Расчет тепловых схем трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара и их исследование тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.12, кандидат технических наук Лукьянова, Татьяна Сергеевна

• Лукьянова, Татьяна Сергеевна
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Лукьянова, Татьяна Сергеевна

СОДЕРЖАНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

Г Л А В А 1. Состояние и перспективы парогазовых технологий в россии и за рубежом

1.1 11оменклатура современных ГТУ мощностью более 220 МВт для ПТУ с промежуточным перегревом пара

1.2 Конструктивные особенности современных высокотемпературных ГТУ

1.3 Оборудование для паросиловой установки ПТУ и реализация инвестиционной программы строительства ПТУ в России

1.4 Предмет, задачи и цели исследования

ГЛАВ А 2. Методика расчета утилизационных трехконтурных парогазовых установок с промежуточным перегревом пара и вакуумным деаэратором

2.1 Цели и задачи методики

2.2 Общая схема теплового расчета

2.3 Методика расчета котельной установки

2.4 Методика формирования профиля паровой турбины ПГУ и расчета ее мощности по отсекам

Вывод по второй главе:

Г Л А В А 3. Описание программы по расчету трехконтурных утилизационных

ПГУ с промежуточным перегревом пара

3.1 Описание модулей

Вывод по третьей главе:

Г Л А В А 4. Исследование влияния параметров пту на параметры и экономические показатели пгу с 111111

4.1 Введение с постановкой задачи и программой исследования

4.2 Базовый вариант для исследования и его показатели

4.3. Влияние параметров пара ВД

4.4 Влияние параметров пара СД

4.5. Совместное влияние температуры пара перед ЦВД и перед ЦСД

4.6. Влияние параметров пара НД

Вывод по четвертой главе:

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ПГУ - парогазовая установка,

ГТУ - газотурбинная установка,

КУ - котел-утилизатор,

ГТ - газовая турбина,

ПТ - паровая турбина,

ПТУ — паротурбиннаяустановка,

КС - камера сгорания,

ЭГ - электрогенератор,

ЭкВД - экономайзер высокого давления,

ЭкВД/СД - экономайзер высокого и среднего давления,

ЭкСД/НД - экономайзер среднего и низкого давления,

БВД - барабан высокого давления,

БСД - барабан среднего давления,

БНД - барабан низкого давления,

ИВД - испаритель высокого давления,

ИСД - испаритель среднего давления,

ИНД - испаритель низкого давления,

ППВ Д - пароперегреватель высокого давления,

ППСД - пароперегреватель среднего давления,

ППНД - пароперегреватель низкого давления,

ППП - промежуточный пароперегреватель,

ПЭНВД - питательный электронасос высокого давления,

ПЭНСД/НД - питательный электронасос среднего и низкого давления,

КЭН - конденсатный электронасос,

В Д - высокое давление,

СД - среднее давление,

НД - низкое давление,

ЦВД - цилиндр высокого давления,

ЦСД - цилиндр среднего давления,

ЦНД - цилиндр низкого давления;

GE - General Electric;

МШ - Mitsubishi Heavy Industries.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Расчет тепловых схем трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара и их исследование»

ВВЕДЕНИЕ

Основным направлением использования природного газа в энергетике является строительство ПГУ утилизационного типа. За рубежом это направление развивается уже почти три десятилетия, в то время как в России оно только начинает приносить практические плоды. ПГУ с КУ - наиболее перспективная ПГУ, отличающаяся простотой и высокой эффективностью производства электрической энергии. Эти ПГУ - единственные в мире энергетические установки, которые при работе в конденсационном режиме отпускают потребителям электроэнергию с КПД 55-60%. Другое важное преимущество ПГУ в том, что на их строительство требуются значительно меньшие капитальные вложения, чем на строительство ТЭС других типов. К тому же такие энергоблоки можно пускать поэтапно - сначала газотурбинную часть, а потом уже достраивать паросиловую установку [1].

В последние годы были усовершенствованы методы расчета тепловых схем и элементов ГТУ и ПГУ с применением математического моделирования и компьютерной техники. В настоящее время значительное внимание уделяется прогрессивным технологиям сжигания топлива в КС ГТУ и улучшению экологических показателей установок. При создании ГТ используются новые материалы, улучшаются схемы охлаждения их элементов, применяются конструктивные схемы с повышенными значениями давления воздуха после компрессоров, с его промежуточным охлаждением, промежуточным перегревом газов в ГТ, используются регенеративные циклы и схемы с впрыском пара и воды в ГТУ.

Наибольшую выгоду сулит использование трехконтурных ПГУ с ППП, строительство которых уже началось в России.

Сегодня на мировом энергетическом рынке лидируют четыре основных производителя ГТУ мощностью более 200 МВт для работы в комбинированном цикле трех давлений это ALSTOM, General Electric, Siemens Power Generation, Mitsubishi Heavy Industries. Лучшие ГТ этих фирм при работе в

комбинированном цикле при условии ISO имеют КПД около 60%. Проектирование КУ и ПТ для выбранных расчетных условий работы ГТУ осуществляется соответственно котельными и турбинными заводами. При этом возникает необходимость многократных согласований параметров ГТУ, КУ и ПТ, поскольку их функционирование принципиально взаимосвязано. Избежать этого и ускорить процесс проектирования можно путем создания и использования метода расчета, позволяющих очень быстро решить эту задачу для любого варианта исходных данных. При этом можно осуществить и первичную оптимизацию параметров.

Работа над диссертацией предусматривает анализ состояния и перспектив развития наиболее совершенных трехконтурных ПГУ с промперегревом, разработку метода расчета тепловой схемы утилизационной высокотемпературной трехконтурной ПГУ и ее ПТ, создание современной вычислительной программы в сфере Delphi для расчета тепловой схемы и проведение численного эксперимента по выявлению целесообразности создания ПГУ с повышенными начальными параметрами пара и с оптимизацией других параметров паросилового цикла.

В работе рассматриваются конструктивные особенности мощных ГТ и ПГУ в целом зарубежных производителей, а так же применение данных ГТ и ПГУ на российских электростанциях. Непосредственным объектом исследования является ПГУ с ГТ GT26 фирмы Alstom. Выхлопные газы этой ГТУ имеют температуру 614 °С, что позволяет рассматривать случай повышения температуры перед ПТ до 600 °С. Для расчета тепловой схемы данной ПГУ была создана методика расчета, позволяющая рассчитать технико-экономические показатели ПГУ [2,3]. Основная трудность расчета тепловых схем таких установок заключается в расчете трехконтурного КУ с перемежающимися поверхностями нагрева и необходимость одновременного учета при таком расчете расширения пара в ПТ. Для оптимизации параметров паросилового цикла была создана программа в сфере Delphi, позволяющая

быстро определить экономические показатели ПТУ, а также выполнить поступенчатый расчет ПТ.

Научная новизна диссертационной работы заключается в разработанной методике «сквозного» расчета трехконтурной ПТУ с ППП, позволяющей по известным параметрам выхлопных газов ГТУ и сформулированным допущениям получить: параметры газов, пара и воды по всему тракту КУ; тепловые мощности всех теплообменных поверхностей КУ; процесс расширения пара в ПТ, КПД и внутренние мощности ее цилиндров; конструктивный облик ПТ; основные экономические показатели КУ, ПСУ, ПТУ и всей ПТУ в целом. Благодаря программе, созданной по методике, появилась возможность быстрого определения экономических показателей при изменении исходных данных, что позволило проанализировать влияние начальных параметров на экономические показатели ПТУ и оценить целесообразность создания ПТУ на повышенные параметры пара.

ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

В настоящее время экономичность современных ГТУ достигла 40% и на их основе созданы ПГУ с КПД свыше 60%. Одновременно с этим температура выхлопных газов ГТУ достигла 620 °С, что позволяет повысить температуру пара ВД паросиловой установки ПГУ до 590-600 °С и тем самым существенно увеличить экономичность ПТУ и ПГУ в целом.

Одновременно с этим необходимо отметить, что уже созданы и эффективно работают во многих развитых странах, особенно в Японии, угольные энергоблоки на суперсверхкритические параметры пара с начальной температурой и температурой промежуточного перегрева 600-610 °С, а в Европе создается паросиловой угольный энергоблок на начальную температуру 700-720 °С. Это говорит о возможности создать утилизационную ПГУ с ПТ на примерно такие же параметры.

Работа над диссертацией предусматривает:

• Анализ состояния и перспектив развития парогазовых установок с промежуточным перегревом пара по литературным данным;

• Разработку метода расчета тепловой схемы утилизационной высокотемпературной трехконтурной ПГУ и ее ПТ;

• Создание современной вычислительной программы в сфере Delphi для расчета тепловой схемы;

• Проведение численного эксперимента по выявлению целесообразности создания ПГУ с повышенными начальными параметрами пара и с оптимизацией других параметров паросилового цикла.

Заключение диссертации по теме «Турбомашины и комбинированные турбоустановки», Лукьянова, Татьяна Сергеевна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. На базе общей теории комбинированных турбоустановок и теплообменных аппаратов разработана методология расчета тепловых схем утилизационных трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара, позволяющая по известным мощности и параметрам выхлопных газов ГТУ определять параметры газов, пара и воды по тракту котла-утилизатора и тепловые мощности его поверхностей нагрева, параметры процесса расширения пара в турбине, мощность паровой турбины и ее цилиндров, и и экономические показатели котла-утилизатора, паротурбиннои и паросиловой установки и все ПГУ.

2. На основе разработанной методики для ГТУ ОТ26 разработана эффективная программа расчета утилизационной ПГУ, позволяющая оптимизировать ее параметры и сформулировать задания котельным и турбинным заводам для окончательного проектирования КУ и паротурбинной установки.

3. Выполнено исследование влияния параметров пара контура ВД на экономические показатели ПГУ. Увеличение температуры пара перед ЦВД при сохранении остальных параметров контуров, приводит к незначительному росту экономических показателей ПГУ. При изменении давления в барабане ВД максимальные значения КПД ПГУ реализуются в диапазоне давлений от 12 до 18 МПа, при этом максимум КПД ПГУ и мощности ПГУ достигается при давлении в БВД 16 МПа.

4. Увеличение КПД паровой турбины при повышении температуры пара перед ЦСД почти в два раза выше, чем при таком же увеличении температуры пара перед ЦВД. Следовательно, для получения более высоких технико-экономических показателей ПГУ целесообразнее повышать температуру пара перед ЦСД, чем перед ЦВД. Изменение разделительного давления приводит к немонотонному изменению технико-экономических показателей ПГУ. Оптимальный диапазон давлений, в котором КПД ПГУ и мощность ПГУ принимают максимальное значение, находится в диапазоне от 2 МПа до 2,5 МПа, а оптимальное относительное разделительное давление

РР^РТ= 0,15-0,2.

5. При совместном увеличении температур пара перед ЦВД и ЦСД максимальные экономические показатели ПГУ достигаются при максимальном приближении температур перед ЦВД и ЦСД к температуре выхлопных газов ГТУ. В тоже время это приводит к усложнению и удорожанию конструкции КУ и ПТ. Увеличение мощности и КПД ПГУ при совместном увеличении температур пара перед ЦВД и ЦСД на 40% больше, чем при таком же увеличении температуры пара только перед ЦСД.

6. При изменении температуры пара НД максимальные экономические показатели достигаются при понижении температуры пара НД на выходе из КУ. При изменении давления в БНД экономические показатели ПГУ имеют немонотонный характер, и максимальное значение КПД находится в диапазоне давлений 0,45 - 0,75 МПа.

146

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Лукьянова, Татьяна Сергеевна, 2012 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Трухний А.Д., Макаров А.А., Клименко В.В.Основы современной энергетики. Москва. Издательство МЭИ. 2002 г. 368 стр.

2. Расчет тепловых схем трехконтурных утилизационных парогазовых установок: учеб. Пособие / А.Д. Трухний, Н.С. Паршина, Т.С. Лукьянова. - М.: Издательский дом МЭИ, 2010. - 48 с.

3. Трухний А.Д., Лукьянова Т.С. Выбор параметров и конструкторский расчет трехконтурных ПТУ с вакуумным деаэратором и промежуточным перегревом пара. «Теплоэнергетика», 2011, №3, с 67-73.

4. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: учебное пособие для вузов / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов; под ред. С.В. Цанева. - 3-е изд., стереот. - М.: Издательский дом МЭИ, 2009. - 584 е.: ил.

5. Power-Gen Europe, District Heating with the Flexibility of the KA26, Alstom, 7-9 June 2011, Milan, Italy.

6. GE energy uprates H system from 480 to 520 megawatts, Baglan Bay Serving as Validation Platform for Design Improvements, Power-Gen Europe 2005 Hall 15, Stand El6.

7. Baglan Bay begins, international power generation, November 2003, subscribe to ipg at: www.hhc.co.uk/subs/ipg.

8. 50-Hz Heavy Duty Gas Turbines -Experience and Evolution Hans Maghon, Bernd Stocker Dietmar Granser Siemens Power Generation (PG), Germany 2005 r.

9. Old warhorse gets its fourth makeover, www.modernpowersystems.com, July

2008.

10. Газотурбинные технологии январь 2010, №1 (82) Валидация проектно-конструкторских решений газотурбинного агрегата в испытательном центре «Иршинг - 4».

11. Product Manual Combined Cycle 1S.V94.3A Featuring Standard Plant 1 (ZGK021), 2003-05-28

12. The next generation Alstom GT26 the pioneer in operational flexibility, Paper presented at Power-Gen Europe in Milan, Italy, 7-9 June 2011.

13. Combined-cycles with greater operating flexibility, 12/05.

14. The F Technology Experience Story. Eric Gebhardt GE Power Systems Atlanta, GA, GER-3950C, 10/00.

15. Power business and technology for the global generation industry, GE F-ciass turbine breaks record, www.powemag.com, vol. 151 №8 august 2007.

16. Power Systems for the 21st Century -"H" Gas Turbine Combined-Cycles GER-3935B GE Power Systems _ GER-3935B _ (10/00).

17. H system steams, Modern power systems, February 2004.

18. Paul Breezl. Efficiency versus flexibility: Advances in gas turbine technology. - Power Engineering Int. 01.04.2011

19. Design Evolution, Durability and Reliability of Mitsubishi Heavy Industries Heavy Duty Combustion Turbines Pedigree Matrices, Volume 7 1012715.

20. Doosan gasturbine, ot 17.1.2008, www.doosanheavy.com.

21. Development and In-house Shop Load Test Results of M701G2 Gas Turbine, Proceedings of the International Gas Turbine Congress 2003 Tokyo November 2-7, 2003, IGTC2003Tokyo-TS-100.

22. Development of High Efficiency Gas Turbine Combined Cycle Power Plant, Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Technical Review Vol. 45 No. 1 (Mar. 2008).

23. Operating Status of Uprating Gas Turbines and Future Trend of Gas Turbine Development, Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Technical Review Vol. 44 No. 4 (Dec. 2007).

24. Large Frame Gas Turbines, The Leading Technology of Power Generation Industries, Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Technical Review Vol. 41 No. 5 (Oct. 2004).

25. Latest Technology for Large-Capacity Gas Turbine, Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Technical Review Vol. 42 No. 3 (Oct. 2005).

26. A Commencement of Commercial Operation at "MYSTIC COMBINED CYCLE PLANT" as a First Unit of M501G Combined Cycle in United States, Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Technical Review Vol. 41 No. 5 (Oct. 2004).

27. http://books.google.ru/books?id=ao4QvWvqmK8C&pg=PA163&l pg=P A163 &dq=M5 01 H+Gas +Turbine+MHI&source-bl&ots-cSbx09e-0w&sig=9VpNa82i6Xr11iECgdSme3nSk(4w&hl=ru&sa=X&ei=huVaT8uINez N4QS№vTHDw&sqi=2&ved==OCFUQ6AEwAw#v==onepage&q=M501H°/o20G as%20Turbine%20MHI&f=false,GaS Turbines: A Handbook of Air, Land, and Sea Applications, Claire Soares.

28. Proceedings of the International Gas Turbine Congress 2003 Tokyo November 2-7, 2003 IGTC2003Tokyo-TS-100 November 15, 2010 No. 1386 MHI Begin Installation of J-Series Gas Turbine In Combined-Cycle Power Plant for Verification Testing At Takasago Machinery Works.

29. MHI Completes Development of the J-series Gas Turbine Featuring the World's Largest 320 MW Power Generation Capacity and Enabling Over 60% Thermal Efficiency in GTCC Applications, 11.06.2009, http://www.mhi.co.jp/en/news/story/0903121287.html.

30. ООО «ИНСУЛА МЕДИА» - Энергетика. Энергомашиностроение, [e-mail], [e-mail].

31. Boss М. Steam turbines for STAGtm Combined -Cede Power Systems. -GER- 3582 E.

32. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов.-2-e изд., перераб. И доп./ А.Г. Костюка, В.В. Фролова, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний; Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова.- М.: Издательство МЭИ, 2001.-488 с.

33. Щегляев А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. для вузов. В 2 кн. М.: Энергоатомиздат, 1993. 384с- 1кн., 414с. -2кн.

34. Тихоходные паровые турбины атомных электрических станций, Трухний А.Д., Издательский дом МЭИ, 2011 г., 364 с.

35. http://www.wsp.ru/ru/.

36. Березинец П.А., Васильев М.К., Костин Ю.А, Анализ схем бинарных ПТУ на базе перспективной ГТУ// Теплоэнергетика, 2001. - №5. -С. 18-31.

37. Березинец П.А., Васильев М.К., Ольховский Г.Г. Бинарные ПТУ на базе газотурбинной установки средней мощности // Теплоэнергетика. — 1999. -№> 1.-С. 15-21.

38. Березинец П. А., Ольховский Г.Г. Техническое перевооружение газомазутных ТЭС с использованием газотурбинных и парогазовых технологий. // Теплоэнергетика. - 2001. - №6. С. 11-20

39. Кучеров Ю.Н., Волков Э.П. Стратегическое направление и приоритеты развития энергетики // Эффективное оборудование и новые технологии - в российскую тепловую энергетику: сб. докл. под общ. ред. Г.Г. Ольховского. М.: АООТ «ВТИ». 2001.С.4-14.

40. Ольховский Г.Г. Газовые турбины и парогазовые установки за рубежом // Теплоэнергетика. - 1999. - № 1. - С. 71 -81.

41. Ольховский Г.Г. Энергетические ГТУ за рубежом //Теплоэнергетика. 2004. №11.

42. Ольховский Г.Г. Развитие теплоэнергетических технологий. Газотурбинные и парогазовые установки // Развитие теплоэнергетики (Сб. научн. ст.). М.: АООТ «ВТИ». 1996. С. 59-64.

43. Ольховский Г.Г., Тумановский А.Г. Перспективы совершенствования тепловых электростанций // Электрические станции. 2000. №1.С.63-70.

44. Андрющенко А.И., Змачинский A.B., Понятов В.А. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС. - М.: Высшая школа, 1974. - 280с.

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

46. Андрющенко А.И. Системная эффективность бинарных ПГУ-ТЭЦ// Теплоэнергетика, 2000, №12, стр. 11-15

47. Арсеньев Л.В., Рисс В., Черников В.А. Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами. - Санкт-Петербург: Изд-во СПбГТУ, 1996.- 124с.

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

49. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. - Санкт-Петербург: Изд-во СПбГТУ, 1997. - 295с.

50. Газотурбинные установки. Конструкции и расчёт: Справочное пособие/ Под общ.ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тыришкина. — JL: Машиностроение, 1978.-232с.

51. Грибов В.Б., Комисарчик Т.Н., Прутковский E.H. Об оптимизации схем и параметров ПГУ с котлом-утилизатором// Энергетическое строительство, 1995. - №3. — С.56-63.

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

53. Дудолин A.A. Исследование влияния климатических условий и типа ГТУ на выбор структуры тепловых схем парогазовых ТЭЦ утилизационного типа: Дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. — М., 2004. 190 с.

54. Дудолин A.A., Буров В.Д., Дудко А.П. Особенности определения годовых показателей тепловой экономичности парогазовых теплоэлектроцентралей // Повышение эффективности работы

энергетических систем. Труды ИГЭУ. Вып.6. — М.: Энергоатомиздат, 2003.-С. 29-36.

55. Расчёты показателей тепловых схем и элементов парогазовых и газотурбинных установок электростанций / Цанев C.B., Буров В.Д., Дорофеев С.Н. и др.; Под ред. Чижова В.В. -М.: Изд-во МЭИ, 2000. - 72 с.

56. Сигидов Я.Ю. Оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами трех давлений: Дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук — М., 2006. 140 с.

57. Сигидов Я.Ю., Буров В.Д. Анализ и оптимизация структуры и параметров тепловых схем конденсационных ПТУ с котлами-утилизаторами трёх давлений // Энергосбережение и водоподготовка. — 2006.-№1 (39). - С.31-36.

58. Торжков В.Е. Исследование и оптимизация характеристик парогазовых КЭС малой и средней мощности с одноконтурными котлами-утилизаторами: Автореф. дисс. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. — М., 2002. 20 с.

59. Торжков В.Е.,. Буров В.Д, Цанев C.B., Зензин A.B. Эффективность технического перевооружения паротурбинных теплофикационных энергоустановок с использованием парогазовой технологии // Энергосбережение и водоподготовка. - 2001. — № 1. - С. 410.

60. Торжков В.Е.,. Буров В.Д, Цанев C.B., Зензин A.B. Исследование и оптимизация начальных параметров пара в схемах парогазовых КЭС с одноконтурными котлами-утилизаторами // Энергосбережение и водоподготовка. - 2002. - № 2. - С. 46-52.

61. Дыбан Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики (обзор). Часть II. Энергетические газотурбинные установки// Промышленная теплотехника, 1994. - №2

62. Дыбан Е.П. Газотурбинные и парогазовые установки для станционной и муниципальной электроэнергетики. Часть I. Энергетические газотурбинные установки// Промышленная теплотехника, 1994. - № i. — С.66-83.

63. Зорин М.Ю. Оптимизация профиля паротурбинной утилизационной подстройки к ГТУ: Автореф. дис. на соиск. уч. ст. канд. тех. наук. — Минск, 1990. 20 с.

64. Зысин В.А. Комбинированные парогазовые установки и циклы. - M.-JL: Госэнергоиздат, 1962. - 186с.

65. Канаев A.A., Корнеев М.И. Парогазовые установки. Конструкции и расчёты. — Л.: Машиностроение, 1974. — 240с.

66. Лейзерович А.Ш. Одновальные парогазовые установки // Теплоэнергетика. - 2000. - №12. - С. 67-73.

67. Манушин Э.А., Михальцев В.Е., Чернобровки А.П. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок. М.: Машиностроение. 1977.

68. Мельников Ю.В., Мошкарин A.B. Оптимизация давлений в трёхконтурной утилизационной ПГУ // Повышение эффективности тепломеханического оборудования. Сборник докл. IV Российская науч. конф. 18-19 ноября 2005 г.-Иваново, 2005.- С. 7-10.

69. Мельников Ю.В., Мошкарин A.B., Шелигин Б.Л. Анализ характеристик энергоблока ПГУ-400 на частичных нагрузках // Газотурбинные технологии. - 2008. - № 9. - С. 2-6.

70. Мельников Ю.В., Мошкарин A.B. Анализ тепловых схем ТЭС // ГОУВПО «Ивановыский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина». - Иваново, 2010. - 460с.:ил.

71. Попырин Л.С., Дильиан М.Д., Бегляева Г.М. Эффективность технического перевооружения ТЭЦ на базе парогазовых установок// Теплоэнергетика, 2006, №2, стр. 34-39.

72. Сапрыкин Г.С., Шестобитов И.В., Ярмак JI.H. Экономически наивыгоднейшее газовое сопротивление в котле-утилизаторе бинарных ПГУ// Парогазовые энергетические установки: Сб. науч. сообщ. - Саратов, 1968, - С.48-60.

73. Трояновский Б.М. Парогазовые установки с паровыми турбинами трёх давлений// Теплоэнергетика, 1995. - №1. - С.75-80.

74. Фаворский О.Н., Длугосельский В.И., Петреня Ю.Н. и др. Состояние и перспективы развития парогазовых установок в энергетике России // Теплоэнергетика. - 2003. - №2. - С. 9-15.

75. Чернецкий Н.С. Выбор параметров пара для ПГУ с котлом-утилизатором// Теплоэнергетика, 1986. - №3. - С. 14-18.

76. Лукьянова Т.С., Трухний А.Д. Исследование влияния разделительного давления на экономичность и надежность трехконтурных ПГУ с промежуточным перегревом пара. - Теплоэнергетика. 2012, №4, с. 67-71.

77. Стационарные газотурбины установки: Справочник./Под ред.

A.B. Арсеньева, В.Г. Тырышкина. Л.: Машиностроение, 1989. 542с.

78. Паровые и газовые турбины./Под ред. Костюка А.Г., Фролова

B.B. М.: Энергоатомиздат, 1985. 382с.

79. Костюк А.Г. «Динамика и прочность турбомашин». Москва, МЭИ, 2000 г., 476 стр.

80. Трухний А.Д. «Стационарные паровые турбины». Москва, Энергоатомиздат, 1990 г., 636 стр.