Разработка математической модели и компьютерной программы для определения эффективности судовых и энергетических комбинированных газопаротурбинных установок тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.08.05, кандидат технических наук Лыонг Лук Куйнь

• Лыонг Лук Куйнь
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Лыонг Лук Куйнь

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

ГЛАВА 1: ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ОБОБЩЁННЫЕ СХЕМЫ КГПТУ

1.1. Обзор литературы

1.1.1. В области судовой энергетики

1.1.2. В области электроэнергетики

1.2. Обобщённые схемы КГПТУ

ГЛАВА 2: МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ И КОМПЬЮТЕРНЫЕ ПРОГРАММЫ

2.1. Математические модели

2.1.1. Общие уравнения

2.1.2. Расчёт энтальпии продуктов сгорании

2.1.3. Основные уравнения для теплофизических свойств воды и водяного пара

2.1.4. Дополнительные уравнения для теплофизических свойств воды и водяного пара

2.1.5. Теплообмен в котле — утилизаторе

2.2. Компьютерные программы

2.2.1. Блок схема программы

2.2.2. Алгоритм и структура программы

2.2.3. Ввод исходных данных

ГЛАВА 3: АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА КГПТУ

3.1. Условия сравнения

3.2. КГПТУ без промперегрева пара

3.3. КГПТУ с промперегревом пара

3.4. Трехконтурная КГПТУ с промперегревом пара

3.5. КГПТУ для судовых энергетических установок

3.5.1. Влияние начального давления пара и температуры воды на входе в экономайзер котла - утилизатора на КПД судовой КГПТУ

3.5.2. Судовые КГПТУ с открытой схемой ТУК

3.5.3. Судовые КПТГУ на базе ГТД различных поколений

3.6. Влияние сопротивления газового тракта КУ на КПД КГПТУ

3.7. Сравнение результатов

3.8. Статистика сравнения параметров реальных и расчетных КПТГУ

ГЛАВА 4: КПТГУ С ПАРОВЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ ГАЗОВОЙ ТУРБИНЫ

4.1. Сравнение теплофизических свойств воздуха и водяного пара

4.2. Сравнение эффективности различных систем охлаждения газовых турбин

4.3. Результаты испытаний для сравнения эффективности парового и воздушного охлаждения лопаток газовых турбин

4.3.1. Лопатки с открытыми системами охлаждения

4.3.2. Лопатки с закрытыми системами охлаждения

4.4. Алгоритм определения параметров КГПТУ при охлаждении ГТД водяной паром

4.5. Расчетный пример

4.6. Сравнение эффективности охлаждения газовой турбины воздухом и паром в КГПТУ с промперегревом и без него

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка математической модели и компьютерной программы для определения эффективности судовых и энергетических комбинированных газопаротурбинных установок»

Как известно, газотурбинной установкой называют силовую установку, состоящую из газотурбинного двигателя, вспомогательного оборудования, воздухозаборного устройства с фильтрами и шумоглушителями, газоотводя-щего тракта с теплоутилизационным оборудованием и др. За сравнительно короткий срок, отсчитываемый с послевоенного времени, газотурбинная установка прошла сложный путь развития и получила значительное распространение в различных областях промышленности. Современным транспортным ГТД присущи следующие достоинства: небольшие габариты и масса; быстрота запуска, высокая маневренность, агрегатность и компактность; упрощение вспомогательных механизмов и систем, и, как следствие, надёжность; большие потенциальные возможности по дальнейшему улучшению характеристик. Последнее достигается за счёт:

1- повышения КПД турбин и компрессоров путём разработки и внедрения новых эффективных профилей, снижения общих потерь энергии в турбинных и компрессорных ступенях; совершенствования аэродинамических свойств и уменьшения потерь давления в воздухоприёмных, газовыпускных, переходных патрубках, диффузорах, теплообменных аппаратах и фильтрах;

2- применения новых жаропрочных материалов, совершенствования и разработки новых систем охлаждения лопаточных аппаратов, дисков и других элементов турбин с целью дальнейшего увеличения начальной температуры газа;

3- создания эффективных теплообменных аппаратов;

4- совершенствования и разработки новых камер сгорания для использования тяжёлого топлива;

5- утилизации теплоты отработавших газов, так как их температура достаточно велика.

Наряду с достоинствами у ГТУ имеется также ряд недостатков: сравнительно небольшой ресурс; повышенные требования к качеству топлива; выброс больших масс газов высокой температуры до 600-650 °С, что снижает КПД установки.

Паротурбинные установки уступают газотурбинным в отношении массы и габаритов, требуют большого числа вспомогательных механизмов и систем, на запуск установки уходит большое время, но зато к числу преимуществ паротурбинной установки можно отнести следующие: высокая надёжность, большой межремонтный период и срок службы; возможность работы на самых дешёвых низкосортных видах топлива; достаточная безопасность. установки, сочетать высокую экономичность установки на режимах полной и частичной нагрузок, а также значительно улучшить другие показатели работы двигателя.

Комбинированные газопаротурбинные установки (К! 111 У) получили развитие в ряде областей промышленности, особенно в электроэнергетике и в судовой энергетике. В последние годы газотурбинные и парогазовые установки (ГТУ и ПГУ) заняли важное место в электроэнергетике мира. Вследствие того, что доля газа в топливном балансе мира высока (более 60 %), внедрение высокоэффективных парогазовых технологий является общепризнанной стратегией развития тепловой энергетики [53]. Уже много стран в мире применяют КГПТУ с утилизационными котлами для новых электростанций, работающих на природном газе. Сейчас их КПД уже достиг 52—54 % и в ближайшей перспективе возрастет до 58—60 %. Например, созданы морские КГПТУ на базе газотурбинных двигателей второго поколения (СССР), и четвертого поколения (США). Новая ГТУ У94.3А фирмы Siemens мощностью 240 МВт при частоте вращения 50 с"1 имеет КПД 38%. Использование уходящих газов ГТУ с температурой 562 °С и расходом 610 кг/с обеспечит работу КГПТУ с паротурбинной установкой трех давлений и промперегревом на начальные параметры пара 10,5 МПа/550 °С с КПД на уровне 58 % [58]. Пути повышения эффективности утилизационных паровых циклов до конца еще не исследованы и представляют собой сложную многопараметрическую задачу. Поэтому важной задачей ближайшего времени является построение модели КГПТУ нового поколения, имеющей высокую эффективность.

В настоящее время разработаны ГТД четвёртого и пятого поколения, на базе которых будут создаваться КГПТУ нового поколения. Это требует нового поколения программных продуктов на основе математических моделей оборудования с большим числом уровней котлов-утилизаторов по давлению, впрыском пара в ГТД, парового охлаждения лопаток ГТД. В связи с этим тема является актуальной.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

Целью работы является разработка единой математической модели и компьютерной программы для проектных расчетов судовых и энергетических комбинированных установок нового поколения.

Для достижения поставленной цели решены следующие задачи:

- Разработка обобщенной тепловой схемы парового теплоутилизи-рующего контура (ТУК), пригодной для моделирования различных вариантов судовых и энергетических КГПТУ;

- Сравнительный анализ характеристик судовых и энергетических КГПТУ с различными вариантами и параметрами теплоутилизирующего контура. Разработка рекомендаций по рациональным параметрам энергетических установок.

Заключение диссертации по теме «Судовые энергетические установки и их элементы (главные и вспомогательные)», Лыонг Лук Куйнь

Выход воздуха

Вход воздуха

Вход пара Выход Вход Выход пара

Рис. 4.17. Схема охлаждения сопловых лопаток воздухом и паром [67]

Расчеты выполнены при критических температурных напорах на холодных концах испарителей в котле-утилизаторе, недогревы воды до кипения в водяных экономайзерах равны 20°С, Принимались во всех схемах КГПТУ: температура воды на входе в нагреватель (Твх,нлг) равна температуре воды в конденсаторе при давлении 0,034 бар (26,2 °С); температура воды на выходе из деаэратора (ТВых.д) равна 99,6 °С; давление пара в деаэраторе (Рп д) равно 1 бар; давление на выходе из конденсатного насоса равно 1 бар; давление охлаждающей воды в конденсаторе равно 1,9 бар; давление в конденсаторе равно 0,034 бар; КПД ЦВД 0,83; КПД ЦСД 0,88; КПД ЦНД 0,82; КПД КУ 0,97; КПДгидг 0,8; КПДэлдв 0,88; КПДэлгЕн 0,988. Во всех случаях учитывались мощность вспомогательных механизмов и не использовались ПНД.

Для установок с ГТД 7FA - 1 и 7Н использовались системы охлаждения ГТУ паром. Показатели КГПТУ при начальных температурах газа ГТД 1300°С и 1430°С и при охлаждении ГТД воздухом и паром представлены в табл. 4.3. Наряду с расчетными значениями в табл. 4.3 также приведены реальные характеристики ГТД и КГПТУ, взятые из [67].

На рис. 4.16 и 4.17 показаны схема КГПТУ с ГТД 7Н с системой охлаждения паром и схема охлаждения сопловых лопаток воздухом и паром. Перегретый пар высокого давления поступает в ЦВД паровой турбины. Пар на выходе из ЦВД разделен на две части. Основная часть направляется в промежуточный перегрев, а вторая часть направляется на охлаждение ГТД. После промежуточного перегрева пар из парогенератора смешивается с паром из системы охлаждения ГТД и подается в ЦСД. Пар НД поступает в ЦНД. ГТД и ГТТ работают на одном валу с электрогенератором.

Влияние на экономичность КГПТУ начальной температуры газа и системы охлаждения ГТД показано на рис. 4.18. При начальной температуре газа 1300°С переход от охлаждения ГТД воздухом к охлаждению ГТД паром увеличивает КПД КГПТУ на 3,2% (с 55,1 до 58,3%). При начальной температуре газа 1430°С повышение этого показателя составляет соответственно 2,7% (с 57,3 до 60%).

Сравнение расчетных данных и реальных характеристик КГПТУ свидетельствует о достаточной точности разработанной программы при использовании её для расчета КГПТУ с охлаждением элементов газовой турбины паром. Более детальная идентификация программы пока не может быть выполнения ввиду ограниченности базы данных по КГПТУ такого типа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ результатов расчёта КГПТУ позволяет сделать следующие выводы.

1 - Компьютерная программа может быть использована для расчета 12 вариантов схем энергетических КГПТУ: трёхконтурная тепловая схема КГПТУ с промежуточным перегревом (2ПТ и ЗПТ) и без него (2ПТ и ЗПТ), двухконтурная тепловая схема КГПТУ с промежуточным перегревом (2ПТ и ЗПТ) и без него (1ПТ и 2111), одноконтурная тепловая схема КГПТУ с промежуточным перегревом (2ПТ и ЗПТ) и без него (1ПТ и 2ПТ), и 4 вариантов схем судовых КГПТУ. Программа имеет отдельное окно для расчёта энтальпии продуктов сгорания при использовании в качестве топлива природного газа и жидкого топлива и окно для расчёта свойств воды и водяного пара.

2 - Наиболее экономичной является трёхконтурная КГПТУ с промежуточным перегревом пара при максимально возможных начальных параметрах пара. Влияние начальных параметров пара на КПД КГПТУ с промперегревом и КГПТУ без промперегрева примерно одинаково. Переход от давления 66,7 бар и температуры 550°С к 127,5 бар и 600°С оказывает наибольшее влияния на КПД КГПТУ с трехконтурным теплоутилизирующим контуром (0,8%), к 166,7 бар и 600°С - еще на 0,6%, к 190 бар и 600°С - еще на 0,2%, при снижении количества контуров до одного это влияние меньше (до 0,5%).

3 - Влияние количества контуров на КПД КГПТУ с промперегревом и КГПТУ без промперегрева также примерно одинаково. Переход от одного контура к двум повышает КПД на 0,9 1,2%, от двух контуров к трем — на 0,3 -г- 0,4% как без промперегрева, так и при наличии промперегрева пара.

Влияние промперегрева на КПД КГПТУ наибольшее (1,1%) в схеме с трехконтурным теплоутилизирующим контуром. При снижении количества контуров до двух и одного это влияние составляет 0,7 и 0,4% соответственно.

4 - Рекомендуется конструировать КГПТУ нового поколения с начальным давлением пара более 80 бар, температурой пара 550 600 °С, давлением промперегрева пара 30.40 бар, давлением пара во втором контуре в диапазоне 4^-6 бар а в третьем контуре — 1,1 3 бар.

Во всех схемах КГПТУ ПНД используется только в случае нагрева воды на входе в нагреватель котла — утилизатора выше 60 °С для уменьшения коррозии входного устройства котла, а не для повышения КПД КГПТУ. С увеличением давления в деаэраторе КПД КГПТУ практически не изменяется.

5 - КПД КГПТУ достигает 60 % при охлаждении ГТД паром, отбираемым перед промежуточным перегревателем и перегреваемым в ГТД. Влияние начальных параметров, числа контуров и промперегрева на КПД КГПТУ при охлаждении элементов ГТД воздухом и паром примерно одинаково. Переход от охлаждения ГТД воздухом к охлаждению паром оказывает наибольшее влияния на КПД КГПТУ с одноконтурным теплоутилизирующим контуром

2,5% без промперегрева и 3,5% с промперегревом). При увеличении числа контуров до трех это влияние снижается до 2,4% при отсутствии промперегрева и до 2,7% при наличии промперегрева пара.

6 - Наибольшая экономичность судовых КГПТУ с одноконтурным ТУК достигается при начальном давлении пара 27 30 бар и возможной максимальной температуре пара. Температура воды на выходе из деаэратора (на входе в экономайзер котла — утилизатора) оказывает незначительное влияние на КПД установки. Подогрев питательной воды в деаэраторе не приводит к увеличению КПД КГПТУ, а целесообразен для предотвращения коррозии экономайзера котла - утилизатора. КПД КГПТУ с открытой схемой больше чем КГПТУ с деаэратором на 0,3%, и оптимальное начальное давление находится в диапазоне 20 -г- 25 бар.

КПД судовых КГПТУ повышается при использовании ГТД следующего поколения. КПД судовых КГПТУ с одноконтурным ТУК на базе ГТД 2ого поколения составляет от 37 до 39%, ГТД З6™ поколения - от 42 до 49%, ГТД 4его поколения - от 47 до 50%, ГТД 5его поколения - 50%. КПД КГПТУ на базе ГТД с регенерацией меньше чем КГПТУ на базе ГТД без регенерации.

7 - В судовых КГПТУ может быть использован двухконтурный ТУК. Переход от одноконтурного ТУК к двухконтурным при одинаковых начальных параметрах пара приводит к повышению КПД КГПТУ на 1,1 1,5 %, при оптимальных начальных параметрах пара это повышение несколько выше и составляет 1,4 2,0 %. Эффективность использования ТУК снижается при переходе от ГТД Зего к ГТД 4его и 5его поколений в случае использования одно и двухконтурных ТУК.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Лыонг Лук Куйнь, 2005 год

1. Агафонов В. А., Ермилов В. Г., Панков Е. В. Судовые конденсационные установки. Л. Судпромгиз, 1963.

2. Алексанров А. А. Система уравнений IAPWS IF97 для вычисления термодинамических свойств воды и водяного пара в промышленных расчётах. Основные уравнения. Теплоэнергетика, № 9, 1998. С.69 — 77.

3. Алексанров А. А. Система уравнений IAPWS IF97 для вычисления термодинамических свойств воды и водяного пара в промышленных расчётах. Дополнительные уравнения. Теплоэнергетика, № 10,1998. С.64 - 72.

4. Александров А. А., Григорьев Б. А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. Издательство МЭИ. Москва, 1999.

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

6. Арсеньев Л.В. Комбинированные установки электростанций. Учебное пособие. СПб.: СПб ГТУ, 1993.

7. Арсеньев Л. В., Корсов Ю. Г., Ходак Е. А. и др. Высокоэффективная комбинированная установка с паровым охлаждением газовой турбины. Теплоэнергетика, 1990. № 3. С. 19 22.

8. Арсеньев Л. В., Ходак Е. А., Ромахова Г. А. и др. Совершенствование комбинированных установок с паровым охлаждением газовой турбины. Теплоэнергетика, 1993. № 3. С. 31 35.

9. Арсеньев Л. В., Епифанов В. М., Полищук В. Г. Экспериментальное исследование эффективности парового проникающего охлаждения рабочих лопаток газовых турбин. Промышленная теплотехника, 1988. Т. 10. № 3. С. 97-99.

10. Арсеньев Л.В., Носов В.В., Полищук В.Г. и др. Высокотемпературный экспериментальный стенд. Ленинградский межотраслевой территориальный центр научно-технической информации и пропаганды. Информационный листок № 1161. Л. ЦНТИ, 1986.

11. З.Артемов Г. А., Бойков В. П., Гильмутдинов А. Г. Судовые газотурбинные установки. Л. Судостроение, 1978.

12. Н.Артемов Г. А., Волошин В. П., Шквар А. Я., Шостак В. П. Системы судовых энергетических установок. Л. Судостроение, 1980.

13. Артемов Г. А. Совершенствование судовых газотурбинных установок. JI. Судостроение, 1984.

14. Баранников Н. М., Аронов Е. В. Расчёт установок и теплообменников для утилизации вторичных энергетических ресурсов. Издательство Красноярского университета, 1992.

15. Безлепкин В. П. Парогазовые и паротурбинные установки электростанций. Санкт-Петербург, СПб ГТУ 1997.

16. Белов Д. В., Кордюков В. В., Титар А. С. Судовые электрические машины. JI. Судостроение, 1972.

17. Березинец П. А., Васильев М. К., Ольховский Г.Г. Бинарные 111 У на базе газотурбинной установки средней мощности. Теплоэнергетика. №1 , 1999г., с.15.

18. Березинец П.А., Васильев М.К., Кузнецов Ю., Лисица В. Модернизация АЭС с использованием парогазовых технологий. Газотурбинные технологии. №2, март — апрель 2002г., с.2.

19. Березинец П.А., Васильев М.К., Костин Ю.А. Анализ схем бинарных ПГУ на базе перспективной ГТУ. Теплоэнергетика. №5 , 2001г., с. 18-30.

20. Верткин М. А., Гаев В. Д., Гудков Н. Н. и др. Парогазовая установка ПГУ 490 для Щекинской ГРЭС. Теплоэнергетика. №8 , 1998г., с.25.

21. Вукалович М. П., Новиков И. И. Термодинамика. М. Машиностроение, 1972.

22. Гартвиг В. В., Ковешников Б. М., Киселева Н. П. и др. Газотурбинные установки зарубежных кораблей. Центральный научно-исследовательский институт «РУМБ» 1986.

23. Голованов А. В., Зейгарник Ю. А., Поляков А. Ф. и др. Сравнительная эффективность парового и воздушного охлаждения лопаток газовых турбин. Теплоэнергетика, 1996. № 10. С. 51 56.

24. Данилов Р.Е., Манушин Э.А., Соснов Ю.В. Экспериментальное исследование теплового состояния турбинных лопаток. Изв. вузов. Машиностроение, 1977. №11. С. 91—95.

25. Дикий Н. А. Судовые газопаротурбинные установки. Л. Судостроение, 1978.

26. Копелев С.З. Охлаждаемые лопатки газовых турбин. М. Наука, 1983.

27. Корсов Ю. Г. Анализ состояния и тенденций развития ГТУ за рубежом. Турбины и компрессоры. 1997г. № 3,4. Стр. 40 — 44.

28. Курзон А. Г., Юдовин Б. С. Судовые комбинированные энергетические установки. JI. Судостроение, 1981.

29. Курзон А. Г., Маслов Л. А. Судовые турбинные установки. Л. Судостроение, 1991.

30. Курзон А. Г., Малых Н. П. Оптимизационные расчеты судовых комбинированных газопаротурбинных установок на ЭВМ. JI. Учебное пособие, 1984.

31. Курзон А. Г. Тепловой расчет ПТУ транспортных судов. JI. Учебное пособие, 1976.

32. Курзон А. Г., Конюков В. JL, Седельников Г. Д. Проектные расчеты тепловых схем судовых паротурбинных установок. Хабаровск, 1990.

33. Курзон А. Г., Малых Н. П., Михальски Р. Материалы к проектным расчетам судовых паротурбинных установок. JI. Учебное пособие, 1980.

34. Лейзерович А. Ш. Некоторые современные аспекты развития теплоэнергетики Японии. Теплоэнергетика. №10 , 1999г., с. 71.

35. Ломакин А. А. Центробежные и осевые насосы. М. Машиностроение, 1971.

36. Магадеев В. Ш. Коррозия газового тракта котельных установок. Москва. Энергоатомиздат, 1986.

37. Магиденко Я. Е., Митюшкин Ю. И. Тепловой расчет турбин транспортных газотурбинных двигателей. Хабаровск, 1985.

38. Малюшенко В. В., Михайлов А. К. Основное насосное оборудование тепловых электростанций. М. Энергия, 1969.

39. Манушин Э. А. Михальцев В. Е. Чернобровкин А. П. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок. М. Машиностроение, 1977.

40. Михайлов А. К., Милюшенко В. В. Конструкции и расчет центробежных насосов высокого давления. М. Машиностроение, 1971.

41. Михайлов А. К. Питательные насосы для тепловых электростанций большой мощности. М. ЦИНГИ AM, 1963.

42. Михайлов А. К. Питательные насосы зарубежных тепловых электростанций. М. ЦИНТИАМ, 1964.47.0льховский Г. Г. Разработка перспективных ГТУ в США. Теплоэнергетика. №9, 1994г., с.62.

43. Ольховский Г.Г. Разработки перспективных энергетических ПТУ. Теплоэнергетика, 1996. № 4. С. 66—75.

44. Ольховский Г.Г. Газотурбинные и парогазовые установки за рубежом. Теплоэнергетика, 1999. № 1. С. 71—80.50.0льховский Г. Г. Газотурбинные и парогазовые установки в России. Теплоэнергетика, 1999. № 1. С. 2 9.

45. Ривкин С. JI. Термо-динамические свойства газов. М. Энергия, 1973.

46. Семека В. А. Исследование экономичности парогазовой установки низконапорным парогенератором. — Сб. НТО им. акад. А. Н. Крылова. JI., 1968, вып. 115, с. 35-60.

47. Серебрянников Н.И., Лебедев А.С., Сулимов Д.Д. Романов А.А. Энергетическая газотурбинная установка мощностью 180 МВт. Теплоэнергетика, №5,2001г., с.8-11.

48. Стаскевич Н. JL, Северинец Г. Н., Вигдорчик Д. Я. Справочник по газоснабжению и использованию газа. JI. Недра, 1990.

49. Степанов А. И. Центробежные и осевые насосы. М. Машгиз, 1960.

50. Тихомиров Б.А., Погодин Ю.М. Модель и программный комплекс комбинированной газотурбинной установки. XLII научно-техническая сессия комиссии РАН по газовым турбинам. Тезисы докладов, Москва, ВТИ, 1995.

51. Трояновский Б. М., Филиппов Г. А., Булкин А. Б. Паровые и газовые турбины атомных электростанций. Москва. Энергоатомиздат, 1985.

52. Трухний А.Д. Исследование работы ПТУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Теплоэнергетика. №1, 1999г., с.27.

53. Трухний А. Д. Стационарные паровые турбины. Москва. Энергоатомиздат, 1990.

54. Фаворский О. Н., Длугосельский В. И., Земцов А. С. и др. Первый отечественный одновальный парогазовый энергоблок ИГУ — 170. Теплоэнергетика. 2001. №5. С. 2-7.

55. Фрумкин Б. С. Диаграмма TSI для расчета судовых газотурбинных установок. Л. Судостроение, 1965.

56. Щегляев А. В. Паровые турбины. М. Энергия, 1967.

57. Abbot J. W., Baham G. J. COGAS — a new look at Naval Propulsion. Naval Engineering Journal, Oktober, 1974, p. 41 - 55.

58. Baily F. G. Steam Turbines for Advanced Combined Cycles. GER 3702. GE Power Generation. 1991.

59. COGES plant ordered for cruise ships offer 80% NOx reduction. Marine Engineers Review. MER. June 1998. P. 21.

60. Combined cycle. Modern Power Systems. November 2000. P. 19.

61. David Smith. First H System gas turbine planned for Baglan. Modern power systems. May 1999.

62. First MHI M701G in Commercial Operation. Diesel and Gas Turbine wordwide. July-Aug 2000.

63. Horlock J. H., Eng F. R. Advanced gas turbine cycles. Whittle Laboratory Cambridge. Elsever Science Ltd. U. K. 2003.

64. Jean-Pierre Goffin. New era at Vilvoorde. Modern power systems. January 2001.

65. Kehoe P.T. Steam Turbines for STAG Combined Cycle Power Systems. GER-3582C. 38th GE Turbine State of the Art Technology Seminar. August 1994.

66. Marwood R. M., Bassilakis C. A. The termodynamic Design of a Combined Steam and Gas Turbine Marine Propulsion System. — ASME Publication, 1967, Paper 67 GT — 16.

67. Nomoto H., Kogo A., Ito S. et al. The advanced cooling technology for the 1500 °C class gas turbines. The steam cooled vanes and the air cooled blades. ASME Paper 96-GT-16. 1996.