автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Исследование и оптимизация схем и параметров гибридных электростанций на основе топливных элементов и газотурбинных установок



На правах рукописи

ЗАХАРЕНКОВ ЕВГЕНИИ АЛЕКСЕЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ СХЕМ И ПАРАМЕТРОВ ГИБРИДНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ НА ОСНОВЕ ТОПЛИВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ И ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

Специальность: 05.14.01 - «Энергетические системы и комплексы»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

л;...'^

Москва - 2009

003467877

Работа выполнена в Московском энергетическом институте (Техническом университете) на кафедре Тепловых электрических станций.

Научный руководитель: кандидат технических наук,

доцент Буров Валерий Дмитриевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук

профессор Аракелян Эдик Койрунович

кандидат технических наук Соколова Мария Александровна

Ведущая организация: ЗАО «Фирма «ТЭПИНЖЕНИРИНГ»

Защита состоится « 28 » 'мая 2009 г. в 14 час. 00 мин. в аудитории Б-205 на заседании диссертационного совета Д 212.157.14 при Московском энергетическом институте (Техническом университете).

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского энергетического института (Технического университета).

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью организации) просим направлять по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, 14, Ученый Совет МЭИ (ТУ). Автореферат разослан « » апреля 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.157.14 к.т.н., доцент

Зверьков В.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

В условиях роста цен на топливо энергетика обращается все к более экономичным технологиям производства электроэнергии. В большой энергетике активно внедряют ПТУ с электрическим КПД до 60%, проектируются угольные станции на супер-сверхкритические параметры с КПД до 45%. Опыт западных стран показывает, что в рыночных условиях невозможно добиться устойчивого энергоснабжения при существовании энергосистемы с преимущественно мощными энергоустановками. На ровне с большой должна развиваться малая энергетика.

Предлагаемые производителями энергетические установки малой мощности, сегодня, не могут похвастаться высокой экономичностью. ГПА и дизельные установки - 30-45%, микротурбины - 25-30%.

Значительно повысить эффективность выработки электроэнергии на органическом топливе возможно с применением гибридных электростанций (ГибЭС) на основе топливных элементов (ТЭ) и газотурбинных установок (ГТУ). КПД по выработке электроэнергии этой технологии может достигать более 70%. Для ближайшего будущего данные установки можно рассматривать в диапазоне мощностей от 200 кВт до 10 МВт. При этом в перспективе есть потенциал увеличения мощности для использования в большой энергетике. В мире крупные производители энергетического оборудования уже продемонстрировали первые установки мощностью до 1 МВт.

Гибридные установки находятся в стадии исследований и разработки, продемонстрированные установки имеют не оптимизированные параметры и структуру схем. Отсутствуют четкие методики расчета и оптимизации их тепловых схем. Нет данных по выбору газотурбинного оборудования для этих электростанций. В связи с этим, изучение вопросов, связанных со структурой тепловой схемы и выбором оптимальных параметров гибридных электростанций приобретает особую актуальность.

Цель работы.

1. Разработать основные методические положения расчёта тепловых схем ГибЭС.

2. Дополнить и развить методики определения показателей тепловой экономичности ГибЭС.

3. Разработать методические основы выбора оптимальных параметров ГТУ с точки зрения тепловой экономичности.

4. На основе разработанных методических подходов провести исследование и выполнить анализ степени влияния показателей тепловой схемы на тепловую экономичность ГибЭС и оптимальные параметры рабочей среды ГТУ.

5. Составить основные требования и выработать обобщенные рекомендации по выбору ГТУ.

6. Провести исследовании режимов рабшы ГибЭС существующего оборудования.

7. Провести экономическую оценку эффективности ГибЭС исходя из прогнозных цен на оборудование и используемые материалы при производстве и компоновке ГибЭС.

Научная новизна работы.

1. Усовершенствована методика расчета тепловых схем ГибЭС. Согласно методике была разработана математическая модель на основе широко применяемого программного обеспечения ЭВМ.

2. Впервые проведено расчетное сравнение основных тепловых схем ГибЭС.

3. Впервые проведена комплексная оптимизация степени сжатия воздуха в компрессоре ГТУ ГибЭС и оценено влияние различных характеристик тепловой схемы и окружающих условий на тепловую экономичность ГибЭС и оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ.

4. Впервые проведены исследования режимов работы ГибЭС на основе существующих газотурбинных установок и топливных элементов. Выполнен анализ существующих ГТУ на предмет возможности интеграции в схемы гибридных электро-станций.Составлены рекомендации по выбору ГТУ для схем ГибЭС.

5. Проведена оценка экономической эффективности ГибЭС на основе разработанного и созданного оборудования на сегодняшний день.

Степень достоверности обеспечивается применением широко используемых методик расчетов элементов тепловых схем ТЭС и электрохимических установок, апробированных математических методов моделирования и программного обеспечения, а также хорошей сходимостью результатов с публикуемыми результатами других авторов, занимающихся разработкой и проектированием гибридных станций.

Практическая ценность работы.

1. Разработанные методики и математические модели позволяют значительно ускорить и упростить расчеты тепловых схем ГибЭС, повысить качество и точность расчетов. Полученные методики и результаты расчетных исследований могут применять при проектировании новых гибридных электростанций. Сформулированные рекомендации по выбору газотурбинного оборудования позволяют подбирать ГТУ для схем ГибЭС.

2. Результаты работы использованы компанией НП «ИНВЭЛ» при разработке концептуального проекта гибридной установки на основе высокотемпературных топливных элементов.

3. Результаты работы и разработанные компьютерные модели используются в учебном процессе при подготовке специалистов-энергетиков на кафедре Тепловых электрических станций МЭИ (ТУ).

Апробация работы и публикации.

Результаты работы докладывались на 12-й международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (2005 г., Иваново), 12-й Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2006 г., Москва), 3-й Международной школы-семинара молодых ученых и специалистов «Энергосбережение - теория и практика» (2006 г., Москва), 13-й Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2007 г., Москва), 15-ой Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2008 г., Москва), 14-й международной научно-технической конференции «Состояние и перспективы развития электротехнологии» (2007 г., Иваново), 2-м международном симпозиуме по водородной энерге-

тике (2007 г., Москва), научном семинаре кафедры ТЭС МЭИ (2008 г., Москва).

По результатам диссертации имеется 9 публикаций.

Структура и объем диссертации.

Работа состоит из введения, пяти глав, выводов по работе, списка использованной литературы и приложений. Содержание работы изложено на 120 страницах машинописного текста. Список литературы содержит 82 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении рассмотрены перспективы применения гибридных электростанций на основе топливных элементов и газотурбинных установок, показана необходимость и актуальность внедрения гибридных электростанций. Сформулированы цели диссертационной работы.

В первой главе проведен анализ основных тепловых схем гибридных электростанций и обзор работ по разработке методик расчета тепловых схем Ги-6ЭС, определения их показателей тепловой экономичности, а также по исследованиям параметров и режимов работы гибридных электростанций на основе топливных элементов и газотурбинных установок.

Для исследований в работе выбраны твердооксидные топливные элементы (ТОТЭ), так как они имеют наибольший потенциал применения в гибридных электростанциях по сравнению с другими типами топливных элементов.

По результатам первой главы обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы следующие основные задачи исследования.

Вторая глава посвящена разработке методики расчета тепловых схем и показателей тепловой экономичности гибридных электростанций. Выявлен достаточно сложный характер расчетного алгоритма. Показано, что характеристики топливных элементов и газотурбинных установок сильно взаимозависят друг от друга, что усложняет расчеты тепловых схем ГибЭС и подразумевает комплексный подход при учете показателей в тепловой схеме. Исходя из этого, была построена основная структура алгоритма расчета и разработан собственно алгоритм, характеризующийся значительным количеством вложенных итерационных вычислений на уровне основных элементов (рис. 1).

Рис. 1. Блок-схема алгоритма расчета ГибЭС.

т

И Я

В &

Й

се &

X

Предложенный алгоритм применим к балансовым и поверочным (режимным) расчетам сложных схем ГибЭС. Определены основные стадии расчета и даны рекомендации по расчету отдельных элементов тепловой схемы ГибЭС, а также затрат электрической энергии на собственные нужды.

На основе предложенного алгоритма создана компьютерная модель с применением современного программного обеспечения. Электрохимический генератор

(ЭХГ) замоделирован на базе «MS Excel», а газотурбинная установка, теплообменники и сама тепловая схема сделана в программной среде «Thermoflex».

Показатели тепловой экономичности рассчитывались по следующим формулам. КПД по производству электроэнергии брутто ГибЭС:

„Э.БР _ Njxr+Njh-y m

Л ГибЭС - ^ > I1)

где NgXr - электрическая мощность ЭХГ (переменного тока), МВт;

N^ry - электрическая мощность ГТУ, МВт;

Qx - теплота топлива, подводимого в ЭХГ и ГТУ, МВт.

ТЛГТТТ тгл Tinлиовг\ттРТОЛг г»nwmAr»uanrriTi ПАТГЛ гиЛпмпилй 1ТТОЪ"тЛЛТОиТПт ЛППО-

X УХ if. ^ 1«V «/■ItVAVl^/WtiV^t Aiv* A. vy 1 llU^Il^ilWH v/«iVlVl|/UV lUllt^Ull

деляется:

„Э.Нетто _ N3xr+NrTy.,/i „ГибЭСл

ЧГибЗС - ^ XU ~~ ЭСН )> \l)

где э[нбЭС- затраты электроэнергии на собственные нужды, главным образом состоящие из мощности дожимного топливного компрессора ГТУ, мощности электролизера, вырабатывающего водород для системы очистки топлива и АСУ Ш электростанции.

В третьей главе проведено расчетное сравнение основных тепловых схем гибридных электростанций. Сделана оптимизация степени сжатия давления в ГибЭС, а также исследовано влияние параметров схемы ГибЭС на тепловую экономичность и оптимальное значение степени сжатия в компрессоре.

В качестве прототипа для расчета приняты вольтамперные характеристики (ВАХ) топливных элементов компании «Siemens Westinghouse Power Generation», а исполнение электрохимического генератора взята за основу конструкция, разработанная японской компанией «Mitsubishi Heavy Industries». Основные параметры газотурбинной установки и другого оборудования обоснованны в работе и были выбраны как наиболее соответствующие технологическому развитию на сегодняшний день.

По итогам сравнительных расчетов наиболее высоким соотношением КПД по выработке электроэнергии и конструктивной реализуемостью автором определена схема, изображенная на рис. 2. Для дальнейших исследований использована

именно данная тепловая схема ГибЭС.

Рис. 2. Тепловая схема ГибЭС с топливными элементами, работающими под давлением.

В работе проведена оптимизация степени сжатия воздуха в компрессоре ГТУ. При этом в качестве критерия оптимизации был выбран электрический КОД нетто. График зависимость степени сжатия от электрического КПД нетто приведен на рис. 3. Из графика видно, что степень сжатая в компрессоре ГТУ имеет четкий оптимум. Для принятых базовых условий этот показатель имеет оптимальное значение около 3.

В третей глава также проведено исследование влияния параметров тепловой схемы ГибЭС на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре и тепловую экономичность станции для плотности тока, степени использования топлива, КПД компрессора и турбины, степени регенерации и температуры наружного воздуха.

В третей глава также проведено исследование влияния параметров тепловой схемы ГибЭС на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре и тепловую эконо-

мичность станции для плотности тока, степени использования топлива, КПД компрессора и турбины, степени регенерации и температуры наружного воздуха.

64

62 -I-----—I--Н

2,0 2,5 3,0 3,5 4,0

Степень сжатия в компрессоре

Рис.3. Зависимость электрического КПД ГибЭС от степени сжатия в компрессоре ГТУ.

Плотность тока является одним из ключевых параметров, определяющих режим работы топливных элементов. Кроме напряжения плотность тока определяет удельную мощность топливных элементов. В работе плотность тока варьировалась от 200 до 450 мА/см2. По результатам расчетов построены зависимости электрического КПД и степени сжатия в компрессоре от плотности тока в ТЭ (рис. 4).

Как видно из графика со снижение плотности тока электрический КПД ГибЭС значительно расчет, при этом прирост КПД постепенно снижается. Так при изменении плотности тока с 456 до 392 мА/см2 КПД вырос почта на 3%, а с 264 до 200 мА/см2 всего на 1,2%. Рост КПД ГибЭС с ростом плотности тока объясняется прежде всего повышением напряжения на электродах ТЭ с менее значительным снижение теплопе-репада в газовой турбине, а изменение прироста - спецификой процессов в ТЭ и наклоном В АХ, где в зоне низких плотностей тока кроме активного сопротивления электролита сильное влияние начинает оказывать электрохимическая поляризация электродов.

Также из графика видно, что с ростом плотности тока оптимальное значение степени сжатия в компрессоре уменьшается. Это происходит в результате снижения располагаемого тепла ГТУ. При этом доля мощности ГТУ в диапазоне плотностей тока от 200 до 450 мА/см2 меняется от 15 до 30%.

о

ю £

В

ы «

к

я &

а к О

66

65

64

63

62

5? 61

о Е 60

о X 59

58

57

56

т

—♦—200 мА/см2 —»—264 мА/см2 —о—328 мА/см2 у 392 мА/ср.«2 —Ж—456 мА/см2

1,0 2,0 3,0 4,0

Степень сжатия в компрессоре

5,0

ГТУ

эхг

264 328 392

Плотность тока мА/см2

456

Рис. 4. Графики изменения электрического КПД нетто ГибЭС, оптимального степени сжатия воздуха в компрессоре и распределения долей мощностей ЭХГ и ГТУ от плотности

тока в ТЭ.

Другой важно характеристикой топливных элементов является степень использования топлива (□!). Со снижением степени использования топлива в ТЭ условия электрохимических процессов улучшаются, и среднее напряжение ТЭ растет вместе с

удельной мощностью. По результатам расчета построены графики зависимости электрического КПД ГибЭС от степени сжатия в компрессоре и степени использования топлив в ТЭ (рис. 5).

а т

о в и

О |

гр Я

я р.

66 64 62 60 58 56 54 52 50

■50% -«-60%

-*~80% —*—90%

1,0 2,0 3,0 4,0 5,0

Степень сжатия в компрессоре

6,0

я и X т

>я

1,0 -ш

0,8

0.6 Б*

0,4

В о

8 0,2

0,0

«ГТУ

эхг

50 60 70 80 90

Степень использования топлива в ТЭ, %

Рис. 5. Графики изменения электрического КПД нетто ГибЭС, оптимального степени сжатия воздуха в компрессоре и распределения долей мощностей ЭХГ и ГТУ от степени использования топлива в ТЭ.

По графику видно, что 10% рост использования топлива приводит к более чем 2%-му росту электрического КПД ГибЭС, при чем этот прирост практически не зависит от исчисляемого уровня использования топлива в ТЭ.

Учитывая, что снижение О Г приводит к увеличению располагаемого тепла перед ГТУ, за счет дожигания непрореагировавшего топлива, то оптимальное значение степени сжатия в компрессоре также будет возрастать. По результатам расчетов изменение М в диапазоне от 50 до 90% приводит к изменению оптимального значения степени сжатия в компрессоре от 2,8 до 4,3, электрического КПД с 55 Д до 65%, а доли мощности ГТУ от 36 до 15%.

Процентное изменение КПД ГТУ, компрессора и степени регенерации имеют близкий оказываемый эффект на электрический КПД ГибЭС (рис. 6,7).

-»-75% —»—80%

"•в—85% —*~90% -*-95%

5

1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4, Степень сжатия в компрессоре

О

п ю к и

э

(Т)

65 64 63 62 61 60 59

1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 Степень сжатия в компрессоре

-«-75% -в-80%

85%

—^—95

4,5

Рис. 6. Графики изменения электрического КПД нетто ГибЭС и оптимального степени сжатия воздуха в компрессоре ГТУ в зависимости от КПД компрессора (нижний) и

турбины (верхний).

Степень сжатия в компрессоре

Рис. 7. Графики изменения электрического КПД нетто ГибЭС и оптимального степени сжатия воздуха в компрессоре ГТУ в зависимости от степени регенерации.

Так увеличение какого-либо Из этих параметров на 1% приводит к увеличению КПД ГибЭС на 0,2%. При этом степень регенерации влияет чуть больше, потом КПД турбины и меньше всего КПД компрессора Однако на оптимальное значение степени сжатия они влияют по-разному. Рост КПД турбины увеличивает оптимум, КПД компрессора практически не влияет, а степень регенерации снижает оптимум.

На рис. 8 изображен график зависимости электрического КПД ГибЭС от температуры наружного воздуха (Ьш), полученный по результатам расчетов.

Из графика видно, что с падением температуры окружающей среды электрический КПД ГибЭС растет. Например, изменение температуры воздуха с+15до-15оС ведет к росту КПД ГибЭС на 1%. Низкая температура дает сжимать воздух до одного и того же давления при меньших затратах энергии. К тому же снижение температуры рабочей среды перед компрессором снижает температуру конца компрессора. Более холодный сжатый воздух глубже охлаждает уходящие газы в рекуператоре, что приводит в конечном результате к росту тепловой экономичности всей установки.

Рис. 8. Зависимость электрического КПД нетто от температуры наружного воздуха.

В четвертой главе на основе анализов и расчетов, проведенных в предыдущих главах, сделаны рекомендации по выбору ГТУ для работы в составе ГибЭС. На основе этих рекомендаций сделан анализ рынка представленных на сегодняшний день газотурбинных установок мощностью до 5 МВт на предмет возможности использования их в схемах ГибЭС. Среди рассмотренных ГТУ выбрана наиболее подходящая по характеристикам установка типа Capstone 1000С мощностью 1 МВт.

В работе было проведено расчетное исследование режимов ГибЭС с применением существующего оборудования. Исследуемая установка состояла из электрохимического генератора определенной конструкции и набора блоков топливных элементов. В модели использована ГТУ типа Capstone 1000С. Для этой ГТУ по данным производителя были построены характеристики компрессора и турбины. Учитывая текущие технологические трудности работы ТЭ с большими температурными колебаниями, изменение нагрузки ЭХГ было принято не более 15% от максимального значения, а большие отклонения мощности проводились за счет регулирования нагрузки ГТУ. В итоге, нагрузка всей ГибЭС изменялась в диапазоне от 70 до 100%.

Полученный график зависимости электрического КПД ГибЭС представлен на рис. 9. От 70 до 88% нагрузка менялась за счет изменения одновременно мощности ЭХГ и

ГТУ (увеличения подачи воздуха через компрессор и топлива в ЭХГ). Дальнейший рост нагрузки до 100% осуществлялся за счет подвода дополнительного топлива в камеру сгорания ГТУ с увеличением расхода воздуха через компрессор и открытием байпаса ЭХГ (см. рис. 2). Увеличение мощности за счет ЭХГ ведет к плавному изменению КПД ГибЭС (70-88%) примерно на 2 % (повышение), а рост мощности за счет ГТУ (88-100%) снижает КПД на 5%. В результате можно заключить, что нагрузку 88% для данной установки можно принять номинальной как самой эффективной. Таким образом, выбор номинального режима может значительно влиять на эффективность работы ГибЭС.

Рис. 9. Электрического КПД нетто от нагрузки ГибЭС.

В пятой главе проведена оценка экономической эффективности строительства ГибЭС на основе технически осуществимого на сегодняшний день оборудования и актуальных финансово-экономических условиях. Для этого проведена оценка стоимости строительства и эксплуатационных затрат в течение срока службы ГибЭС. С учетом текущих цен на топливные элементы и исследований проведенный рядом иностранных компаний, удельная стоимость установки принята 2500 $/кВт. Основные технико-экономические параметры ГибЭС были взяты по энергоблоку, рассмотренному в главе 4 (табл. 1).

Расчеты выполнены в прогнозных ценах (с учетом инфляции) по «Сценарным условиям развития электроэнергетики Российской Федерации на 2009-2020 годы». Ставка дисконтирования принята на уровне 13%. Налоговое окружение соответствует четвертому кварталу 2008 г. В этих условия были определены основные интегральные показатели эффективности инвестиций.

Таблица 1

Основные технико-экономические показатели ГибЭС

Основные параметры Значение показателя

Электрическая мощность установки, кВт 2x3500

Число часов использования ном. мощности, ч 8000

Замена батарей топливных элементов, ч 40000

Годовой отпуск электроэнергии, тыс. кВт*ч 56000

Удельный расход условного топлива, г.у.т./кВт*ч 196

Годовой расход топлива, тыс. м'Угод 8978

Анализ полученных результатов указывает, что ГибЭС могут быть экономически эффективными и конкурентоспособными с другими технологиями производства электроэнергии.

По проведенному анализу чувствительности можно сделать вывод, что ГибЭС могут быть коммерчески эффективными при удельной стоимости до 3500 $/кВт (рис.10). Таким образом, высокая стоимость оборудования перекрывается за счет высоких показателей энергетической эффективности.

Удельная стоимость ГибЭС $/кВт

Рис. 10. График изменения удельной стоимости ГибЭС.

выводы

1. Внесены дополнения в методические основы и алгоритмы расчёта тепловой схемы ГибЭС. Получены необходимые для расчетов формулы определения показателей работы ЭХГ и ГТУ. Определен алгоритм расчета тепловой схемы и показателей тепловой экономичности. На основе методик и алгоритмов создана компьютерная модель для расчета тепловых схем гибридных электростанций, позволяющий проводить комплексною оптимизацию структуры и параметров тепловой схемы ГибЭС.

2. В результате анализа различных возможных тепловых схем ГибЭС выделены четыре варианта данных схем. С помощью разработанной методики расчета ГибЭС было проведено сравнение этих схем ГибЭС и выбрана схема обладающая лучшим соотношением КПД и конструктивной реализуемостью.

3. Выбраны и обоснованы условия и критерий оптимизации. Была разработана методика оптимизации, и на ее основание расчетным путем было получено оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ в схемах ГибЭС.

4. Выявлена степень и характер влияния отдельных параметров схемы ГибЭС (плотность тока ТЭ, степень использования топлива в ТЭ, КПД компрессора и турбины, степень регенерации и температура наружного воздуха) на выбор оптимальной степени сжатия в компрессоре ГТУ. Установлено, что ключевыми показателями, наиболее сильно влияющими на тепловую экономичность ГибЭС являются плотность тока и степень использования топлива в ТЭ. При этом для большинства условий оптимальное значение степени сжатия в компрессоре будет находиться в интервале 2,5-4,5.

5. Сделаны рекомендации по выбору ГТУ в составе ГибЭС. Сформулированы основные их показатели и конструктивные особенности.

6. Сделан анализ существующих ГТУ на предмет возможности интеграции в схемы гибридных электростанций. Проведены исследования режимов работы ГибЭС на базе реальной ГТУ типа Capstone 1000С и определенного состава ЭХГ. Выявлено, что выбор номинального режима работы ГибЭС значительно влияет на теп-

ловую экономичность установки в режимах отличного от номинального.

7. С учетом полученных в работе оптимизационных технических решений проведена оценка экономической эффективности гибридных электростанций. Установлено, что ГибЭС при удельной стоимости в 2500 $/кВг могут быть экономически эффективными и конкурентоспособными с другими технологиями производства электроэнергии.

8. Проведен анализ чувствительности экономической эффективности ГибЭС к различным факторам. В результате получено, что применение ГибЭС может быть экономически оправдано при удельной стоимости строительства не превышающей 3500 $/кВт.

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях:

1. Тепловые схемы гибридных электростанций и методика их расчета / Буров В.Д., Захаренков Е.А. // Вестник МЭИ. -2009. -№2. -С. 20-27.

2. Гибридные установки на основе топливных элементов и ГТУ: схемы и их показатели / Буров В.Д., Захаренков Е.А. // XII международная научно-техническая конференция «Радиоэлектроника, электротехника технической конференции студентов и аспирантов»: Тез. докл.: - Москва. 2006. - Т. 3. - С. 187-188.

3. Электроэнергия с максимальной эффективностью: гибридные электростанции / Буров В.Д., Захаренков Е.А. //Сборник трудов 3-й международной школы-семинара молодых ученых и специалистов «Энергосбережение - теория и практика». Москва. 2006. С. 75-77.

4. Высокоэффективные гибридные энергоустановки на основе топливных элементов / Буров В.Д., Захаренков Е.А. // Международная научно-техническая конференция «Состояние и перспективы развития электротехнологии (XII Бернардо-совские чтения)»: Тез. докл.: Иваново, 2005. - Т. 1. - С. 126.

5. Эффективная малая энергетика: топливные элементы / Захаренков Е.А., Буров В.Д. //Турбины и дизели. Июль-август. Рыбинск. 2006. - С. 40-43.

//

6. Особенности выбора параметров гибридных электростанций / Буров В.Д., Заха-ренков Е.А. // XIII международная научно-техническая конференция «Радиоэлектроника, электротехника технической конференции студентов и аспирантов»: Тез. докл.: - Москва. 2007. - Т. 3. - С. 155-156.

7. Расчет тепловых схем гибридных установок / Буров В.Д., Захаренков Е.А. // Международная научно-техническая конференция «Состояние и перспективы развития элекгротехнологаи (XIV Бернардосовские чтения)»: Тез. докл.: Иваново, 2007.-Т. 1.-С. 162.

8. Расчет тепловых схем гибридных электростанций на основе топливных элементов и тепловых двигателей / Буров В.Д., Захаренков Е.А. // Труды П международного симпозиума по водородной энергетике. Москва. 2007. С. 239-241.

9. Определение оптимальных параметров ГТУ в составе гибридных электростанций / Буров В.Д., Захаренков Е.А. // XV международная научно-техническая конференция «Радиоэлектроника, электротехника технической конференции студентов и аспирантов»: Тез. докл.: - Москва. 2009. - Т. 3. - С. 192-193.

Подписано к печати

Печ. л. _Тираж ¡СО Заказ

Типография МЭИ (ТУ), Красноказарменная, 13.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ РАБОТ ПО ИССЛЕДОВАНИЮ И ОПТИМИЗАЦИИ СХЕМ И ПАРАМЕТРОВ ГИБРИДНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ.

1.1. Термодинамические основы гибридных электростанций.

1.2. Обзор существующих тепловых схем гибридных электростанций.

1.3. Обзор работ по исследованию и оптимизации энергетических показателей ГибЭС.

1.4. Постановка задачи и цели исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАСЧЕТА ТЕПЛОВЫХ СХЕМ ГИБЭС И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ.

2.1. Основные положения методики расчетов тепловых схем и определения показателей тепловой экономичности ГибЭС.

2.1.1. Расчёт электрохимического генератора.

2.1.2. Расчёт газотурбинной установки.

2.1.3. Расчет показателей тепловой экономичности гибридных электростанций.

2.1.4. Особенности определения показателей тепловой экономичности ГибЭС с учетом затрат электроэнергии на собственные нужды.

2.1.5. Алгоритм методики расчета гибридной электростанции.

2.2. Описание используемого программного обеспечения для моделирования ГибЭС.

2.3. Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ

ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ГИБЭС.

3.1. Условия расчета. Ограничения и допущения.

3.2. Выбор тепловой схемы для дальнейшей оптимизации.

3.3. Методика оптимизации степени сжатия в компрессоре ГТУ ГибЭС. Критерий оптимизации.

3.4. Оптимизация степени сжатия в компрессоре ГТУ.

3.5. Исследование влияния параметров схемы ГибЭС на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ.

3.5.1. Влияние выбора плотности тока в топливных элементах • на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре

3.5.2. Влияние выбора степени использования топлива в топливных элементах на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ.

3.5.3. Влияние выбора КПД компрессора и турбины ГТУ на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре

3.5.4. Влияние выбора степени регенерации на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ.

10 13.5.5. Влияние температуры наружного воздуха на оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ.

3.6. Выводы по главе 3.

ГЛАВА 4. ВЫБОР ГТУ ДЛЯ РАБОТЫ В СОСТАВЕ ГИБЭС.

4.1. Основные показатели ГТУ в составе ГибЭС. Рекомендации по выбору ГТУ.

4.2. Анализ существующих ГТУ малой мощности.

4.3. Исследование режимов работы ГибЭС.

4.4. Выводы по главе 4.

ГЛАВА 5. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ГИБРИДНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ.

5.1. Основные положения методики определения экономической эффективности.

5.2. Оценка стоимости строительства ГибЭС.

5.2.1. Оценка стоимости электрохимического генератора.

5.2.2. Оценка стоимости газотурбинной установки.

5.3. Экономическая эффективность строительства ГибЭС.

5.4. Анализ чувствительности эффективности инвестиций в ГибЭС.

5.5. Вывод по главе 5.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ.

В условиях роста цен на топливо электроэнергетика обращается к более экономичным и новым технологиям производства электроэнергии. Мы видим, как в большой энергетике активно внедряют парогазовые установки с электрическим КПД до 58-60%, проектируются паротурбинные угольные ^ станции на суперкритические параметры с КПД до 45-48%. Крупные производители энергетического оборудования совместно с государственными организациями вкладывают значительные средства в исследования новых технологий производства электроэнергии.

Опыт западных стран показывает, что в рыночных условиях затруднительно добиться устойчивого энергоснабжения при существовании ф энергосистемы с преимущественно мощными энергоустановками.

Современные тенденции развития мирового рынка электроэнергетики свидетельствуют о неуклонном росте доли автономных источников электроэнергии, работающих на различных видах топлива. В некоторых странах эта доля достигает 25 %. За рубежом, как правило, установка независимых источников электроэнергии диктуется законами обеспечения энергетической безопасности различных объектов, таких, как аэропорты, государственные учреждения, предприятия с взрывоопасным производством и т. д. Однако довольно часто интересы энергетической безопасности Ш совпадают с экономичной целесообразностью оснащения предприятий различных отраслей резервными источниками электроснабжения. Причины автономизации производства электроэнергии в России исходят с двух сторон. Исторически сложилось так, что большая часть территории России (по разным оценкам, от 50 до 70 %) располагается вне зоны действия централизованного энергоснабжения, а в неохваченных регионах используют автономные электростанции (около 50 тыс. шт.) [18,24]. Другая проблема, которая в России в настоящее время стоит достаточно остро, - это уязвимость энергосистемы, которая исходит от значительной изношенности оборудования электростанций и электрических сетей. Существуют и другие причины, под влиянием которых автономизация электроэнергетики на сегодняшний день принимает в России общенациональный масштаб. Например, многие субъекты российской экономики пытаются освободиться от давления оставшейся после реструктуризации РАО «ЕЭС России» энергосистемы. Несмотря на исчезновение целостной монополии, подключаться и договариваться с энергосистемой по-прежнему трудно. Следовательно, на ровне с большой должна и будет развиваться малая энергетика.

Предлагаемые производителями энергетические установки малой мощности, сегодня, не могут похвастаться высокой экономичностью в сравнение с большими энергоблоками. На рис. 1. показан график зависимости «КПД-Мощность» различных технологий производства электроэнергии. В диапазоне мощностей до нескольких мегаватт наиболее распространены двигатели т внутреннего сгорания (ДВС), газотурбинные установки (микро-ГТУ и ГТУ). Электрический

КПД микро-ГТУ и

80

Ъ. *

10

0 -I-i-1-1-1

0,01 0Л 1 10 100 1000

Электрическая мощность. МВт

Рис.1. График зависимости «КПД-Мощность» разных технологий генерации электроэнергии

ГТУ с такой мощностью составляет 20-30%, ДВС - 30-45%, что в сравнении с мощными агрегатами достаточно низко.

Для малой энергетики возможно значительное повышение эффективности выработки электроэнергии на органическом топливе с применением гибридных электростанций (ГибЭС). Основными составляющими этих установок являются высокотемпературные топливные элементы (ТЭ) и тепловые двигатели [12-14,17]. В настоящее время для ГибЭС используют два типа ТЭ - на основе твердооксидного (ТОТЭ) и расплавленного карбонатного (РКТЭ) электролитов. Использование остаточного тепла от реакций, проходящих в топливных элементах, возможно в газотурбинных и парогазовых установках, в котлах утилизаторах получая пар с дальнейшей выработкой электроэнергии в паровой турбине или выдачей тепла потребителю. ГибЭС - это единственный тип энергетических установок способных вырабатывать электроэнергию с эффективностью до 70% и выше на органическом топливе.

В мировой промышленности крупные производители энергетического оборудования уже продемонстрировали первые пилотные установки. Компании «Siemens-Westinghouse», «Fuel Cell Energy» и «Mitsubishi» построили установки по 220, 250 и 200 кВт с электрическим КПД 53, 56% и 52,1 соответственно. Также в разработке ряд установок от 200 до 1000 кВт находится у компаний «Rolls Royce», «DLR», «Ansaldo», «J-Power», «1Н1», a компания «GE Energy» проектирует установку в несколько МВт [33,3640,42,45,51,56,62-63].

Гибридные электростанции находятся на стадии исследований и разработки. Параметры тепловых схем ГибЭС не оптимизированы, не выбрана конфигурация схем и нет четких методик расчета тепловых схем.

Данная работа посвящена исследованию и анализу характеристик различных вариантов тепловых схем ГибЭС на основе топливных элементов и газотурбинных установок.

Основная часть работы посвящена оптимизации структуры тепловой схемы гибридных электростанций и выбору основных параметров газов в топливных элементах и газотурбинных установках. Разработана методика расчета тепловых схем и показателей тепловой экономичности ГибЭС. Проанализировано влияние различных параметров тепловой схемы ГибЭС на оптимальные параметры газов в схеме. Проведена оценка экономической эффективности предложенных оптимизированных решений.

Работа выполнена под руководством профессора кафедры ТЭС, МЭИ (ТУ), кандидата технических наук, научного руководителя НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» МЭИ (ТУ) Бурова Валерия Дмитриевича, которому автор выражает глубокую благодарность.

Автор выражает благодарность и признательность профессору кафедры ТЭС МЭИ (ТУ), кандидату технических наук Цаневу Стефану Вичеву за ценные замечания, советы и консультации при выполнении диссертационной работы. Автор благодарит коллектив НИЛ «ГТУ и ПГУ ТЭС» за помощь и ценные замечания при написании работы, а так же сотрудников кафедры ТЭС МЭИ (ТУ) за ряд сделанных важных и полезных рекомендаций.

Автор также признателен профессору Кузьме-Кичте Ю.А (ИТФ, МЭИ (ТУ)), профессору Баумбаху Г. (Технический университет г. Штутгарт) за оказанную помощь, специалистам Немецкого Аэрокосмического Центра (DLR) за консультации и предоставленные материалы.

ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

По диссертационной работе можно сделать следующие выводы:

1. Внесены дополнения в методические основы и алгоритмы расчёта тепловой схемы ГибЭС. Получены необходимые для расчетов формулы определения показателей работы ЭХГ и ГТУ. Определен алгоритм расчета тепловой схемы и показателей тепловой экономичности. На основе методик и алгоритмов создана компьютерная модель для расчета тепловых схем гибридных электростанций, позволяющая проводить комплексную оптимизацию структуры и параметров тепловой схемы ГибЭС.

2. В результате анализа различных возможных тепловых схем ГибЭС выделены четыре варианта данных схем. С помощью разработанной методики расчета ГибЭС было проведено сравнение этих схем ГибЭС и выбрана схема, обладающая лучшим соотношением КПД и конструктивной реализуемостью.

3. Выбраны и обоснованы условия и критерий оптимизации. Была разработана методика оптимизации, и на ее основание расчетным путем было получено оптимальное значение степени сжатия в компрессоре ГТУ в схемах ГибЭС.

4. Выявлена степень и характер влияния отдельных параметров схемы ГибЭС (плотность тока ТЭ, степень использования топлива в ТЭ, КПД компрессора и турбины, степень регенерации и температура наружного воздуха) на выбор оптимальной степени сжатия в компрессоре ГТУ. Установлено, что ключевыми показателями, наиболее сильно влияющими на тепловую экономичность ГибЭС, являются плотность тока и степень использования топлива в ТЭ. При этом для большинства условий оптимальное значение степени сжатия в компрессоре будет находиться в интервале 2,5-4,5.

Сделаны рекомендации по выбору ГТУ в составе ГибЭС. Сформулированы основные их показатели и конструктивные особенности.

Выполнен анализ существующих ГТУ на предмет возможности интеграции в схемы гибридных электростанций. Проведены исследования режимов работы ГибЭС на базе реальной ГТУ типа Capstone 1000С и определенного состава ЭХГ. Выявлено, что выбор номинального режима работы ГибЭС значительно влияет на тепловую экономичность установки в режимах отличных от номинального.

С учетом полученных в работе оптимизационных технических решений проведена оценка экономической эффективности гибридных электростанций. Установлено, что ГибЭС при удельной стоимости в 2500 $/кВт могут быть экономически эффективными и конкурентоспособными с другими технологиями производства электроэнергии.

Проведен анализ чувствительности экономической эффективности ГибЭС к различным факторам. В результате получено, что применение ГибЭС может быть экономически оправдано при удельной стоимости строительства не превышающей 3500 $/кВт.

1. Буров В.Д., Коровин Н.В., Седлов А.С., Славнов Ю.А. Определение энергетической эффективности гибридной электростанции с высокотемпературным топливным элементом. Международный симпозиум по водородной энергетике. МЭИ, 2005. с. 16-19.

2. Григорьянц P.P., Залкинд В.И., Иванов П.П. Термодинамическая модель и анализ гибридных установок с твердооксидными топливными элементами и ГТУ. Теплоэнергетика №9, 2008. с. 65-69.

3. Захаренков Е.А., Буров В.Д. Эффективная малая энергетика: топливные элементы. Турбины и дизели. 2006. Июль-август. ООО «Турбомаши-ны», Рыбинск. С. 40-43.

4. Захаренков Е.А., Буров В.Д. Электроэнергия с максимальной эффективностью: гибридные электростанции. Сборник трудов 3-й международной школы-семинара молодых ученых и специалистов «Энергосбережение теория и практика». МЭИ, Москва. С. 75-77.

5. Захаренков Е.А., Буров В.Д. Особенности выбора параметров гибридных электростанций. Тез. докл. XIII Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». МЭИ, Москва. 2007. С. 155-156.

6. Захаренков Е.А., Буров В.Д. Расчет тепловых схем гибридных электростанций на основе топливных элементов и тепловых двигателей. Труды II Международного симпозиума по водородной энергетике. МЭИ, Москва. 2007. С. 239-241.

7. Захаренков Е.А., Буров В.Д. Тепловые схемы гибридных электростанций и методика их расчета. // Вестник МЭИ. -2009. -№2. С. 20-27.

8. Каталог газотурбинного оборудования / Газотурбинные технологии. Специализированный информационно-аналитический журнал. М., 2005.-208 с.

9. Коровин Н.В. Топливные элементы и электрохимические энергоустановки. М.: Издательство МЭИ, 2005. 280 с.

10. Коровин Н.В. Топливные элементы и электрохимические установки: состояние, развитие и проблемы. ISJAEE. №10. 2004.

11. Коровин Н.В. Электрохимическая энергетика. Состояние, проблемы, перспективы. //Известия РАН. Энергетика. 1997. № 4 с. 49-69.

12. Кузык Б.Н., Яковец Ю.В. Россия: стратегия перехода к водородной энергетики. М.: Изд-во Институт экономических стратегий, 2007. -400 с.

13. Лялин Д.А., Ольховский Г. Г. Подходы к проектированию энергоустановок на сонное твердооксидных топливных элементов. Электрические станции № 7, Энергопрогресс, 2006. с. 43-46.

14. Лыкова С.А. Высокоэффективные гибридные энергоустановки на основе топливных элементов. ВТИ. Теплоэнергетика № 15 2002. 50-55 с.

15. Михайлов А. Малая энергетика России: классификация, задачи, применение. Новости электротехники. Информационно-справочное издание. 5(35)2005 г.

16. Ольховский Г.Г. Масштабы и особенности применения газотурбинных и парогазовых установок за рубежом. // «Теплоэнергетика», №9, 2002 г. с. 72-77.

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

18. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства воздуха и продуктов сгорания топлив: Справочник. 2-е изд., перераб. - М.: Энергоатом издат, 1984. -104 с.

19. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства газов: Справочник. 4-е изд., перераб. - М.: Энергоатом издат, 1987. - 288 с.

20. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Под ред. В.Я. Гирш-фельда- 3-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1987. - 328 с.

21. Степанов А.Ю. Малая энергетика в России и зарубежом. Энергорынок. №11. 2005.

22. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / В.Д. Буров, Е.В. Дорохов, Д.П. Елизаров и др.; под ред. В.М. Лавыгина, А.С. Седлов, С.В. Цанева. М.: Изд-во МЭИ, 2005. - 454 с.

23. Теплоэнергетика и теплотехника. Справочник. Кн. l./Под ред. А.В. Клименко и В.М. Зорина. М: Изд-во МЭИ, 1999.

24. Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы: Справочник / М.С. Алхутов, А.А. Амосов, Т.Ф. Басова и др.; под ред. А.В. Клименко и В.М. Зорина. 3-е изд., перераб. - М.: Изд-во МЭИ, 1999. - 528 с.

25. Топливные элементы и гибридные установки на их основе / С.А. Лыкова. Новое в российской энергетике № 7, Энерго-пресс, 2002. с. 5-12.

26. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций. Москва: Изд-во МЭИ, 2002. 584 с.

27. Цанев С.В., Буров В.Д., Соколова М.А. и др. Методика расчета тепловых схем газотурбинных и парогазовых электростанций. МЭИ, 2004.

28. Gas Turbine World. Where Technology turns Into Power and Profit / 200405. Vol.24.

29. A High Efficiency PSOFC/ATS-Gas Turbine Power System. Final report. Siemens Westinghouse Power Corporation . 2001.

30. Casanova A.C., Veyo S.E. Demonstrating Market Performance.//Siemens Power Journal, 2001, №1, p. 14-17.

31. Cost effective hybrid cycles and supporting turbomachinery. Gerry D Agnew, Steve G Berenyi, Robert R Moritz. 2003. Rolls Royce pic.

32. Design and gas turbine combined cycle and cogeneration system. Seminar. Maher A. Elmasri. Thermoflow. 2007.

33. Design optimization of a hybrid solid oxide fuel cell & gas turbine power generation system. ALSTOM Power Technology Centre. Prepared by G.J. Williams, A. Siddle, K. Pointon. 2001. c. 10-25.

34. European Fuel Cell and Hydrogen Projects 1999-2002. European commission. 2003.

35. Fuel cell today Market Survey: large stationary applications. 2 November 2005.

36. Fuel Cell Handbook (Seventh Edition). By EG&G Technical Services, Inc. U.S. Department of Energy, Office of Fossil Energy, National Energy Technology Laboratory November 2004.

37. Fuel cell/Micro-Turbine Combined Cycle. McDermott Technology, Inc. Alliance, Northern Research and Engineering Corporation, Portsmouth, 1999.

38. Fuel cell Technology handbook. Edited by Gregor Hoogers. CRC Press 2003.

39. Fuel Cell/Gas Turbine Hybrid Systems. Prof. Scott Samuelsen. National Fuel Cell Research Center, University of California, Irvine. 2004 ASME International Gas Turbine Institute.

40. Fuel Cells Compendium. Edited by Brandon P.N., Thompsett D. Elsevier advanced technology. 2005. p. 639.

41. Gengo Т., Ando Y., Kabata T. Development of 200kW Class SOFC Combined Cycle System and Future View. Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Technical Review Vol. 45 No. 1 (Mar. 2008).

42. Gengo Т., Hisatome N., Kabata T. Progressing Steadily, Development of High Efficiency SOFC Combined Cycle System. Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Technical Review Vol. 44 No. 1 (Mar. 2007).

43. George R., Hassmann K. Fuel Cell Applications and Types Developments and Potentials. Siemens Power Journal. 1/2001.

44. Giampaolo A. Gas Turbine Handbook: Principles and Practices. Third Edition. The Fairmont Press. 2006.

45. Hirschcnhofer J.H., Stauffer D.B., Engleman R.R. Fuel Cell Handbook. DOE/METC-94/1006.

46. Hybrid heat engines: the power generation systems of the future / A. Layne, M. Williams S., Samuelsen P. Hoffman // Proceed. ASME Turboexpo 2000. Munich, Germany, 2000.

47. Lenz В., Bundschuh N., Schiller G. Performance of a Combined Refor-mer/SOFC System for Aircraft Aplication. Proceeding. 2005.

48. Leo A.J., Ghezel-Ayagh H., Sanderson R. Ultra high efficiency hybrid direct fuel cell / turbine power plant // Proceed. ASME Turboexpo 2000. Munich, Germany, 2000.

49. Massardo A. F., Lubelli F. Internal Reforming Solid Oxide Fuel Cell-Gas Turbine Combined Cycles (IRSOFC-GT): Part A— Cell Model and Cycle Thermodynamic Analysis. Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. 2000. P. 27-35.

50. Office of Fossil Energy Fuel Cell Program Annual Report, September 2004.

51. Selimovic A. Solid Oxide Fuel Cell Modeling for SOFC/Gas Turbine Combined Cycle Simulation. Thesis for degree of Licentiate in Engineering, 2000. Lund University, Sweden.

52. Selimovic A., 2002, Modeling of Solid Oxide Fuel Cells Applied to the Analysis Of Integrated Systems with Gas Turbines, Doctoral Thesis, Lund Institute of Technology.

53. Singhal S.C., Kendall K. High-temperature solid oxide fuel cell: fundamentals, design and applications. Imprint: Elsevier advanced technology. 2003. p. 430.

54. Singhal S.C. Advances in solid oxide fuel cell technology. Solid State Ionics. Elsevier. 2000.

55. Solid oxide fuel cell/gas turbine power plant cycles and performance estimates. W.L. Lundberg. Westinghouse Science & Technology Center, 1996.

56. Solid Oxide Fuel Cell Hybrid System for Distributed Power Generation. Semi-Annual Technical Progress Report. DOE/NETL. 2004.

57. Thermodynamic Modeling and Performance of Combined Solid Oxide Fuel Cell and Gas Turbine Systems. Jens Palsson. May 2002. Doctoral Thesis. Division of Thermal Power Engineering. Department of Heat and Power Engineering. Lund University, Sweden.

58. Turbines for Fuel Cell Hybrid Systems, Jack Brouwer / Proceed. Advanced Power and Energy Program University of California, Irvine. July 30, 2003. c. 1-32.

59. Yamamoto O. Solid oxide fuel cells: fundamental aspects and prospects. Elsevier Science. 2000.

60. Yoshida Y., Hisatome N., Takenobu K. Development of SOFC for Products. Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Technical Review Vol.40 No.4 (Aug. 2003).