Режимы работы основных типов комбинированных парогазотурбинных установок тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат технических наук Рыжков, Денис Витальевич

• Рыжков, Денис Витальевич
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Рыжков, Денис Витальевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА I ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ЦИКЛОВ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК.

1.1 Основные положения технической термодинамики, касающиеся рассматриваемых режимов работы газотурбинных установок.

1.1Л Внутренняя энергия и энтальпия.

1Л .2 Теплоёмкость и энтропия.

1.2 Изопараметрические процессы.

1.2.1 Изохорный процесс.

1.2.2 Изобарный процесс.

1.2.3 Изотермный процесс.

1.2.4 Обратимый адиабатный или изоэнтропный процесс.

1.3 Политропические процессы.

1.4 Выводы по первой главе.

ГЛАВА II РЕЖИМЫ РАБОТЫ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК.

2.1 Режим работы и цикл ГТУ простой тепловой схемы с подводом теплоты при постоянном давлении.

2.2 Режим работы ГТУ с промежуточным охлаждением в процессе сжатия.

2.3 Режим работы ГТУ с промежуточным теплоподводом в процессе расширения.

2.4 Режим работы ГТУ с промежуточным охлаждением в процессе сжатия и промежуточным теплоподводом в процессе расширения.

2.5 Расчет сложной тепловой схемы ГТУ.

2.6 Анализ газотурбинной установки посредством энтропийного метода.

2.7 Выводы по второй главе.

ГЛАВА III ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ОСНОВНЫХ ТИПОВ

ПАРОГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК И РЕЖИМЫ ИХ РАБОТЫ.

3.1 Режим работы парогазотурбинной установки с высоконапорным парогенератором.

3.2 Режим работы парогазотурбинной установки с низконапорным парогенератором.

3.3 Режим работы парогазотурбинной установки с котлом-утилизатором.

3.4 Режим работы парогазотурбинной установки с котлом-утилизатором и дожиганием топлива.

3.5 Режим работы парогазотурбинной установки с котлом-утилизатором двух и трёх давлений.

3.6 Режим работы парогазотурбинной установки с газификацией топлива.

3.7 Режим работы парогазотурбинной установки с «частичным окислением»

3.8 Выводы по третьей главе.

ГЛАВА IV МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПТУ.

4.1 Энергетические балансы основных элементов ПГУ - КУ.

4.2 Коэффициент полезного действия парогазотурбинной установки с котлом -утилизатором.

4.3 Режим работы газотурбинной установки в составе ПГУ - КУ.

4.4 Выводы по четвёртой главе.

ГЛАВА V ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОЧЕГО ПРОЦЕССА ПГУ-КУ.

Выводы по пятой главе.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Режимы работы основных типов комбинированных парогазотурбинных установок»

Актуальность работы. Комбинированные парогазовые установки (ПГУ) обладают высокой топливной экономичностью среди другого теплоэнергетического оборудования (паро- и газотурбинных установок). В настоящее время, примерно 80% энергообеспечения всех отраслей экономики страны в форме электрической и тепловой энергии, осуществляется теплосиловыми установками, КПД которых за счёт высокой степени совершенства и высоких начальных параметров пара достигает 42-^44 %. Дальнейшее повышение экономичности' ПТУ проблематично. Такое положение сохранится на международном уровне в обозримом будущем, несмотря на развитие использования возобновляемых источников энергии, поэтому актуальной задачей является обеспечение существенной экономии дорогостоящего топлива, что возможно достичь за счёт внедрения в энергетику комбинированных парогазовых установок. Особенно интенсивно ПГУ развивались в последние два десятилетия и к концу XX столетия КПД лучших ПГУ приблизился к 60%, а единичная мощность выше 750 МВт. Поэтому ПГУ признаны наиболее перспективными тепловыми энергетическими установками для электростанций начала XXI века.

По уровню эффективности ГТУ могут быть разделены на четыре класса:

- класс Е. Установки, разработанные в середине 80-х годов, обладающие высокой надёжностью, длительностью межремонтного периода и требующие сравнительно небольших расходов на сервисное обслуживание. Температура на входе в турбину 1100 °С, степень повышения давления в компрессоре 10 12, КПД ГТУ - 33 - 35 % (ПГУ - 52 - 53 %);

- класс F. Разработки в первой половине 90-х годов, характеризующий современный серийный технический уровень. На рынок поставляются в основном в конце 90-х годов. Температура на входе в турбину 1250 1350 °С, степень повышения давления в компрессоре 15 + 17, КПД ГТУ -35-^-36 % (ГТГУ -54-^-55 %);

- класс FA. Газотурбинные установки с КПД — 36 + 38,5 % (ПГУ — 56-^-58 %). Спроектированные во второй половине 90-х годов прошлого столетия, завоёвывающие рынок в настоящее время;

- класс G(H). Передовые образцы сверхмощных ГТУ с КПД 39-^-40 % (ПГУ -58-^-60 %),температурой перед турбиной 1400 1500 °С, степенью повышения давления в компрессоре более 20.

В Российской федерации введены в строй комбинированные ПГУ: ПГУ-450 Северо-Западной ТЭЦ (Санкт-Петербург) с ГТУ типа V 94.3 (Сименс-Интертурбо), введённой в эксплуатацию 22 декабря 2000 г.; ПГУ-39 Сочинская ТЭЦ с ГТУ GT10C [Сименс (ранее Альстром)] в декабре 2004 г.; Калининградская ТЭЦ-2 - в конце 2005 г.

Для дальнейшего увеличения экономичности ГТУ и ПГУ необходимо-провести термодинамический анализ влияния параметров рабочего процесса ГТУ на КПД и удельную мощность. Это даёт возможность обоснованно выбирать оптимальное сочетание параметров в определённых областях конкурирующих изменений КПД и удельной мощности, определять их максимальное значение, объективно сравнивать различные тепловые схемы по их энергетическим показателям, оценивать целесообразность применения ГТУ в составе ПГУ, что является весьма актуальной задачей.

Цель работы. Целью диссертационной работы является:

- термодинамический анализ тепловых схем ГТУ и ПГУ:

- анализ простых и сложных циклов ГТУ;

- определение энергетических характеристик различных тепловых схем

ПГУ;

- определение условий применения дожигания дополнительного топлива в котле-утилизаторе (КУ) с учётом температуры уходящих газов из КУ;

- методика расчёта режима работы ПГУ с двухконтурным котлом-утилизатором.

Научная новизна работы заключается в следующем:

- проведён термодинамический анализ наиболее перспективных схем ПГУ с котлом-утилизатором и низконапорным парогенератором в общем виде;

- на базе энтропийного метода представлен расчёт тепловой схемы ГТУ ГТ-100-750 и ПТУ К-300-300;

- определено рациональное значение коэффициента степени сжатия в компрессоре при работе ГТУ в составе ПГУ-КУ;

- определено соотношение между мощностью ГТУ и ПТУ при работе в составе ПГУ-КУ;

- усовершенствована математическая модель, учитывающая балансы энергообмена элементов модели между собой и окружающей средой, на базе тепловой схемы ПГУ-КУ, позволяющая определить основные показатели ПГУ-КУ.

Практическая ценность работы состоит в том, что полученные результаты могут быть использованы при проектировании ПГУ и их элементов, в инженерных расчетах режимных параметров, при эксплуатации ПГУ, а также в учебном процессе.

Достоверность результатов. В работе использовались фундаментальные положения технической термодинамики и теплообмена, методика системных исследований в энергетике, анализ теплотехнических установок и схем. Математическое моделирование ГТУ и ПГУ основано на балансах энергообмена, которое неоднократно проверялось другими авторами. Результаты расчётов не противоречат ранее проведённым исследованиям.

Автор защищает:

- методику термодинамического анализа наиболее перспективных схем ПГУ в общем виде;

- результаты расчёта тепловой схемы ГТУ и ПТУ энтропийным методом;

- методику выбора степени сжатия в компрессоре при работе ГТУ в составе ПГУ-КУ;

- методику определения соотношения мощностей ГТУ и ПТУ при работе в составе ПГУ-КУ.

Личный вклад автора. Все основные результаты получены лично автором под руководством профессора, доктора технических наук Ильина В. К.

Апробация работы. Результаты работы были представлены на Международном круглом столе «Парогазотурбинпые установки и нетрадиционные источники энергии» (г. Казань, ноябрь 2007 г.), III молодёжной международной научной конференции «Тинчуринские чтения» посвящённой 40-летию КГЭУ (г. Казань, апрель 2008 г.), Международном симпозиуме «Надёжность и качество 2008» (г. Пенза, май-июнь 2008 г.), LV научно-технической сессии Российской Академии Наук по проблемам газовых турбин (г. Рыбинск, сентябрь 2008 г.), Международной научно-технической конференции «Энергетика - 2008: инновации, решения, перспективы» (г. Казань, сентябрь 2008 г.), 21-й Всероссийской межвузовской научно-технической конференции «Электромеханические и внутрикамерные процессы в энергетических установках, струйная акустика и диагностика, приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий» (г. Казань, май 2009 г.), IV — молодёжной международной научной конференции «Тинчуринские чтения» (г. Казань, апрель 2009 г.)

Публикации. Основное содержание выполненных исследований опубликовано в 10 работах, в том числе в журнальных статьях, тезисах и докладах на конференциях. Подана заявка на изобретение №2009118238 от 13.05.2009.

Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованных источников. Работа изложена на 173 страницах машинописного текста, содержит 42 рисунков, 9 таблиц. Список использованных источников состоит из 115 наименований.

Заключение диссертации по теме «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты», Рыжков, Денис Витальевич

Выводы по пятой главе

На основании проведённого расчёта зависимости температуры на выходе из ГТУ и на её входе от коэффициента степени расширения ГТУ построены кривые для различных значений коэффициента расширения при постоянных температурах на входе в турбину. Выполненный анализ даёт возможность определить оптимальную величину рационального значения коэффициента расширения в турбине и коэффициента степени сжатия в компрессоре. В данном случае диапазон рационального оптимального значения коэффициента сжатия составляет от 6,09 до 13.

161

Заключение

1. Рассмотрены термодинамические свойства и процессы идеальных газов. Все процессы рассмотрены в одинаковой последовательности. Из приведённых четырёх изопараметрических процессов состоят обратимые (идеальные) циклы всех тепловых машин, рабочие тела которых по своим свойствам близки к идеальным газам. Аналитические методы расчёта этих процессов дают возможность аналитически определять термодинамические показатели обратимых циклов — термический КПД и работу цикла.

2. Из анализа простой тепловой схемы ГТУ с подводом теплоты при постоянном давлении следует, что внутренний КПД в отличие от термического КПД идеального цикла зависит не только от степени сжатия 7гк, но и от отношения температур Т3/Т\, в чём и состоит отличие этих КПД.

3. Анализ схемы ГТУ с промежуточным охлаждением показывает, что частный максимум внутренней работы соответствует равенству степени повышения давления в КНД и КВД.

4. Оптимальная (по работе) суммарная степень повышения давления КНД и КВД значительно ниже оптимальной степени повышения давления Брайтона, что является преимуществом цикла с промежуточным охлаждением при создании компрессора.

5. Энтропийный метод расчёта К-300-300 и ГТ-100-750 показал, что удельный расход топлива на покрытие эксергетических потерь у турбины ГТ-100-750 выше на 11,49 мкг/Дж по сравнению с турбиной К-300-300, хотя начальная температура паровой турбины ниже, чем у газовой.

6. Из термодинамического анализа ПГУ следует, что наиболее эффективной является тепловая схема ПГУ-КУ трёх давлений с промежуточным пароперегревом.

7. Показана взаимосвязь между повышением расхода пара КУ с дожиганием топлива и температурой выхлопных газов из котла. Приведена методика расчёта тепловой схемы ПГУ-КУ двух давлений без промперегрева.

8. Дана математическая модель па базе ПГУ-КУ без дожигания дополнительного топлива, которая с некоторыми изменениями может быть использована для других схем.

9. Приведены соотношения мощностей ГТУ и ПТУ при работе в составе ПГУ.

10. Дана методика определения рационального коэффициента сжатия при работе ГТУ в составе ПГУ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Рыжков, Денис Витальевич, 2009 год

1. Куландип А. А., Толмачёв В.В., Гольдберг Л., Бодров А.И. Термодинамический анализ циклов газотурбинных установок: Учебное пособие. СПб.: Изд-во Санкт-Петербургского института машиностроения, 2003.-92 е.: ил.-34.

2. Базаров И. П. Термодинамика: Учебник для вузов 4-е изд. перераб. и доп. — М.: Высшая школа, 1991. - 367 е.: ил.

3. Арсеньев Г. В. Энергетические установки: Учебник для вузов по спец. «Электроснабжение» М.: Высшая школа, 1991. - 336 е.: ил.

4. Безлепкин В.П. и др. Результаты освоения опытно-промышленной ПГУ со сбросом газов в топку парогенератора // Энергомашиностроение. 1973. №2. -С. 2-10.

5. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные электростанции. СПб.: СПбГТУ, 1997.

6. Безлепкин Б.П. Парогазовые установки со сбросом газа в котел. Л.: Машиностроение, 1962. 186 с.

7. Арсеньев Л.В. Тырышкин В.Г. Комбинированные установки с газовыми турбинами. Л.: Машиностроение, 1982. 246 с.

8. Елисеев Ю.С., Манушин Э.А. Михальцев В.Е. и др. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок: Учебник для вузов. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2000. - 640 с.

9. Елисеев Ю.С., Беляев В.Е., Косой А.С. и др. ПГУ смешения: проблемы и перспективы // Газотурбинные технологии. 2006. март. — С. 18-20.

10. Жуковский Г.В. и др. Тепловые расчёты паровых и газовых турбин с помощью ЭВМ. Л.: Машиностроение, 1983. - 255 с.

11. Зысин В.А. Комбинированные парогазовые установки и циклы. М.: Госэнергоиздат, 1962. - 182 с.

12. Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. 2-е изд., перераб. и доп. - Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. Отд-ние, 1986. — 248 е.: ил.

13. Технология «частичного окисления» применительно к существующим конверсионным авиационным двигателям. Институт высоких температур Российской Академии наук.

14. Арсеньев Л.В., Рис B.C., Черников В.А. Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами. Из-во СПбГТУ, 1996. — 124 с.

15. Комаров О.В., Ревзин Б.С., Бродов Ю.М. Эффективность применения регулируемых силовых турбин в газотурбинных установках и двигателях регенеративного и простого циклов // Теплоэнергетика. — 2006. №2. — С. 7377.

16. Кособокова Э.М. Условия использования жидкого нефтяного топлива в ГТУ и ПГУ // Энергетик. 2006. №6. - С. 22-25.

17. Костюк А.Г., Шерстюк А.Н. Газотурбинные установки: Учебное пособие для вузов. М.: Высш. школа, 1979. - 254 е., ил.

18. Кириллов И.И. Автоматическое регулирование паровых турбин и газотурбинных установок. 1988. — 447 с.

19. Масленников В.М., Выскубенко Ю.А. Парогазовые установки с внутрицикловой газификацией топлива и экологические проблемы энергетики. 1983.

20. Нишневич В.И., Словиковский Г.Б. Проектирование энергоблока ПГУ 190/220 для Тюменской ТЭЦ 1 // Теплоэнергетика. - 2005. № 6.

21. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки. М.: Энергоатомиздат, 1985. — 304 с.

22. Ольховский Г.Г., Буров И.С. и др. Опыт проектирования, наладки и промышленного освоения газотурбинных установок типа ГТ-100-750. М.: НИИ ИНФОРМЭНЕРГОМАШ, 1978. 51 с.

23. Ольховский Г.Г., Буров И.С., Кирим А.К. Опыт эксплуатации газотурбинных установок типа ГТ-100 на электростанциях Минэнерго СССР // Промышленная энергетика. Вып.2. 1980. №6. — С. 108-116.

24. Переходные процессы в газотурбинных установках / Под ред. И.В. Котляра. — Л.: Машиностроение, 1973. 250 с.

25. Полетавкин П.Г. Парогазотурбинные установки. М.: Наука, 1980 - 141 с.

26. Полищук В.Л., Ефимов B.C. Пути создания перспективных мощных энергетических ГТУ нового поколения усложнённой тепловой схемы и высокоэффективных ПГУ на их основе // Теплоэнергетика. 1996. №6. - С. 23-27.

27. Соколова М.А. Исследование структуры и режимов эксплуатации парогазовых установок с параллельной схемой работы на доктрических параметрах пара: Дис. . канд. техн. наук: Москва. 2003.

28. Стационарные газотурбинные установки / Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин, И.А. Богов и др. / Под ред. Л.В. Арсеньева и В.Г. Тырышкина. Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1989. — 543 е.: ил.

29. Стырикович М.А., Фаворский О.Н., Батенин В.М. и др. Парогазовая установка с впрыском пара: возможности и оптимизация параметров цикла // Теплоэнергетика. 1995. №10. - С. 52-57.

30. Трухний А.Д. Исседование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Ч. 1. Объект и методика проведения исследований // Теплоэнергетика. 1999. №1. - С. 27-31.

31. Трухний А.Д. Исседование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках. Ч. 2. Объект и методика проведения исследований // Теплоэнергетика. 1999. №7. - С. 54-59.

32. Трухний А.Д., Петрунин С.В. Расчёт тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа: Методическое пособие по курсу «Энергетические установки». М.: Издательство МЭИ, 2001. - 24 с.

33. Цанев С.В., Буров В.Д., Торжков В.Е. Дожигание топлива в тепловой схеме конденсационных парогазовых установок с котлами-утилизаторами одного давления: Учебное пособие. М.: Издательство МЭИ, 2004. - 48 с.

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

35. Швец И.Т., Фёдоров В.И. Динамика тепловых процессов стационарных газотурбинных установок (элементы анализа и расчёта). — Киев, 1972.

36. Щегляев А.В., Смельницкий С.Г. Регулирование паровых турбин. M-JL: Госэнергоиздат, 1962. - 256 с.

37. Щегляев А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин: Учеб. Для вузов: В 2 кн. Кн. 2. 6-е изд., перераб., доп. и подгот. К печати Б.М. Трояновским. — М.: Энергоатомиздат, 1993. - 416 е.: ил.

38. Эскандары М.Ф. Исследование переменного режима работы парогазовых установок утилизационного типа: Дис. . канд. техн. наук. М., 1997.

39. Богов И.А., Парина И.В., Фомин В.А., Фомин Д.В. Анализ режимов работы бинарной парогазовой установки.

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

41. Энергетическая газотурбинная установка мощностью 180 МВт. Серебрянников Н.И., Лебедев А.С., Сулимов Д.Д. и др. // Теплоэнергетика — 2001. №5 С. 8-11

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

43. Куландин А.А., Богов И.А., Бодров И.С. Анализ термодинамической эффективности комбинированных парогазовых установок.

44. Юн А.А. Исследование газопаротурбинной энергетической установки с двукратным подводом тепла в камерах сгорания и регенерацией тепла в газожиткостном теплообменнике: Автореф. дис. . канд. техн. наук. М., 2003. -25 с.

45. Яблоков Л.Д., Логинов И.Г. Паровые и газовые турбоустановки. 1988. — 350 с.

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

47. Ольховский Г.Г. Отечественное оборудование для развития газотурбинной энергетики. // Теплоэнергетика — 2008. №6.

48. Бекнев B.C., Иванов В.Л. Возможный способ повышения мощности и экономичности стационарных комбинированных энергетических установок с газовыми турбинами // Теплоэнергетика. 2005. №6. — С. 43-47

49. Фаворский О.Н., Цанев С.В., Буров В.Д., Карташев Д.В. Технологические схемы и показатели экономичности ПГУ с впрыском пара в газовый тракт // Теплоэнергетика. 2005. №4. - С. 28-34

50. Сазонов Б.В., Налобин JI.B. Расчёт тепловой схемы газотурбинной установки.

51. Арсеньев Л.В. Комбинированные установки электростанций: Учебное пособие. Изд.СПбГТУ, 1993. 92 с.

52. Корсов Ю.Г., Михальцев В.Е., Моляков В.Д. и др. Исследование термодинамической эффективности тепловых схем газотурбинных воздушно-аккумулирующих электростанций // Теплоэнергетика — 1980. №3.

53. Андрющенко А.И., Лапшов В.Е. Парогазовые установки электростанций. МЛ.: Энергия, 1969. 246 с.

54. Дудко А.П. Разработка методических основ определения энергетических показателей парогазовых ТЭЦ с котлами-утилизаторами и исследование режимов их работы: Автореф. дис. . канд. техн. наук. М., 2000. 20 с.

55. Рыжков Д.В., Ильин В.К., Дружинин Г.И. Термодинамический анализ ' парогазотурбинной установки с низконапорным парогенератором.

56. Материалы докладов 111 молодёжной Международной научной конференции «Тинчуринские чтения» посвящённой 40-летию КГЭУ / Под общ. ред. д-ра физ.-мат. наук, проф. 10. Я. Петрушенко. В 4 т.; Т. 2. Казань: КГЭУ, 2008. — 164 с.

57. Гольдштейн А.Д., Комисарчик Т.Н., Корсов Ю.Г. Результаты анализа различных вариантов тепловой схемы одновальной ПГУ-170 // Теплоэнергетика. 2003. №6. - С. 49-54

58. Рыжков Д.В., Ильин В.К., Дружинин Г.И. Газотурбинные воздушно-аккумулирующие энергоустановки. Материалы докладов IV молодёжной

59. Международной научной конференции «Тинчуринские чтения» / Под общ.ред. д-ра физ.-мат. наук, проф. Ю. Я. Петрушенко. Казань: КГЭУ, 2009

60. Рыжков Д.В., Ильин В.К., Дружинин Г.И. Динамика регулирования парогазотурбинных установок. XI Аспирантско — магистерский семинар КГЭУ, посвященный «Дню энергетика» по направлению «Теплоэнергетика». Казань, ноябрь 2007 г.

61. Рыжков Д.В. Определение коэффициента сжатия и расширения ГТУ при работе в составе ПГУ с котлом-утилизатором // Проблемы энергетики 2009. №5-6.-С. 142-143

62. Современное турбостроение: Сб. научн. тр.- Вып. 5 / Под общ. ред. И.А. Богова, СПб: Международная Академия Наук Высшей школы. Санкт-Перербургский институт машиностроения (ВТУЗ-ЛМЗ). 2003 113 с.

63. Современное турбостроение: Сб. научн. тр.- Вып. 2 / Под общ. ред. И.А. Богова, СПб: Международная Академия Наук Высшей школы. Санкт-Перербургский институт машиностроения (ВТУЗ-ЛМЗ). 1999 122 с.

64. Гохштейн Д.П. Современные методы термодинамического анализа энергетических установок. М.: Энергия, 1969. 308 е.: ил.

65. Технический проект «Юго-Западная отопительная котельная с установкой ПГУ — 40, в г. Владимире».

66. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоиздат, 1987. -328 е.: ил.

67. Ривкин C.JI. Термодинамические свойства газов. — М.: Энергия, 1973.

68. Девочкин М.А., Мошкарин А.В. Технологические основы проектирования ТЭС: Учебное пособие / МЭИ, 1982.

69. Девочкин М.А. Учебное пособие по курсовому проектированию ТЭС. Иваново, 1975.

70. Мошкарин А.В., Чухин И.М. Расчет тепловых схем ТЭЦ. Иваново, 1985.

71. Методика расчета проектной себестоимости электрической и тепловой энергии для вновь строящихся, расширяемых и реконструируемых ТЭС. -М.:ТЭП, 1992.

72. Клименко А.В., Зорин В.М. Тепловые и атомные электростанции. Справочник 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Издательство МЭИ, 2003.

73. Грязнов Н.Д., Епифанов В.М., Иванов В.А., Манушин Э.А. Теплообменные устройства газотурбинных и комбинированных установок. М.: Машиностроение, 1985. - 360 с. с ил.

74. Богданов В.И. ГТУ со сгоранием топлива при постоянном объёме. Новые концепции создания // Газотурбинные технологии 2002. №2.

75. Дорофеев В.М., Маслов В. Г., Первышин И.В., Сватенко С.А., Фишбейн Б.Д. Термогазодинамический расчёт газотурбинных силовых установок. М.: Машиностроение, 1973. - 144 с.

76. Русецкий Ю.А., Ермолаев В.В. Некоторые аспекты создания энергетических ГТУ средней мощности // Газотурбинные технологии 2008. №2. - С. 10-16.

77. Моисеев Г.И. Конструкции стационарных газотурбинных установок. 1962. -200 с.

78. Романов А.А. Первая парогазовая установка. 1967. 192 с.

79. Сидельковский J1.H. Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты. 1989.-272 с.

80. Григорьева В.А. Теплоэнергетика и теплотехника. 1983. — 552 с.

81. Иванов В.М. Парогазовые процессы и их применение в народном хозяйстве. 1970.-327 с.

82. Канаев А.А. Парогазовые установки. Конструкции и расчеты. 1974. 240 с.

83. Таблицы термодинамических функций: Справочник / Рыжов Б.М. 1982. — 288 с.

84. Поршаков Б.П. Основы термодинамики и теплопередачи. 2002. 132 с.

85. Горюнов И.Т., Цанев С.В., Буров В.Д., Долин Р.Ю. Энергетические показатели высокоманевренных парогазовых теплоэлектроцентралей с дожиганием топлива // Электрические станции. 1997. № 2.

86. Эскандары М.Ф., Трухний А.Д. Моделирование на ПЭВМ переменного режима одноконтурной парогазовой установки и исследование режимов ее работы при скользящем давлении // Вестник МЭИ. 1996. № 4.

87. Попырин JT.C., Щеглов А.Г. Эффективные типы парогазовых и газотурбинных установок для ТЭС // Электрические станции. 1997. № 7.

88. Дьяков А.Ф., Попырин JI.C., Фаворский О.Н. Перспективные направления применения газотурбинных и парогазовых установок в энергетике России // Теплоэнергетика. 1997. № 2.

89. Дорофеев С.Н. Исследование и оптимизация применения газотурбинных ТЭЦ в энергетике. Автореф. дис. . канд. техн. наук. М., 1998.

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

91. Теплообменники-утилизаторы на тепловых трубах / Л.П. Васильев, В.Г. Киселев, Ю.Н. Матвеев и др. // АН БССР, Институт теплообмена. 1987.

92. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. М.: Энергоатомиздат, 1989.

93. Новый газотурбинный двигатель мощностью 110 МВт для стационарных энергетических установок / В.И. Романов, С. В. Рудометов, О. Г. Жирицкий и др. // Теплоэнергетика. 1992. № 9.

94. Зейгарник Ю.А., Мостинский И.Л., Цалко Э.А., Штеренберг В .Я. Некоторые проблемы использования воды и во до подготовки на ПГУ с впрыском пара // Теплоэнергетика. 1995. № 12. С. 53-60.

95. Фаворский О.Н., Батенин В.М., Зейгарник Ю.А. и др. Комплексная парогазовая установка с впрыском пара и теплонасосной установкой (ПГУ МЭС-60) для АО «Мосэнерго» // Теплоэнергетика. 2001. № 9. С. 50-58.

96. Регулирование электрической мощности теплофикационной ПГУ-КУ СевероЗападной ТЭЦ// Электрические станции. 1996. №12. С. 9-16.

97. Осередько Ю.С., Юращик И.Л. Оптимизация параметров парогазовых турбоустановок без сжигания топлива в котле-утилизаторе // Транспорт и хранение газа. -М.: ВНИИЭгазпром 1977. Вып.6. С. 18-26.

98. Галлиулин З.Т., Леонтьев Е.В., Щуровский В.А. Технико-экономический анализ эффективности газотурбинного привода в транспорте природного газа // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1987. № 3. С. 139-144.

99. Мошкарип А.В., Девочкин М.А., Шелыгин Б.Л., Рабенко B.C. Анализ перспектив развития отечественной теплоэнергетики; Под ред. А.В. Мошкарина / Иван. гос. энерг. ун-т. Иваново, 2002. - 256 с.

100. Котляр И.В. Переменный режим работы газотурбинных установок / Под ред. д.т.н., проф. Я.И. Шнеэ. -М.: МАШГИЗ, 1961.

101. Weber О. The Huntorf air storage gas turbine power station // Elec. Rev. (Cr. Brit). 1978, 292. - №13. - P. 52-55.

102. Kleinschmidt R.V. Value of wet-compression in gas-turbine cycles. Mech. Eng., 1947, 69, №9.

103. Wu Chung-Hud. General Theory of Three Dimensional Flow in Subsonic and Supersonic Tyrbomachines of Axial, Radial and Mixed flow Types - Trans. Of the ASME. - 1952. - V.74. - №8.

104. Zachary, Justin et al. Next Generation Gas Turbine An EPC Contractor's Experience. Presented at Power-Gen International, Las Vegas, Nevada, U.S.A., December 2003.

105. Chrusciel, A. et al. Design of High Load Cycle Operation for Combined Cycle Plants. Presented at Power-Gen International, Las Vegas, Nevada, U.S.A., December 2001.

106. Hale D. Compressor station modernization: The key to cutting fuel consts // Pipeline and Gas Journal. 1984. Vol.211.№ 6. P. 17-20.

107. Rice I.G. The Combined Reheat Gas Turbine // Steam Turbine Cycle. Part L. Trans, of the ASME. Journal of Engineering for Power. 1980. Vol. 102. № 1.

108. Quantensprung bei Gasturbinen Spart Energie // VDI Nachricten 24, September1993. P. 36.

109. Nanhoff H., Troren K. GT 24 u GT 26 gas turbine sequential combustion the rey to high efficiencies // ABB Review. 1994. № 2.

110. Turbines for the turn of the century / R.L. Bannister a. o. // Mechnical Engineering.1994. Vol. 116. №6. P. 68-75.