Утилизация вторичных энергоресурсов газовых двигателей и газотурбинных установок с использованием тепловых насосов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.02, кандидат технических наук Антипов, Юрий Александрович

• Антипов, Юрий Александрович
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Антипов, Юрий Александрович

Условные обозначения.

Введение.

Глава I Анализ способов утилизации теплоты тепловых двигателей и постановка задачи исследования.

1.1. Утилизация теплоты без использования тепловых насосов.

1.2. Тепловые насосы в системе утилизации теплоты.

Выводы по первой главе.

Глава II Коэффициент преобразования тепловых насосов.

Выводы по второй главе.

Глава III Утилизация теплоты газовых двигателей.

3.1. Выбор типа газового двигателя.

3.2. Газовое топливо.;.

3.3. Газовые двигатели с искровым зажиганием.

3.3.1. Основные параметры двигателя.

3.3.2. Экономичность, мощность и температура 63 отработавших газов двигателя.

3.3.3. Частичные и температурные характеристики.

3.4. Работа теплового насоса совместно с газовым двигателем.

Выводы по третьей главе.

Глава IV Утилизация теплоты газотурбинных двигателей.

4.1. Выбор типа и основных параметров ГТУ.

4.2. Температура отработавших газов двигателей.

4.3. Температурные характеристики ГТУ.

4.4. Работа теплового насоса совместно с ГТУ.

Выводы по четвертой главе.

Глава V Экспериментальное исследование теплового насоса.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Утилизация вторичных энергоресурсов газовых двигателей и газотурбинных установок с использованием тепловых насосов»

Тепловые двигатели являются главным потребителем органического топлива, запасы которого, особенно жидкого, далеко не безграничны. Кроме того, на эти двигатели приходится основная часть вредных выбросов в атмосферу.

Работа посвящена снижению потребления топлива путем утилизации теплоты газовых поршневых двигателей с искровым зажиганием и газотурбинных двигателей, приводящих компрессоры тепловых насосов (ТН). Таким образом, рассматривается возможность утилизации низкотемпературной теплоты самих двигателей (теплоты отработавших газов, масла, охлаждающей воды), так и низкотемпературной теплоты окружающей среды (воздуха, воды водоемов). Последняя осуществляется с помощью тепловых насосов.

В тепловых насосах осуществляется обратный термодинамический цикл, повышающий температуру природных источников (воздуха или воды). Это позволяет применить эту теплоту для отопления. Таким путем можно получить в 1,5-2,0 раза больше теплоты, чем при простом сжигании топлива. Правда при этом надо произвести значительные капитальные затраты, в несколько раз превышающие те, которые необходимы для постройки обычных водогрейных котлов. Принцип работы тепловых насосов известен с XIX века [30, 76]. Однако их применение долго сдерживалось высокой стоимостью изготовления ТН и низкой стоимостью топлива, минимум которой наступил в 60х годах XX века.

Энергетический кризис 1973 г. резко увеличил цены на нефть, а затем на другие виды топлив. С другой стороны, совершенствование технологий, новые методы обработки привели к относительному снижению стоимости сложных энергетических машин.

Таким образом, сложились экономические основания для внедрения сравнительно сложных установок для утилизации теплоты и экономии топлива, какими являются тепловые насосы.

К этому надо добавить, что экономия топлива страны одновременно уменьшает вредные выбросы в атмосферу, ее тепловое загрязнение.

Важность проблемы экономии топлива на государственном уровне подтверждается тем, что в Российской Федерации был принят в 1996 году закон об энергосбережении. Федеральный Закон «Об энергосбережении» [101] стал первым документом в российском праве в области эффективного и Ь рационального использования топлива - энергетических ресурсов. Этот закон утвердил основные принципы энергосберегающей политики . государства, а также рыночно ориентированные механизмы её осуществления. В законе впервые даны определения таким понятиям как «энергосбережение», «энергетический ресурс», «вторичный энергетический ресурс».

Под энергосбережением понимается - реализация правовых, организационных, научных, производственных, технических и экономических мер, направленных на эффективное использование энергетических ресурсов и на вовлечение в хозяйственный оборот » возобновляемых источников энергии.

Из сказанного выше можно сделать вывод о том, что углубленная утилизация теплоты тепловых двигателей является важнейшим направлением энергосбережения.

В нашей работе будем рассматривать утилизацию теплоты ГТУ и ДВС, так как утилизация теплоты ПТУ представляет отдельную самостоятельную задачу.

Г JIА В AI

Способы утилизации теплоты тепловых двигателей и задачи исследования

1.1. Утилизация вторичных энергоресурсов тепловых двигателей без применения тепловых насосов

В настоящее время энергосберегающая: политика признана главным приоритетом энергетической стратегии России.

В соответствии с законом «Об энергосбережении» энергетический ресурс - носитель энергии, который используется в настоящее время или может быть полезно использован в перспективе; вторичный энергетический ресурс -энергетический ресурс, получаемый в виде побочного продукта основного производства или являющийся таким продуктом.

Разработка и внедрение тепловых насосов (ТН) полностью подпадает под понятие «энергосбережение», (создание и использование высокоэффективных технологий), в частности эффективного использования вторичного энергетического ресурса.

Законом предусмотрено осуществление государственного надзора за эффективным использованием энергетических ресурсов, меры по стимулированию энергосбережения («В целях стимулирования эффективного использования энергетических ресурсов в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации, осуществляется установление сезонных цен на природный газ и сезонных тарифов на электрическую и тепловую энергию, а также внутрисуточных дифференцированных тарифов на электрическую энергию» [42, 72].

Основное направление технического прогресса в теплоэнергетике, в области превращения теплоты в работу, заключается в повышении средней температуры подвода теплоты в теплосиловой цикл и в снижении средней температуры отвода теплоты из цикла. Условия практической реализации этих основных направлений энергетического прогресса в значительной мере зависят от вида применяемых энергоносителей. Одним из путей, способствующим совершенствованию циклов превращения теплоты в работу, является использование энергоносителей в соответствии с их физическими свойствами. Газ является одним из таких энергоносителей, существенно упрощающим задачу повышения средней температуры подвода теплоты в теплосиловой цикл, так как повышение температуры газа не связанно с повышением его давления. Поэтому в настоящее время на практике все большее применение находят газотурбинные теплофикационные установки.

В таких установках для нагрева сетевой воды, идущей на отопление, используется теплота ОГ ГТУ.

При использовании теплофикационных газотурбинных установок в системах теплофикации городов экономически целесообразно применять существенно более высокую температуру сетевой воды по сравнению с паротурбинными установками, так как температура ОГ ГТУ намного выше температуры пара, отбираемого в ПТУ. Это дает возможность снизить начальные затраты на сооружение тепловых сетей.

В таб. 1.1 и 1.2 приведены некоторые данные по успешно эксплуатируемым в России в последнее время ГТУ с использованием теплоты уходящих газов в теплофикационных целях [54].

Таблица 1.1

Расчётные показатели энергетических ГТУ России

ГТУ Параметр Изготовитель, тип и год выпуска ГТУ

ХТЗ, ГТЭ-45, 1989 ЛМЗ, ГТЭ-150 «Рыбинские моторы», ГТГ-110, 1996

1989 1995

Номинальная мощность, МВт 54 131 161 110

КПД, % 28 31 31,5 36

Температура газов перед турбиной вд, °с 900 950 1100 1210

Температура газов за турбиной, °С 475 423 530 517

Расход воздуха, кг/с 271 636 630 357

Степень повышения давления 7,8 13,0 13,0 14,7

Утилизируемая теплота ОГ, МДж/с 100 205 280 155

Таблица 1.2

Теплофикационные ГТУ на базе авиационных и судовых ГТД

Параметр 1 Изготовитель, тип и год выпуска ГТУ

Машпроект Двигатели НК Сатурн- Люлька AJ1-31- СТЭ, '97 ЦИАМ-Союз, 55СТ20, 1995

ГТГ -15, 1992 ГТГ -16, 1993 ГТГ- 25, 1994 НК- 37, 1994 НК- 37-1, 1996

Номинальная мощность, МВт 15,8 17,0 25,0 25,0 30 20 20

КПД, % 31,0 35,5 35,8 36,4 37,1 36,5 31,5

Температура газов перед турбиной ВД, °С 870 1070 1220 1150 1220 1250 980

Температура газов за турбиной, °С 370 420 450 425 455 520 460

Расход воздуха, кг/с 97 75 85 101 109,8 61 95

Степень повышения давления 12,8 20,0 21,8 23,4 - 21,0 10,5

Утилизированная теплота отработавших газов, МДж/с 30 26,5 36 38 43 31 30

Общее количество работающих ГТУ 700 1300 2 1

В том числе энергетических 100 1

Максимальная наработка на агрегат, тыс. ч 60 70 1,5

Эффективный путь всестороннего повышения экономичности электроэнергетики является широкое применение парогазовых установок, обладающих высоким КПД и хорошими эксплуатационными качествами при небольшой удельной стоимости [6, 25,43].

Сочетание паротурбинного и газотурбинного циклов в единой парогазовой установке (ПТУ) позволяет повысить тепловую экономичность на

5-15% по сравнению с чистой ПТУ на те же параметры пара [64].

В настоящее время в энергетике в основном получили применение ПТУ:

• со сбросом отработавших газов ГТУ в парогенератор обычного типа (сбросные ПГУ);

• ПГУ с высоконапорным парогенератором (ВПГ);

• ПГУ с котлом-утилизатором;

• ПГУ с вводом пара в газовую установку.

ПГУ с котлом-утилизатором позволяет получить более высокий КПД цикла по сравнению с другими типами ПГУ [60]. Однако для реализации преимуществ схемы ПГУ с котлом-утилизатором необходимы высокотемпературные газовые турбины.

Газовая турбина является основным элементом ПГУ. От совершенства (экономичности, надежности, экологических показателей) ГТУ зависят целесообразность и эффективность парогазовых установок.

При работе на природном газе КПД установок таких фирм как «Вестингауз», «Дженерал электрик», «Сименс» и «АББ», достигает 55%[13]. Преимуществами ПГУ, кроме высокой экономичности, являются умеренная удельная стоимость, слабое воздействие на окружающую среду, возможность сооружения за короткое время. Эти преимущества в полной мере проявляются при относительно невысокой стоимости природного газа. Паровая часть современных ПГУ является относительно простой, а температура перегретого пара на 20-50°С ниже температуры отработавших газов в ГТУ. Температура пара достигла уровня стандартной в энергетике величины 535-565°С.

Одной из станций, где реализован парогазовый цикл с котлом-утилизатором, является Северо-Западная ТЭЦ [20], состоящая из 4 блоков ПГУ-450Т (рис. 1.1.).

Первый блок введен в опытно-промышленную эксплуатацию в 2000 г. В состав каждого блока на этой ТЭЦ входят: две газовые турбины V-94,2 фирмы «Сименс» мощностью по 150 МВт; одна теплофикационная турбина Т-150-7,7 ОАО JIM3 мощностью 150 МВт; два котла-утилизатора П-90 АО «Подольский и машиностроительный завод»; три генератора АО «Электросила» мощностью 160 МВт; трехступенчатая теплофикационная установка, состоящая из трех сетевых подогревателей ОАО J1M3.

Рис. 1.1. Упрощенная схема ПГУ-450Т ГТ1, ГТ2 - газовые турбины 1 и 2; К - компрессор; КС - камера сгорания;

КУ1, КУ2 - котлы-утилизаторы 1 и 2; ОГ - отработавшие газы;

ПТ - паровая турбина; СП1, СП2, СПЗ - сетевые подогреватели

Отработавшие газы из газовых турбин с температурой 540 -560иС через выхлопной диффузор направляются на вход котлов-утилизаторов. Насыщенный пар из барабанов высокого и низкого давлений КУ поступает в пароперегреватели и далее по паропроводам к паровой турбине. Пар высокого давления (давление 8,0 МПа, температура 530 °С) срабатывается в 16 ступенях паровой турбины и за 16 ступенью к основному потоку пара подмешивается пар контура низкого давления (давление 0,63 МПа, температура 200 - 210 °С).

После расширения в ЦВД пар поступает в двухпоточный цилиндр низкого давления (ЦНД) с регулируемыми отборами пара. Для поддержания давления в отборах пара на сетевые подогреватели (СП1,СП2,СПЗ) ЦНД снабжен регулирующей диафрагмой (при полностью закрытой диафрагме пропуск пара в конденсатор не превышает 7 т/ч.

Таблица 1.3

Основные показатели блока

Электрическая мощность, МВт 450

Тепловая мощность, МВт 407

КПД блока, % до 53

Коэффициент использования теплоты топлива 0,85 - 0,90

Температура свежего пара высокого давления, °С 530

Температура свежего пара низкого давления, °С 200

Давление пара высокого давления, МПа 7,8

Давление пара низкого давления, МПа 0,63

Основное топливо Природный газ

Резервное топливо Дизельное топливо

Стационарные двигатели внутреннего сгорания (дизели и газовые двигатели) используются для выработки электроэнергии в отдаленных районах с малым энергопотреблением [70]. В России - это районы крайнего севера, горные районы. Широко применяются стационарные ДВС в развивающихся странах - Камбодже, Индонезия, страны Африки и Арабского Востока. Преимущество ДВС - высокая экономичность (дизели имеют iie=40-45%, газовые двигатели rje=32-34%). Недостатки: малая единичная мощность, высокая стоимость. Однако в тех случаях, когда помимо электроэнергии используются теплота ОГ и охлаждающей воды ДВС, такие установки . становятся конкурентами ПТУ.

В последнее время в связи с постоянно растущей ценой на электрическую и тепловую энергию потребители проявляют большой интерес к децентрализованным источникам энерго - и теплообеспечения своих предприятий. За рубежом и в России все чаще для таких целей внедряются так называемые, когенерационные технологии, т.е. установки комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, включающие в себя генераторы с приводом от четырехтактных газопоршневых двигателей, использующих в качестве топлива природный газ. Тепловая же энергия вырабатывается в результате утилизации отводимого от двигателей теплоты (из системы охлаждения) и теплоты ОГ. Так, например, в торговом комплексе «Три кита» (Московская область) [77] установлены четыре подобных когерентных модуля мощностью 1,5 МВт каждый по электрической энергии и 1,03 МВт каждый по тепловой. Суммарный КИТ топлива установок достигает здесь 82%.

Расчеты, выполненные по результатам двухгодичной работы с учетом всех эксплуатационных расходов и режимов использования оборудования, показали, что средняя себестоимость производства электрической и тепловой энергии в 6 раз меньше, чем действующие тарифы [93]. Расчетный срок окупаемости затрат на создание таких объектов составляет около 4 лет при установке зарубежного оборудования (Австрия, Германия, США, Италия) [94]. Использование же отечественного оборудования позволит снизить капитальные затраты, что приведет к существенному уменьшению сроков окупаемости. Это позволяет сделать выводы об инвестиционной привлекательности строительства подобных систем комплексной выработки электрической и тепловой энергии на базе тепловых двигателей .

Финские фирмы «Валмет» и «Вяртсиля» создали теплосиловые электростанции для комбинированной выработки электроэнергии и теплоты [50]. Дизель с эффективным КПД 40% вырабатывает электроэнергию, а теплота ОГ и охлаждающей воды используется для отопительных целей, что позволяет достичь коэффициента использования теплоты около 80%. Срок службы дизелей - около 30 лет, что не уступает ПТУ.

Заключение диссертации по теме «Тепловые двигатели», Антипов, Юрий Александрович

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Проведенный в первой главе анализ литературных источников показал, что утилизация теплоты вторичных энергоресурсов тепловых двигателей, с целью повышения их экономичности и снижения выбросов, загрязняющих атмосферу веществ, является актуальной задачей. Газовые двигатели и ГТУ имеют ряд преимуществ по сравнению с другими тепловыми двигателями, а включением в схему утилизации теплового насоса можно достичь существенного увеличения экономичности и экологической безопасности. Широкое внедрение и распространение тепловых насосов сдерживается рядом нерешенных проблем, в частности - в отсутствии методики расчета теплового насоса на переменных режимах и определения условий работы газового двигателя и ГТУ совместно с тепловым насосом.

2. Разработана методика и программа расчета параметров теплового насоса на ПЭВМ с учетом изменения эффективности теплообменников на частичных режимах.

3. Получены формулы для определения оптимальной степени сжатия, температуры отработавших газов газовых двигателей, формулы для определения коэффициента использования топлива в схеме утилизации вторичных энергоресурсов газового двигателя, включающей тепловой насос.

4. Расчетно-теоретическим анализом установлено, что при утилизации отработавших газов ГТУ, работающей совместно с тепловым насосом при коэффициенте равном трём, можно достичь значений коэффициента использования первичного топлива 1,48. Без использования теплового насоса коэффициент использования топлива, сжигаемого в ГТУ, составляет 0,86.

5. ГТУ в системе утилизации вторичных энергоресурсов совместно с тепловым насосом необходимо применять при мощностях компрессора более 3.4 МВт. Целесообразно применять двух- или трехвальные установки со свободной силовой турбиной без регенерации теплоты. При мощности компрессора теплового насоса менее 2.3 МВт газовый двигатель с искровым зажиганием предпочтительнее ГТУ, так как превосходит их по экономичности.

6. На основе уравнения теплового баланса получены формулы для определения температуры отработавших газов для газотурбинной установки.

7. Созданы стенды для испытания тепловых насосов, работающих в широком диапазоне нагрузок. Разработаны методики проведения испытаний и обработки экспериментальных данных.

8. По результатам проведенного эксперимента можно утверждать, что потребляемая компрессором мощность увеличивается, а коэффициент преобразования уменьшается с повышением як, что необходимо учитывать при определении необходимой мощности газового двигателя или ГТУ для привода компрессора теплового насоса, основные параметры которого (коэффициент преобразования, теплопроизводительность, потребляемая компрессором мощность) существенно зависят от режима работы. Например, снижение расхода рабочего агента в контуре относительно номинального режима на 20% приводит к уменьшению коэффициента преобразования на -23%.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Антипов, Юрий Александрович, 2005 год

1. Абрамович Г.Н. Прикладная газовая динамика. - М.: Высшая школа, 1990.-810 с.

2. Акимов В.М. Основы надежности газотурбинных двигателей. М.:

3. Машиностроение, 1981. 369 с.

4. Алексеев А.П. и др. Температурные характеристики двухвальных итрехвальных ГТД компрессорных станций. НТС. Транспорт и подземное хранение газа, № 6, 1988. С. 36-40.

5. Альтернативная концепция теплоснабжения городов. //Экономияэнергии (РЖ), № 2,1998.

6. Андрющенко А.И. Возможная экономия топлива от использованияутилизационных ТНУ в системе энергоснабжения предприятий. //Промышленная энергетика, № 2, 2003. с. 15-29.

7. Арсеньев Л.В., Тырышкин В.Г. Перспективы применения газовыхтурбин в энергетике. // Теплоэнергетика, № 9, 1992. с. 29-31.

8. Аронов Д.М. Антидетонационные качества автомобильных двигателей.- М.: //Сб. статей НИИАТ, №2, 1961. с. 12-26.

9. Антипов Ю.А., Шаталов И.К. Подогрев добавочной цикловой воды спомощью ТН. //Вестник РУДН. Серия «Инженерные исследования».-М.: Изд-во РУДН, №1, 2004 с. 60-65.

10. Антипов Ю.А., Барский И.А., Хизяпов P.P. Степень повышениядавления в компрессорах двухконтурных турбореактивных двигателей. //Вестник РУДН. Серия «Инженерные исследования» -М.: Изд-во РУДН, №1, 2004. С. 66-69,

11. Антипов Ю.А., Барский И.А., Сеху Умар Сисе. Стенд для испытанияэлементов теплообменника. // Проблемы теории и практики в инженерных исследованиях. М.: Изд-во РУДН, 1998, - 183 с.

12. Барский И.А. Определение основных параметров газотурбиннойустановки на расчетном режиме. М.: Изд-во УДН, 1969. - 16 с.

13. Барский И.А., Лобан М.В. Выбор типа центробежного нагнетателякомпрессорной станции. // ИРЦ Газпром НТС «Транспорт и подземное хранение газа», № 3, 1999. С. 6-11.

14. Барский И.А., Лобан М.В. Определение температуры газа передтурбиной ГТУ КС. // ИРЦ Газпром, НТС «Транспорт и подземное хранение газа», № 3, 1999. С. 6-12.

15. Барский И.А. и др. Расчет одно- и двухвальных газотурбинныхдвигателей. М.: Изд-во РУДН, 1997. - 32 с.

16. Барский И.А., Шаталов И.К. Расчет характеристик ГТУ. М: Изд-во1. РУДН, 1971.-16 с.

17. Бродянский В.М. Серова Е.Н. Термодинамические особенностициклов парокомпрессионных тепловых насосов. // Холодильная техника, № 7, 1997 С. 28-29.

18. Бриллинг Н.Р., Вихерт М.М., Гутерман И.И. Быстроходные дизели. М.:1. Машгиз, 1957. 517 с.

19. Быков А.В., Калнинь И.М. Альтернативные озонобезопасныехладагенты. // Холодильная техника, № 3, 1989. с. 7-26.

20. Быков А.В., Калнинь И.М., Крузе А.С. Холодильные машины итепловые насосы. М.: Агропромиздат, 1988. - 287 с.

21. Кузнецов В.А. Теплофикационная парогазовая установка Северо

22. Западной ТЭЦ. // Электрические станции, №2, 2001. с. 30-33.

23. Варварский B.C. и др. Энергетическая и экологическаяцелесообразность применения крупных тепловых насосов для централизованного теплоснабжения. // Повышение эффективности использования топлива в народном хозяйстве, т.1, Рига, 1990.-С. 232-239.

24. Варгафтик Н.Б Справочник по теплофизическим свойствам веществ.1. М.: Наука, 1972. -614 с.

25. Генкин К.И. Газовые двигатели. М.: Машгиз, 1962. 496 с.

26. Гидаспов Б.В., Максимов Б.Н. Проблемы применения фреонов вхолодильной технике. // Холодильная техника, № 9, 2000. -с.29-36.

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

28. Жирицкий Г.С. и др. Газовые турбины авиационных двигателей. М.:1. Оборонгиз, 1992. с.66-84.

29. Водородное топливо. // За рулём, № 8,2004. с.53.

30. Газотурбинный наддув. // За рулём, № 9, 2004. с.57.

31. Зубков В.А. Использование тепловых насосов в системахтеплоснабжения. // Теплоэнергетика, № 2, 1996. с. 180-189.

32. Канаев А.А., Корнеев М.И. Парогазовые установки. Л.:

33. Машиностроение, 1974. 240 с.

34. Кириллин В.А., Сычев В.В., Шейндлин А.Е. Техническаятермодинамика. М.: Наука, 1979, -512 с.

35. Колеров Л.К. Газовые двигатели поршневого типа. Л.:

36. Машиностроение, 1968. 150 с.

37. Лебедев Б.П. О выборе рациональной степени сжатия авиационногодвигателя. М.: Труды ЦИАМ, №83, 1955. 30 с.

38. Диссертация Лобан М.В. Повышение эффективности тепловыхдвигателей утилизацией тепла отработавших газов с использованием теплонасосной установки. Москва, 2004. -150 с.

39. Морозов А.К., Черняк Б.Я., Синельников Н.И. Особенности рабочихпроцессов высокооборотных карбюраторных двигателей. М.: Машиностроение, 1971. - 100 с.

40. Мартыновский B.C. Тепловые насосы. М. - Л.: Госэнергоиздат,1955.-149 с.

41. Мартыновский B.C. Циклы, схемы и характеристикитермотрансформаторов. М.: Энергия, 1979. - 280 с.

42. Мартыновский B.C. Термодинамические характеристики цикловтепловых и холодильных машин. М.: Машгаз, 1952. - 369 с.

43. Михайловский Г.А. Термодинамические расчеты процессовпарогазовых смесей. М.: Машгаз, 1962. - 496 с.

44. Михеев М.А., Михеева И.М. Основы теплопередачи. М.: Энергия,1978.-310 с.

45. Морозюк Т.В. Модель выбора теплового насоса в составеэнергетической установки. // Хим. и нефтегазовое машиностроение, № 3, 1999. с. 30-32.

46. Новая энергетическая политика России. М.: Энергоатомиздат, 1995.-210 с.

47. Новиков А.С., Мешков С.А., Фаворский О.Н. Разработки АО

48. Рыбинские моторы» для стационарной энергетики. // Теплоэнергетика, № 4, 1998. с.64-83.

49. Огуречников JI.A. Сравнительный анализ парокомпрессионных иабсорбционных тепловых насосов. // Холодильная техника, № 8, 1996.-С. 8-9.

50. Четырехтактный двигатель.// OBJ, сентябрь, 2004. с. 55.

51. Копелев С.З. Тепловые и гидравлические характеристики охлаждаемыхлопаток газовых турбин. М.: Машиностроение, 1993. - 136 с.

52. Румянцев С.В., Зубарев Л.Ф. Теория двигателей внутреннего сгорания.

53. М.: Изд-во УДН, 1974. 210 с.

54. Погодин С.И. Приведение мощности дизеля к стандартным условиям.- М.: Машиностроение, 1973. 140 с.

55. Портнов Д.А. Быстроходные турбопоршневые двигатели своспламенением от сжатия. М.: Машгаз, 1963. - 630 с.

56. Проценко В.П. Тепловые насосы в капиталистических странах.

57. Современное состояние и направления развития. // Теплоэнергетика, №3 , 1988.-с. 138-155.

58. Проценко В.П., Сафонов В.К., Ларкин Д.К. Тепловые насосы. Учебноепособие. М., 1984. - 100 с.

59. Рей Д., Макмайкл Д. Тепловые насосы. М.: Энергоиздат, 1982. -248 с.

60. Соколов Е.А., Бродянский В.М. Энергетические основытрансформации тепла и процессов охлаждения. М.: Энергия, 1968.-136 с.

61. Соколов Е.А., Мартынов В.А. Энергетические характеристикигазотурбинных теплофикационных установок. // Теплоэнергетика, № 12, 1994. с. 203-220.

62. Степанов Г. Ю. Основы теории лопаточных машин комбинированныхи газотурбинных двигателей. М.: Оборонгиз, 1958. - 350 с.

63. Термодинамические свойства важнейших рабочих веществхолодильных машин. Сборник трудов. Под ред. Перелыптейна И.Ш. -М.: ВНИИ ХОЛОДМАШ, 1976. 468 с.

64. Хайнрик Г., Найрок X., Нестер В. Теплонасосные установки дляотопления и горячего водоснабжения: перевод с нем. // Под ред. Явнеля Б.К. М.: Стройиздат, 1985. - 136 с.

65. Холщевников К.В. Теория и расчет авиационных лопаточных машин.

66. М.: Машиностроение, 1970. 670 с.

67. Шаталов И.К., Лобан М.В. Сравнительный анализ рабочих тел длятеплового насоса. Сборник научных трудов «А1стуальные проблемы теории и практики инженерных исследований». М.: Машиностроение, 1999. - С - 106-108.

68. Шаталов И.К. Определение основных параметров парогазовыхустановок. // Учебное пособие. М.: Изд-во РУДН, 1985. - 32 с.

69. Шаталов И.К., Барский И.А. Регулировочные характеристикигазотурбинных установок, схемы и определение основныхпараметров ПГУ. // Учебное пособие. М.: Изд-во РУДН, 2003. -122 с.

70. Шелковский В.И. и др. Утилизация и использование вторичныхэнергоресурсов компрессорных станций. М.: Недра, 1991. -276 с.

71. Шкур дин В.Г. Использование ТНУ для теплоснабжения очистныхсооружений канализации. // Энергосберегающие технологии в области очистки природных и сточных вод М.: 1989. - с. 35-49.

72. Щегляев А.В. Паровые турбины. 4.2. М.: Энергоиздат, 1993. - 414 с.

73. Яковлев В.М. Математическая обработка результатов исследований.

74. М.: Физматиздат, 1988. 480 с.

75. Литовский Е.И., Левин Л.А. Промышленные тепловые насосы. М.:

76. Энергоатомиздат, 1989. 248 с.

77. Литовский Е.И., Пустовалов Ю.В. Парокомпрессионныетеплонасосные установки. М.: Энергоиздат, 1980. - 122 с.

78. Розенфельд Л.М., Ткачев А.Г. Холодильные машины и аппараты. //Гос.изд. торговой литературы. М.: 1955. - 580 с.

79. Suva in una grande pompa di calore //Cond. aria riscaldamento reft, № 922, 1995. 962 p.

80. Опыт финских фирм использования тепла дизельных установок. //

81. Информационный листок фирмы «Кон Кюр». П/я 7879, штат Джорджия.

82. Кузнецов С.В. Опыт применения поршневых двигателей длякомбинированной выработки электрической и тепловой энергии. //«НЦ», 2004.

83. Закон №28 -ФЗ от 03.04.96 «Об энергосбережении».

84. Томановская В.Ф., Колотова Б. Е. Фреоны. Свойства и применение.

85. Гос. институт прикладной химии. Л.: Химия, 1970. - 182 с.

86. Соколов Ю.Н., Девянин Д.Н., Пищиков С.И. Разработка и испытаниена ТЭЦ-28 ОАО «Мосэнерго» лабораторного стенда поапробации схем использования ТНУ в энергетике. //Новости теплоснабжения, №9, 2000. с. 182-197.

87. Шартуни Н. Показатели карбюраторного двигателя, работающего вжарких странах. // Рабочие процессы в турбинах и ДВС. М.: Изд-во УДН, 1972. - с. 74-79.

88. Kruse Н., Jakobs R. Die Bedeutung der nichtazeotropen

89. Zweistoffkaltemittel beim Einsatz in Warmepumpen und Kaltemittel. // Klima- Kalte- Ingenieur. -№ 7 (1977) Н/ 718, S/ 253 260 p.

90. Lotz H. Rationnelle Energiennutzung in der kaltetechnik. // Kalte- und

91. Klimatechnik, №12, 1976, S.539 545; №13, 1977.

92. Антипов Ю.А., Алексеев А.П., Герценштейн Р.П., Сидорков В.Б.

93. Экспериментальный стенд для акустических исследований лопаточных машин. // Повышение экономичности и эффективности поршневых двигателей и лопаточных машин. -М.: Изд-во УДН, 1986. с. 9-10.

94. Антипов Ю.А., Башмаков И.В. Лабораторный практикум по курсу

95. Гидрогазодинамика». М.: Изд-во УДН, 1988. - 36 с.

96. Антипов Ю.А., Липанов A.M., Калита П.В. Кинетика конденсации всверхзвуковых соплах в диффузионном приближении. // Формирование и свойства высокодисперсных систем. Л.: ЛПИ, 1989.-С. 8-12.

97. Орехов В.К., Али Аль-Хадж. Профильные потери в турбинныхрешетках с изменяющейся осевой скоростью. // Сборник научных трудов «Проблемы теории и практики в инженерных исследованиях». М.: Издательство АСБ, 2000, - с.21-23.

98. Гусаков С.В., Макаров А.П. Анализ методов повышения КПДдвигателя с принудительным воспламенением при его работе на биогазе. // Актуальные проблемы теории и практики инженерных исследований: Сб. научных трудов. М.: Машиностроение, 1999. -с. 127-132.

99. Гусаков С.В., Макаров А.П. О влиянии состава газообразного топливана индикаторный КПД двигателя. // Снижение токсичных выбросов ОГ.: Тезисы докладов на международном семинаре. -М.: МГАВТ, 1999. с. 75-76.

100. Орехов В.К. Двигатель внутреннего сгорания. Патент РФ изобретение2196242 от 10.01.2003.

101. Heat pump fundamentals: Proc. of the NATO advanced study inst. on heatpump fundamentals, Espinho, Sept. 1-12, 1980/Ed:Berghmans J. -Hague ets: Nishoff, 1983 XII, 558 p.

102. Heat pumps and energy recovery. Pros, of the meet. Aug. 29-31, 1990,

103. Stockholm / Inst, intern, du froid. Paris, 1990.

104. Esperiense aapplicative sui sostituti dell' R502 e R22 con miscele a base di

105. R32/ R125/ R134a. / Ferrari D., Corr S., Low R., Lindley A. // Freddo 1994-48, №5, 438-446 h.

106. Das schwedische Modell: Sichere Alternativen fur FCKW //Energie 1995-47, №10-50-52 p.89. 50 MW heat-pump converted II Energy Refr. 1995 - 22, №4-11 p.

107. What's in a name? Carrier units feature "Puron" (a.k.a. R-410) // Air Cond.,

108. Heat and Refrig. News. 1998 - 205, №9 -c.5.

109. Esperiense applicative sui sostituti dell' R502 e R22 con miscele a base di

110. R32/ R125/ R134a. / Ferrari D., Corr S., Low R., Lindley A. // Freddo -1994-48, №5, 438-446 h.

111. Warnenpumpen mit Ammoniak / Zoog Martin // Schweiz. Ing. Archit,1988. -116, 25, c.23.

112. Weberei warmf Wohnungen // Umweltmagazin. 1995 - 24, №. 3.

113. Mandi H., Obst G. Warmepumpenanlagen in EVN Bereich Mesergebnisseund Betribstaden. OZE. 1991. - H. 7.

114. Bies D. and others. Optimized cooling of the intake air a new way for theupgrading of gas turbine plants. // Power-Gen'99 conference, 1-3 June 1999, Messe Francfurt, Germany.