGT5РАС 2000Е 168 34,7 12,1 н.д. 537
148. SGT5РАС 3000Е 191 36,7 н.д. н.д.
149. SGT5РАС 4000F 286,5 39,5 18,8 586
150. SGT5РАС 8000Н 375 40 19,5 617
151. Модель Мощность, МВт КПДэз, % Степень сжатия Темп-ра дымовых газов перед ГТ, С Темп-ра дымовых газов за ГТ, С1. Aistom Power Systems
152. GT8C 52,8 33,3 н.д. н.д. н.д.1. GT8C2 56,3 33,9 1. Ansaldo Energia s.p.a.
153. V64.3A 77 36 н.д. н.д. 5741. ОАО Авиадвигатель
154. S1OOPB-NGD 98,44 45,1 42 4131.S100PA-NG 99 44,9 42 4131.S 100 99,1 44,9 42 4131. GE-HD
155. PG5371PA 26,3 28,5 н.д. н.д. н.д.
156. MS5001 26,8 28,4 10,5 483
157. MS5002E 29,68 35,6 17 510
158. PG6581B 42,1 32,1 н.д. н.д.1. PG6591C 42,3 32,2 1. PG6101FA 70,1 34,2 15,8 1. MS6001FA 75,9 35 15,8 1. PG6111FA 77,1 35 15,8 1. GE Oil&Gas
159. PGT 10 10,2 31,2 н.д. Н.д. 4821. GE 10 11,2 31,4 4821. PGT 10B 11,2 32 4821. PGT 16 13,7 34,9 н.д.1. PGT 20 17,4 35 1. PGT 25 22,4 36,3 1. PGT 25+ 30,2 39,6 1. PGT 25+G4 32,7 39,6 1. Hitachi
160. H-15 16,9 34,3 н.д. Н.д. н.д.1. PG5371PA 26,3 28,5 1. H-25 31 34,8 1. PG6561B 39,6 31,9 1. PG6101FA 70,1 34,2 15,8
161. Модель Мощность, МВт КПДээ, % Степень сжатия Темп-ра дымовых газов перед ГТ, С Темп-ра дымовых газов за ГТ,С1. Mitsubishi HI
162. MF-111 14,57 31 Н.д. Н.д. 5471. MFT-8 26,7 38,7 4631. MF-221 30 32 н.д.
163. SB60-2 12,5 29,7 Н.д. Н.д. н.д.1. SB60 13,4 29 1. SB120 22,6 30 1. ЗАО "Невский завод"
164. ГТЭР-10 10 32 15 Н.д. Н.д.1. ГТЭР-12 12 32 16 1. ГТЭР-16 16 32,5 15 5501. ОАО "Силовые машины"
165. ГТЭ-65 61,5 35,2 Н.д. Н.д. 5551. P&W Power Systems
166. FT8-3 Mobilepac 22,5 35,6 Н.д. Н.д. н.д.1. Swiftpac 25 25,5 38,1 1. FT8-1 Powerpac 27,4 37,15 1. FT8-1 Swiftpac 55,9 37,15
167. FT4000 60 41 Н.д. Н.д. Н.д.
168. Rolls-Royce Power Engineering
169. Avon-2648 14,7 28,4 Н.д. Н.д. 4261. Avon-2656 15,1 29,2 420
170. RB211-6556 DLE 23 34,6 5011. RB211-6556 24 34,6 501
171. RB211-6562 DLE 26 36,2 501
172. RB211-6762 DLE 26,9 37,4 5011. RB211-6562 27 36,2 5011. RB211-6762 28 37,4 501
173. RB211-6761 DLE 29 39,1 5101. RB211-6761 30 39,1 5101. Trent 60 51,5 42 4441. Trent 60 58 41 423
174. Самарский НТК им. Кузнецова
175. ЭГПУ-18 18 33 Н.д. Н.д. н.д.1. НК-900Е 25 36,4 1. НК-900Е 30 36,4 1. НПО Сатурн
176. ГТА-10Е 10 26,8 Н.д. Н.д. н.д.1. Siemens
177. SGT-400 12,9 34,8 16,8 Н.д. 5551. SGT-500 17 32,1 13 3691. SGT-600 24,8 34,2 14 5431. SGT-700 30 36 18,7 533
178. Модель Мощность, МВт КПДээ,% Степень сжатия Темп-ра дымовых газов перед ГТ, С Темп-ра дымовых газов за ГТ, С1. SGT-800 45 37 20,4 5411. SGT-800 47 37,5 21,1 5531. Solar Turbines (CAT)
179. Mars 100 GS 10,7 32,5 Н.д. н.д. 485
180. Titan 130 GS 15 38,9 495
181. Titan 250 GS 22,37 40 4651. ОАО НТК Союз
182. ГТЭ-30-300 30 35,8 Н.д. Н.д. н.д.1. ОАО Турбоатом
183. ГТЭ-45-ЗМ 54,7 29 Н.д. Н.д. н.д.1. ГТЭ-45-ЗМ2 60,4 30 1. ОАО УТЗ
184. ГТЭ-16 15,2 30,4 Н.д. 920 420
185. ГТЭ-25У 29,7 31,2 Н.д. н.д.
186. ГП НПК " "Зоря-Машпроект"
187. UGT10000C 10 35 19 Н.д. 490
188. UGT15000C 15,5 34,2 18 430
189. UGT10000S1 16 43 н.д. н.д.1. KOGTES-20 16 31
190. UGT16000 16,3 31 12,7 360
191. UGT15000S2 25 42 н.д. н.д.
192. UGT25000C 25 35,7 23,6 1245 465fflO Сатурн 1. ГТД-110 110 35 15 517
193. Источник информации 79. и данные производителей.
194. Модель Мощность, МВт КПДээ, % Степень сжатия Темп-ра дымовых газов перед ГТ, °С Темп-ра дымовых газов за ГТ, °С1. ОАО НПП Аэросила
195. ГТУ-300 0,315 24 н.д. н.д. н.д.1. AlliedSignal
196. ASE8 0,52 21 н.д. Н.д. Н.д.1. ASE40 3,27 26,7 1. ASE50 3,6 29,1 1. ASE120 9,4 33,6 1. ОАО Авиадвигатель
197. Урал-2500 2,55 21,1 н.д. Н.д. 3611. Урал-4000 4,13 24 4141. Урал-6000 6,14 26,1 4741. Capstone
198. C1000-IHCP 1 33 5 н.д. 5931. ОАО Энергомаш
199. ГТ ТЭЦ-009 9 35 6-7,5 950 440-580
200. ГТ ТЭЦ-009М 9,2 35 6-7,5 950 440-5801. GE Oil&Gas
201. PGT5 5,2 26,8 н.д. н.д. н.д.1. GE 5 5,5 30,7 1. Ивченко-прогресс
202. AI-2500 2,5 24,6 н.д. н.д. н.д.1. AI-3000 3 24,5 1. AI-4000 4 26 1. AI-6000 6 30 1. AI-336 6,3 32 1. AI-8000 8 32,1 1. Mitsubishi HI
203. MF-61 5,93 28 н.д. Н.д. н.д.1. Mitsui
204. MPP1000 1 25 н.д. Н.д. н.д.1. SB5-COBRA 1 25,5 1. SB15* 2,5 25 1. SB30E 7 28 1. Niigata
205. CNT-250ER 0,2 28 н.д. Н.д. н.д.1. CNT-300ER 0,24 26,5 1. CNTM-3CR 0,29 28,5 1. CNT-375ER 0,3 28 1. CNT-500ER 0,4 28,5 1. CNT-625ER 0,5 28,5
206. Модель Мощность, МВт КПДээ, % Степень сжатия Темп-ра дымовых газов перед ГТ, °С Темп-ра дымовых газов за ГТ, °С
207. ST6L-721 0,49 23,4 н.д. н.д. Н.д.1. ST6L-795 0,65 24,7 1. ST6L-90 1,18 28 1. ST18A DLE 1,96 30,2 1. Swiftpac 4 3,8 31,8 1. ST40 4,04 33,1
208. Rolls-Royce Power Engineering501.KB5 3,9 29 Н.д. н.д. 560501.KB7 5,2 30,5 498601.KB9 5,9 32 н.д.501.KH7 6,3 30 520501.KH5* 6,4 40,1 530601.KB11 7,3 33 н.д.1. HnO CaTyi ЭН
209. ГТЭС-2,5 2,5 26 Н.д. Н.д. н.д.1. ГТА-6РМ 6 23,6 1. ГТА-8РМ 8 24,4 1. Siemens
210. SGT-100 4,35 30,1 15,6 Н.д. 531
211. SGT-100 4,7 30,2 14,9 543
212. SGT-100 5,05 30,2 14,9 543
213. SGT-100 5,25 30,5 14,9 543
214. SGT-200 6,7 31,5 12,3 489
215. SGT-300 7,9 31,2 13,3 4981. Solar Turbines (CAT)
216. Saturn 20 GS 1,21 24,3 н.д. Н.д. 505
217. Centaur 40 GS 3,52 27,9 445
218. Centaur 50 GS 4,6 29,3 510
219. Mercury 50 GS 4,6 38,5 365
220. Taurus 60 GS 5,5 31,5 510
221. Taurus 65 GS 6,3 32,9 550
222. Taurus 70 GS 7,52 33,8 505
223. Модель Мощность, МВт КПДээ, % Степень сжатия Темп-ра дымовых газов перед ГТ, °С Темп-ра дымовых газов за ГТ, °С
224. Mars 90 GS 9,45 31,9 н.д. н.д. 4851. ОАО УТЗ » 1. ГТЭ-6 6 23 Н.д. Н.д. н.д.1. Vericor Power Systems
225. VPS1 0,48 20,7 Н.д. н.д. н.д.1. VPS3 3,02 28,3 1. VPS4 3,5 30,4 1. EFT40B 3,7 28,4 1. ГП НПКГ "Зоря-Машпроект"
226. UGT2500C 2,5 27 12,8 н.д. 4601. UGT6000C 6 30,5 15,0 470
227. UGT6000S1* 8 36,3 н.д. н.д.с инжекцией пара
228. Источник информации 79. и данные производителей.
229. КУП 2500 36 1,3 275 11,5 360
230. КУП 180 15 0,8 174 2,1 440
231. ОАО ТКЗ "Красный котельщик"
232. ТКУ-1 98 3,9 440 60 345/594 134
233. ТКУ-3 51 4 440 39 405/700 100
234. ТКУ-4 197 1,52 290 102,3 518 104
235. ТКУ-5 30 0,9 320 11 447 1651. ТКУ-6 101 1,4 280 42 435
236. ТГЕ-435 213 13,8 560 500 574/700 110
237. ТКУ-11 101 1,4 280 48 484 100
238. ТКУ-13 101 3 390 35 461 100
239. ТКУ-14 80 3,9 440 38 547 100
240. ОАО "Машиностроительный завод "ЗиО-Подольск", ОАО "ИК "ЗИОМАІ Э"1. П-111 184 13,9 535 86 555
241. П-116 509 7,7-0,58 509-206 224-51 537 1021. П-117 34 1,4 230 18,2 4741. П-120 96 4 440 40 447-500
242. П-131 141 7,4-0,7 525-209 58-12 552 105
243. П-132 692 15-3,60,45 540-342265 255-58-29 577
244. П-133 650 13,93,2-0,47 567-363264 315-44,3-30,9 616
245. П-134 509 7,150,53 508-207 224-57 537 102
246. П-137 509 9,8-0,87 508-222 224-49 537 103
247. П-83 400 8-0,7 470-200 170-42 522
248. П-86 98 2,5 255 72 345/600
249. П-86-1 98 4 450 60 345/600
250. П-87 509 8,6-0,7 498-232 251-79 537 102
251. П-88 362 7,3-0,7 480-227 154-39 517
252. П-90 531 8,2-0,7 515-200 242-56 537 1021. П-91 531 1,5 300 310 5371. П-92 99 1,4 275 42 510
253. П-94 64 4-0,6 460-190 30-6,5 490
254. П-96 509 8,4-0,7 510-280 229-54,4 537 1061. П-97 56 3,4 320 26 495
255. П-100 509 7,3-0,6 515-205 225-55 537 1021. П-101 86 10 540 61 5921. П-102 34 0,7 220 50 474
256. П-103 91 5,5-0,58 487-212 39-8 518 100
257. П-107 509 7,7-0,58 509-206 224-51 537 102
258. Модель Расход утилизируемых УГ, кг/с Давление пара, МПа Температура пара, гр С Паропроиз-водитель- ность по перегретому пару, т/ч Температура газов после ГТУ/ Дожигающего устройства, гр С Температура УГ на выходе из КУ, гр С
259. П-108 131 7,4-0,7 525-208 58-12 5441. П-110 125 3,5 300 56 483
260. ОАО" подольский машиностроительный завод" (ОАО "ЗиО")
261. П-86 98 2,5 255 72 345/600
262. Пр-242/56- 8,2/0,7515/200 (П-90) 531 8,2-0,7 515-200 242-56 5371. П-91 531 1,5 275 310 537
263. Е-148/35-6,7/0,6493/229 (ПК-53) 362 6,790,69 494-229 148-35 517 105
264. Е-99,5/13,5-7,61/0,59545/210 (ГЖ-56) 213 7,650,57 543-211 98,9-14,9 574 91
265. Пр-100/14,8- 9,3/0,75535/245 (ПК-55) 213 9,3-0,8 535-245 100-14,8 574 94
266. Пр-100/14,8- 9,3/0,75535/245 (ПК-55) 213 9,3-0,8 535-245 100-14,8 574 94
267. Пр-41,5/7,8-5,41/0,61493/213 (ПК-58) 91 5,410,61 493-213 41,5-7,8 518 107
268. Пр-230/56,3- 7,61/0,65527/207 (ПК-54) 518 7,61-6,5 527-207 230-56,3 537 100
269. Пр-228/47-7,86/0,62515/230 (ПК-57) 518 7,860,62 517-228 228-48 537 90
270. Пр-228/47-7,86/0,62515/230 (ПК-59) 518 7,730,66 517-230 228-46 537 92
271. Пр-75-4,0-440Д 133 4 440 75 449/595 79
272. Е-232/45-7,75/0,5510/226 (ПК-63) 518 7,85-0,6 510-226 232,6-45,7 537 105
273. Е-99,6/14,5- 213 7,71- 545-212 99,6-14,5 574 109
274. Пр-76-3,3-415 131 3,3 415 76 544 1051. Е-116/16,2- 8,2/0,7535/218 (ПК- 211 8,2-0,7 535-218 116-16 600 8364. 1. Пр-230/55- 8,4/0,7505/207 (ПК- 518 8,4-0,7 505-207 230-55 537 9174.
275. Пр-Е-99,5/13,57,6/0,6- 195 7,6-0,6 545-210 99,5-13,5 537545/210 1. Е-222,8/60,3- 7,8/0,6488/241 (ПК- 564 7,8-0,6 488-241 223-60 51070. 1. Пр-228/47- 7,8/0,6- 518 7,8-0,6 515-230 228-47 537515/230
276. ОАО "ЧМЗ", ГП НПКГ "Зоря"-"Машпроект"
277. КУП-780П 16 1,18 280 6,3 460
278. КУП-780П 16 1,18 284 6,1 460
279. КУП-2500 31 1,57 373 11 428
280. КУП-2500 35 1,57 384 12,9 480
281. КУП-2500 36,7 1,57 392 15,1 490
282. КУП-2500 71 1,57 352 24,4 420
283. КУП-2500 71 1,57 374 28 454
284. КУП-2500 31 1,57 367 10,8 428
285. КУП-2500 35 1,57 379 12,7 480
286. КУП-2500 36,7 1,57 386 14,9 490
287. КУП-2500 71 1,57 347 24 420
288. КУП-2500 71 1,57 367 27,7 454
289. КУП-7800 99 1,57 317 24,3 345
290. КУП-7800 71 1,57 356 24,8 420
291. КУП-7800 90 1,57 376 37,1 485
292. КУП-7800 99 1,57 313 24,2 345
293. КУП-7800 71 1,57 353 24,6 420
294. КУП-7800 90 1,57 372 36,9 485
295. КУП-2700 36,7 1,57 327 16,4 490
296. КУП-6200/6900 71 3,920,39 411-221 21-8,5 4201. ОАО "ЭМАльянс"
297. Е-59/15- 131,5 6,92- 525-209 59-15 544
298. Модель Расход утилизируемых УГ, кг/с Давление пара, МПа Температура пара, гр С Паропроиз-водитель- ность по перегретому пару, т/ч Температура газов после ГТУ/ Дожигающего устройства, гр С Температура УГ на выходе из КУ, гр С6,92/0,66525/209 0,66
299. Е-98/13-7,5/0,56540/210 213 7,5-0,56 540-210 98-13 574
300. Е-183/41-8,0/0,75515/220 403 8,0-0,75 515-220 183-41 594
301. Е-230/56-7,6/0,65516/207 509 7,6-0,65 516-207 230-56 537
302. Е-264/315/39-12,9/2,43/0,28 -581/581/265 643 12,92,430,28 581-324265 264-55-39,5 600
303. Е-265/297/52-12,5/2,9/0,4554/555/266 692 12,52,9-0,4 554-555266 265-297-52 577
304. П-132 (Еп-258/310/35) 692 15-3,40,44 540-535263 258-310-35 577
305. ОАО "Холдинговая компания "Энергомашстрой"
306. КГТ-11-1,6-250 29,8 1,6 250 11 414
307. КГТ-12-2,4-380 32 2,4 380 12 431
308. КГТ-26-3,9-440 56 3,9 440 26 481/560
309. КГТ-120-6,4/0,7510/230 213 6,4-0,7 510-230 120 574
310. КГТ-170- 362 6,4-0,7 480-230 170 517
311. КУП-70 98 4 440 30 427 175
312. КУП-75 133 3,9 410 45 449 84
313. Источник информации 79. и данные производителей.
314. Модель Номинальная мощность, МВт Расход пара в номинальном режиме, т/ч Входные параметры пара (по ЦВД)
315. Давление, МПа Температура, °С1. ТУ-2,5 2,5 55 5 4201. ТУ-635 6 42 2,4 3501. ТУ-636 12 80 3 4001. ТГУ 500 К 0,5 4 0,65 250
316. ПР-0,6/0,4-1,3/0,65/0,04 0,6 12 1,3 191
317. ТГ 0,6/0,4-К 2,8 0,6 4,6 2,8 3801. ТГУ 1000 к 1 6,6 1,1 310
318. Р-1,4-3,4/1,3 1,4 30 3,4 435
319. Р-1,4-2,3/0,7 1,43 25 2,05 370
320. Р-1,6-2,8/0,7 1,6 27,55 2,8 3701. ОК-ЗС-01 2 14,2 3,8 285
321. П-2,5-4,2/0,9 2,5 20,2 4,2 440
322. Р-2,5-3,4/0,3-1 2,5 21,7 3,4 435
323. Р-2,5-2,1/0,6 2,5 41 2,05 370
324. Р-2,5-2,1/0,3 2,5 27,63 2,05 435
325. ПР-2,5-1,3/0,6/0,1 2,5 29,5 1,3 3001. К-2,5-3,4 2,6 13 3,4 4301. К-2,6-4,0П 2,6 17 4 375
326. Р-4-3,4/1,5-1 4 80,9 3,4 435
327. Р-4-3,4/0,5-1 4 39,6 4,9 435
328. Р-4-2,1/0,3 6 42,43 3,4 370
329. К-4,9-4,4Р 6 23,3 2,05 4351. К-6-3,4 6 25,4 4,4 435
330. П-6-3,4/1,0 6 26,5 3,4 435
331. П-6-3,4/0,5-1 6 25,8 3,4 435
332. П-6-1,2/0,5 6 34,3 3,4 2701. К-6-1,6У 6 33 1,2 3201. К-6-1,6 6 33,1 1,57 320
333. Р-6-3,4/1,0-1 6 83,7 1,57 435
334. Р-6-3,4/0,5-1 6 57,9 3,4 435
335. ПР-6-3,4/1,5/0,5-1 6 60,1 3,4 435
336. ПР-6-3,4/1,0/0,5-1 6 60,6 3,4 4351. ПР6- 6 41,4 3,4 435
337. Модель Номинальная мощность, МВт Расход пара в номинальном режиме, т/ч Входные параметры пара (по ЦВД)
338. Давление, МПа Температура, °С3,4/1,0/0,1-1
339. ПР-6- 3,4/0,5/0,1-1 6 40,8 3,4 435
340. К-7,5-6,4 7,5 31,1 6,3 480
341. Т-10/12-5,2-0,2 9,3 39,3 5,2 4841. К-12-4,2 12 53,1 4,2 435
342. Р-12-8,8/3,1-1 12 182,4 8,8 535
343. Р-12-8,8/1,8-1 12 126,8 8,8 535
344. Р-12-3,4/1,0 12 166,8 3,4 435
345. Р-12-3,4/0,5-1 12 111,24 3,4 435
346. Р-12-3,4/0,1 12 72,6 3,4 435
347. Р-12-2,7/0,2 12 92,4 2,7 380
348. ПР-12/15-8,8/1,5/0,7 12 100 8,8 535
349. ПР-12-3,4/1,0/0,1 12 77,5 3,4 435
350. ПР-12-3,4/0,6/0,1 12 70,8 3,4 435
351. ПР-12/13-3,4/1,0-1 12,5 56 3,4 435
352. К-17-1,5 П-1 17,2 73,8 1,45 4321. К-20-6ДТ 20 82,6 6,1 4801. ПТУ-25 24,6 159 0,62
353. Р-25-3,4/0,1 25 143,8 3,4 435
354. П-25-3,4/0,6 18,2 110 3,2 435
355. ПТ-25/30-8,8/1,0-1 25 99 8,8 535
356. ПТ-25-3,4/0,6 25 115 3,4 435
357. ПТ-29/35-2,9/1,0 29 195 2,9 535
358. ПТ-27/35-3,9/1,7 29,3 161 3,8 440
359. ПТ-30/35-3,4/1 30 170 3,4 4351. К-37-34 37 160 3,4 435
360. Т-50/64-7,4/0,12 47 199 7,4 540
361. ПТУ-250-14/5 0,25 12 1,4 2201. Р-25-90/30 25 420 8,8 5001. Р-25-90/18 25 290 8,8 5001. Т-25-3,4 23 160 3,4 4351. П-30-2,9 30 260 2,9 400
362. Модель Номинальная мощность, МВт Расход пара в номинальном режиме, т/ч Входные параметры пара (по ЦВД)
363. Давление, МПа Температура, °С1. Т-30-2,9 30 220 2,9 4101. ПТ-30-2,9 30 235 2,9 4001. ПТР-30-2,9 30 250 2,9 4001. ПТР-30-3,4 30 225 3,4 4351. РТ-30-2,9 30 220 2,9 4001. ПТ-30-8,8 30 240 8,8 500
364. ПТ-30/40-2,9 30 200 2,9 4101. ПТ-35-8,8 35 220 8,8 500
365. ПТ-35/55-3,2 35 240 3,2 420
366. ПТ-40/50-8,8 40 220 8,8 535
367. Р-50-8,8/1,0 50 430 8,8 5001. Р-50-90/13 50 420 8,8 535
368. Т-50/60-8,8 50 250 8,8 5001. Р-50/60- 130/13-2 52,7 490 12,8 555
369. Р-50-130 52,7 490 12,8 5551. К-50-90-4 55 206 8,8 5351. Т-60-112 55 270 11 5301. ПТ-65/75- 90/13 65 400 8,8 5351. ПТ-65/75- 130/13 65 400 8,8 555
370. ПТ-65-130/22 65 400 12,8 5551. ПТР-80- 130/13 80 470 12,8 5551. ПТ-80/100- 130/13 80 458 12,8 555
371. Р-85-8,8/0,2 87 440 8,8 535
372. К-100-90-7 110 420 8,8 535
373. К-110-140 110 350 13,7 5351. Т-115-8,8 115 450 8,8 5351. КТ-115-8,8- 1(2) 115 446 8,8 500
374. Т-120-12,8 120 470 12,8 555
375. Т-140-14,5 140 383 14,6 5351. KT-120/140- 12,8 120 520 12,8 5351. Т-150-7,7 160 535 7,6 510
376. Т-130/160-12,8 130 500 12,8 555
377. Т-130/160-12,8 133 500 12,8 5551. Т-150-7,7 150 525 7,6 510
378. К-165-130 168 480 12,8 540
379. Модель Номинальная мощность, МВт Расход пара в номинальном режиме, т/ч Входные параметры пара (по ЦВД)
380. Давление, МПа Температура, °С1. К-180-80 180 524 7,6 493
381. Т-180/210-130-1 180 670 12,8 540
382. Т-180/2415-130-2 180 656 12,8 540
383. Т-185/220-12,8-1 192 670 12,8 540
384. К-200-181-1 200 580 17,7 535
385. К-215-130-1 215 623 12,8 540
386. К-225-12,8 225 640 12,8 540
387. К-255-162 255 700 16,2 540
388. К-300-170 310 960 16,7 540
389. К-300-240-3 300 975 23,5 540
390. К-300-170-1Р 303 848 16,8 538
391. ТК-3 30-240-ЗМ 330 1050 23,5 540
392. П-16-3,4/0,8-1 10,8 73,8 3,43 435
393. К-12-35-2 12,8 57,5 3,43 435
394. П-23-8,8/0,8-1 15,8 94,7 8,83 535
395. К-19-35-2 19 83,8 3,43 435
396. К-22-90-2 20,5 85 8,83 5351. Т-17/25-5,2 17 80 5,2 487
397. Т-3 0/45-1,45 30 280 1,43 275
398. Т-30/50-1,28 32,6 313 1,28 275
399. ПТР-65/70-8,8/0,12 65 425 8,8 500
400. К-3 30/240-1 342 950 23,5 5401. ТГА-ВТ-300 0,3 5 4 4001. ТГА-ВТ-600 0,6 33 4 310
401. Р-2,15-1,4/0,6 2,15 65 1,4 295
402. Р-5,2-2,2/0,3 5,2 54,6 2,2 370
403. Р-6-3,4/0,3 6 55,5 3,4 435
404. Р-12-3,4/0,3 12 107,6 3,4 435
405. ПТ-20-2,9/1,0 20 101 2,9 400
406. ПТ-35-8,8/1,0 35 200 8,8 5351. К-120-8,8 123 440 8,8 535
407. КТ-125/115-12,8 115 500 12,8 555
408. К-175-12,8 175 540 12,8 540
409. К-220-130/3600 220 670 12,8 540
410. К-225-12,8 198 670 12,8 540
411. Модель Номинальная мощность, МВт Расход пара в номинальном режиме, т/ч Входные параметры пара (по ЦВД)
412. Давление, МПа Температура, °С
413. К-310-23,5-3 266 1000 23,5 540
414. К-320-23,5-4 318 1000 23,5 540
415. К-325-23,5 297,5 1000 23,5 540
416. К-8,5-0,15 8,5 114 0,16 112
417. К-17-1,6 17 220 0,16 112,7
418. Т-18/23-5,4 18 78-16 5,4-0,57 482-207
419. Т-20-130/50 20 370 12,8 555
420. Т-22/26-4 22 104-24,7 4-0,65 450-174
421. Т-40-7,5 30 128-24,4 7,5-0,9 519-212
422. ПТ-30/35-90/10 30 190 8,8 535
423. ПТ-30/35-90/10-5 30 190 8,8 535
424. ПР-30/35-90/10/1,2 30 240 8,8 535
425. Т-35/55-1,6 35 325 1,6 2851. ТР-35-1,6 35 325 1,6 285
426. Т-35/50-7,2 35 152-45 7,2 500-220,7
427. Р-40-130-31 40 470 0,6 555
428. ПТ-50/60-130/7-2 50 274 12,8 555
429. Т-50/60-130-6А 50 245 1,6 5551. К-55-1,6 55 325 12,8 285
430. Т-60/65-130-2 60 280 8,8 5551. К-60-90 60 223 2,9 5351. ТР-65-2,9 65 425 2,9 370
431. Т-65/70-2,9 65 425 2,9 370
432. Т-70/110/1,6 70 650 1,6 2851. ТР-70-1,6 70 650 1,6 285
433. Т-78/96-6,8 78 308,6-78 6,8-0,65 500-225
434. Рп-80-130/8-3 80 520 12,8 555
435. ПТ-90/120-130/10-1 80 490 12,8 555
436. Тп-115/125-130-1 115 490 12,8 555
437. ПТ-90/125-130/10-2 90 490 12,8 555
438. ПТР-90/100-130/10 101,8 490 12,8 555
439. К-100-6,5 102 308,6-78 6,8-0,65 500-225
440. Р-102/107- 105 782 12,8 555
441. Модель Номинальная мощность, МВт Расход пара в номинальном режиме, т/ч Входные параметры пара (по ЦВД)
442. Давление, МПа Температура, °С130/15-2
443. Рп-105/125-130/30/8 110 790 12,8 5551. К-110-1,6 110 650 1,6 285
444. Тп-100/110-90 100 440 8,8 535
445. Т-110/120-130-5 110 470 12,8 555
446. Тп-110/120-130-12М 110 465 1,28 555
447. Тп-115/125-130-3 110 490 12,8 555
448. ТР-110-130 112 480 12,8 555
449. Тп-115/125-130-2 115 490 12,8 555
450. Т-116/125-130-2 116 495 12,8 555
451. Т-118/125-130-8 118 505 12,8 555
452. Т-120/130-130-14 120 515 12,8 555
453. К-120-130 120 429 12,8 555
454. ПТ-140/165-130/15-2 120 788 12,8 555
455. ПТ-140/165-130/15-3 120 788 12,8 555
456. ПТ-150/165-130/9-4 120 788 12,8 555
457. КТ-150-8 151 476-132 8,3-0,59 530-197
458. Т-150-8 119 476-132 8,3-0,60 530-197
459. Тп-185/220-130-2 185 785 12,8 555
460. Тп-185/215-130-4 185 785 12,8 555
461. К-220-130 220 624 12,8 540
462. Т-250/305-240-ДБ 250 980 23,5 540
463. Т-250/305-240-Д 250 980 23,5 540
464. Т-255/305-240-5 260 980 23,5 540
465. Т-265/305-240-С 265 980 23,5 540
466. Номинальная Расход пара в номинальном режиме, Входные параметры пара (по ЦВД)1. Модель мощность, МВт т/ч Давление, МПа Температура, °С1. Р-6-9/2 6 17,6 9,2 555
467. Р-0,65-1,8/0,6 0,65 19,2 1,8 310
468. Р-1,5-1,2/0,5 1,5 34 1,2 250
469. Р-2,4-2,3/0,12 2,4 22 2,3 350
470. Р-0,5-1,3/0,12 0,5 10 1,3 191
471. Р-1,0-2,4/0,12 1 14 2,4 250
472. Р-0,15-1,3/0,3 0,15 4,5 1,3 191
473. Р-0,22-0,7/0,13 0,22 7,3 0,7 1671. Р-0,315- 1,3/0,43 0,315 12 1,3 191
474. Р-0,5-1,4/0,2 0,5 9 1,4 300
475. К-0,75-1,27 0,75 5,7 1,27 340
476. Р-0,75-2,4/0,3 0,75 9,7 2,4 3901. К-1,0-3,43 1 5 3,43 435
477. Р-1,0-3,43/1,67 1 30 3,43 4001. К-1,5-2,35 1 8,2 2,35 3901. К-1,5- 2,35/0,49 1,5 21,6 2,35 0,9
478. Р-2-3,43/1,57 2 46 3,43 4351. К-3-2,35 3 16 2,35 390
479. Р-3-2,35-0,28 3 34,3 2,35 3751. К-6-2,15 6 28,9 2,15 435
480. Р-6-3,43/0,3 6 52,8 3,43 435
481. Р-12-4,9/0,6 12 116 4,9 4351. К-25-3,43 25 109 3,43 435
482. Р-25-8,8/0,98 25 206 8,8 5351. Standard
483. Multi-Stage 0,1.7,5 4,9 440
484. Single Stage 0,0001.3 13,8 538
485. Engineered Multi-Stge 0,5.75 13,8 5661. A Series 1. Reheat 85.150 16,5 565,61. D Series
486. Reheat 120.425 13,2 565,6
487. Non Reheat 250 12,4 537,8
488. NG (противо-давл.) 1.50 7 540
489. HNG (проти-водавл.) 1.50 14 540
490. HG (противо-давл.) 1.40 14 540
491. Модель Номинальная мощность, МВт Расход пара в номинальном режиме, т/ч Входные параметры пара (по ЦВД)
492. Источник информации 79. и данные производителей.
Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.